Методика провидения исследований скважин прибором ТАГИС-38 и оценка качества измерений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию РФ

ГОУ СПО Октябрьский нефтяной колледж им. С.И. Кувыкина

Методика провидения исследований скважин прибором ТАГИС-38 и оценка качества измерений

ЕП 130201.01 01 сД.01 18 14

Выполнил Е.В. Кожева

студент гр. 4Пр1-08

Принял В. Л. Смаркалов

2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ВВЕДЕНИЕ

1.1 Назначение аппаратуры и её техническая характеристика

1.2 Устройство и принцип действия

1.3 Методика провидения работ

2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Метрологическое обеспечение работы аппаратуры

2.2 Методика провидения метрологических работ

2.3 Определение метрологических параметров

2.4 Определение погрешностей измерений

2.5 Оценка качества полученных результатов

ВВЕДЕНИЕ

скважина измерение метрологический

В настоящее время геофизика занимает передовое место в развитии нефтедобычи.

Геофизические методы исследования скважин - один из разделов прикладной геофизики. Они применяются для решения геологических и технических задач, связанных с поисками, разведкой и разработкой месторождений полезных ископаемых, а также с изучением гидрогеологических и других особенностей исследуемых районов.

Наиболее широкое применение геофизические методы получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробования и эксплуатации, то есть промысловой геофизике.

Исследование скважин геофизическими методами осуществляется в следующих четырех основных направлениях:

1) изучение геологических разрезов скважин;

2) изучение технического состояния скважин;

3) контроль за разработкой месторождений нефти и газа;

4) проведение прострелочных, взрывных и других работ.

Контроль за состоянием скважины и проводимыми в ней работами составляет значительную часть геофизических исследований.

В последние годы всё шире применяются геофизические исследования в фонтанирующих и нагнетательных скважинах, а также в скважинах, оборудованных штанговыми и электроцентробежными насосами (ЭЦН). К приборам, применяемым при этих исследованиях, предъявляются следующие основные требования: надёжность, простота в обращении, малые размеры. При проведении исследований используют специальное оборудование, позволяющее проводить геофизические измерения в скважинах без их остановки.

В настоящее время всё большое распространение получает комплексная скважинная аппаратура, которая позволяет за одну спускоподъёмную операцию произвести измерение нескольких физических параметров горных пород. К такой аппаратуре, для определения технического состояния скважин, относятся приборы Тагис-38.

1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ВВЕДЕНИЕ

1.1 Назначение аппаратуры и её техническая характеристика

Тагис-38 предназначена для решения следующих задач:

· измерения температуры и давления рабочей среды скважины;

· измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород (индикации изменения мощности - для варианта привязки);

· определения мест нарушения в обсадной колонне и НКТ, мест перетока жидкости и газа через эти нарушения;

· определения положения муфтовых соединений обсадной колонны и НКТ, интервалов перфорации и привязки контролируемых параметров по глубине;

· контроля положения элементов технологического оборудования, например: глубины спуска НКТ, положения искусственного забоя и т.п.;

· определения профиля притока, источника обводнения и исследования качественного состава жидкости в стволе скважины;

· измерения расхода жидкости в стволе скважины;

· определения временных зависимостей восстановления давления и дебита (временные замеры на точке);

· контроля технического состояния и определения профиля приёмистости в нагнетательных скважинах;

· определения интервалов заколонных перетоков газа и др.

Аппаратура должна использоваться совместно с компьютеризованной геофизической станцией ЮГРА или со станциями её уровня. Каротажный подъёмник должен быть оборудован одножильным геофизическим кабелем типа КГ-1-30-180-1 ТУ16.К64-01-88 длиной до 5000 м или ему аналогичным.

№	Обозначение	Полное наименование.
1	Т	Канал измерения температуры.
2	МН	Канал измерения давления.
3	ГК	Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород.
4	ЛМ	Канал индикации положения муфт и интервалов перфорации.
5	ИВ	Канал индикации изменения содержания воды в нефти.
6	ИП	Канал индикации изменения притока (оттока) жидкости.
7	ИС	Канал индикации изменения удельной электрической проводимости скважинной жидкости.
8	ННК	Канал индикации изменения водородосодержания горных пород (индикатор заколонных перетоков газа).
9	МР	Канал измерения расхода скважинной жидкости.

Рис. 1 Принятые сокращения обозначения измерительных и индикаторных каналов, управляющих и информационных сигналов

В состав аппаратуры, с учётом приборов-приставок, входят следующие измерительные каналы: Т, МН, ГК, МР; и индикаторные: ЛМ, ИП, ИВ, ИС, ННК.

1. Канал измерения температуры Т:

· рабочий диапазон от5 до 120*С. Диапазон измерения от 20 до 120*С.

· функция преобразования - линейная.

· номинальный коэффициент преобразования 250*С-1 (цена разряда 0,004*С).

· пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 0,8*С

· показатель тепловой инерции датчика, определённый в воде, не более 1,5 с

2. Канал измерения давления МН:

· рабочий диапазон от 0 до 40 МПа. Диапазон измерения от 1 до 40 МПа.

· номинальный коэффициент преобразования 500 МПа-1 (цена разряда 0,002 МПа).

· пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 0,4 МПа

· влияние температуры на основную абсолютною погрешность не более ± 0,4 МПа.

3. Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма излучения ГК:

· рабочий диапазон от 0 до 100 мкР/ч. Диапазон измерения от 5 до 50 мкР/ч.

· функция преобразования - линейная.

· номинальный коэффициент преобразования 35 (мкР/ч.)-1

· пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 5 мкР/ч.

· скорость перемещения при детальных исследованиях 360 м/ч.

4. Канал индикации изменения удельной электрической проводимости ИС:

· рабочий диапазон индикации от 0,1 до 50 См/м

· чувствительность не менее 400 (См/м)-1

5. Канал индикации изменения содержания воды в нефти ИВ:

· рабочий диапазон от 0 до 100% объёмного влагосодержания.

· чувствительность не менее 40%-1 объёмного влагосодержания.

6. Канал индикации изменения притока (оттока) жидкости ИП:

· рабочий диапазон от 0,08 до 12 м3/ч.

· чувствительность не менее 25 (м3/ч)-1

· показатель тепловой инерции датчика, определённый в воде, находится в пределах от 4 до 6 секунд.

7. Аппаратура выполнена в виде цилиндра диаметром не более 38 мм.

· длина базового прибора ТАГИС-38 - 1932 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

· длина базового прибора ТАГИС-38 с прибором-приставкой ТАГИС.38/ИР - 2285 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

· длина базового прибора ТАГИС-38 с прибором-приставкой ТАГИС.38/ННК - 3159 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

· длина базового прибора ТАГИС-38 с прибором-переходником ТАГИС.38/ПР для подключения механических расходомеров типа НАПОР или ГРАНИТ - 2108 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

· длина прибора привязки ТАГИС.38П (усечённый вариант базового прибора без стыковочного узла и датчиков ИП, ИВ) - 1690 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

9. Электропитание аппаратуры осуществляется стабилизированным током положительной полярности:

· при подключенном нагревателе индикатора изменения притока - 340 мА;

· при отключенном нагревателе индикатора изменения притока - 220 мА;

· при присоединении прибора-приставки ТАГИС.38/ИР (вне зависимости от состояния подключения нагревателя изменения притока) ток должен быть увеличен на 20мА;

· при присоединении прибора-приставки ТАГИС.38/ННК (вне зависимости от состояния подключения нагревателя изменения притока) ток должен быть увеличен на 50мА;

· при присоединении прибора-переходника ТАГИС.38/ПР с любым вышеуказанным механическим расходомером (вне зависимости от состояния подключения нагревателя изменения притока) ток должен быть увеличен на 20мА;

Аппаратура обеспечивает решение поставленной задачи за один спуско-подъём путём одновременной регистрации всех контролируемых параметров.

1.2 Устройство и принцип действия

В конструкцию аппаратуры заложен модульно-блочный принцип построения механических узлов и электронных схем.

Базовый скважинный прибор ТАГИС-38 включает в себя герметичный отсек с электроникой, защищённый охранным кожухом, омываемый отсек для датчиков Т, МН, ИП, ИВ (блок датчиков) и стыковочный узел, расположенный в нижней части прибора..

В герметичном отсеке расположены следующие узлы:

· датчик ЛМ;

· плата ЛМ;

· датчик ГК;

· плата измерительная ГК с высоковольтным стабилизатором напряжения;

· повышающий трансформатор;

· плата электропитания;

· плата контроллера и интегрирующего аналого-цифрового преобразователя (АЦП);

· плата измерительная Т, МН, ИП, ИВ.

В блоке датчиков, выполненном в виде жёсткой цельносварной конструкции, помещены:

1. в верхней части - датчики Т, ИП, ИВ;

2. в нижней части - датчик МН и стыковочный узел.

В теле блока датчиков расположены транзитные каналы для питающих и сигнальных проводов к датчику МН и стыковочному узлу.

В стыковочном узле установлен 19-штырьковый малогабаритный разъём с направляющим штырём для механико-электрической стыковки с приборами-приставками.

Аппаратура основана на использовании телеизмерительной системы (ТИС) с передачей по геофизическому кабелю двоично-кодированных информационных сообщений с временным разделением 16-ти измерительных каналов.

Помехозащищенность информации обеспечивается потенциально наиболее помехоустойчивой фазоразностной модуляцией передаваемой последовательности двоичных символов и кодирования сообщений служебной информацией, позволяющей контролировать верность приема.

Сообщение формируется путем чередования каждого адресного и информационного битов с контрольными битами, имеющими значение «лог.0». Синхронизация приемной части ТИС осуществляется по двум стартовым битам, имеющим значение «лог.1» и расположенным в начале каждого сообщения перед первым контрольным символом.

Верность принимаемой информации проверяется по наличию определенного числа контрольных символов после двух стартовых битов, подсчитанных за время, равное длительности одного нормального сообщения. Способ контроля основан на особенности фазоразностной модуляции, заключающейся в более высокой вероятности сдвоенных или более ошибок при демодуляции в случае искажения помехой в линии связи хотя бы одного символа.

При наличии ошибок в принимаемом сообщении текущая информация не регистрируется.

Преобразование параметров контролируемых полей в электрические сигналы осуществляется датчиками, имеющими индивидуальные первичные преобразователи, обеспечивающие необходимое согласование и масштабирование сигналов.

Дальнейшее преобразование электрических сигналов первичных преобразователей в последовательный двоичный код осуществляется для каналов Т, МН, ИП, ИВ многоканальным аналого-цифровым преобразователем, построенным по потенциально помехоустойчивой схеме с двойным интегрированием, обладающей высокой разрешающей способностью и хорошей температурной стабильностью.

Преобразование сигналов ЛМ, ИС осуществляется АЦП, встроенным в РІС- процессоры ,при чем время преобразования ЛМ устанавливается не более 100 мс для надежной регистрации положения муфт и интервалов перфорации.

Преобразование количества импульсов датчиков ГК и МР осуществляется программно двоичными счетчиками, встроенными в РІС- процессоры. Время счета может быть изменено по желанию Потребителя, т.е. быть, например: 2,1 с при регистрации по времени, или 100 мс- при суммировании показаний между квантами глубины при регистрации по глубине.

Электропитание аппаратуры осуществляется стабильным постоянным током по одножильному кабелю, электропитание всех схем аппаратуры стабилизированными напряжениями 25В, 15В, -15В, 5В и прецизионным опорным напряжением 10В.

1.3 Методика проведения измерений

а) Общая последовательность работ

1) Для производства измерений используется каротажная станция «Гектор». В начале необходимо осуществить необходимые соединения между прибором, кабелем (эквивалентом), геофизическим блоком, генератором /74507, компьютером (рис 3.6);

2) Согласно инструкции установить режим регистрации данных;

3) Опустить прибор в скважину ниже уровня бурового раствора,

4) Медленно увеличивать ток на выходе /14507 до 0,4А, контролируя его значения на дисплее,-

5) Произвести запись данных;

6) Перед полным подъемом прибора сбросить ток возбуждения генератора П4507

б) Схема соединений

В схему соединений входит генератор для питания приборов; регистратор ГЕКТОР, предназначенный для регистрации измеряемых параметров в процессе исследования скважин, компьютер для визуального наблюдения за проведением исследований; коллектор для осуществления электрической связи кабеля с каротажной лабораторией; трехжильный кабель, обеспечивающий передачу измеряемого сигнала на поверхность, спуск и подъем скважинных приборов, измерение глубины нахождения приборов в скважине, питание скважинной аппаратуры электроэнергией. Схема соединения изображена на рисунке 3.6

в) Выбор и установка масштаба записи, масштаба глубин, цены первой метки

В связи с внедрением компьютерных технологий все геофизические исследования проводятся с применением программного обеспечения, входящего в комплект каротажного регистратора. В настоящее время применяемые регистраторы комплектуются (ГЕКТОР, ВУЛКАН) программами LOG, Win LOG. Отличительной их особенностью их является использование операционной системы и, как следствие, различие интерфейса пользователя. Так, например, программа

LOG использует наиболее простую операционную систему DOS, a программа Win LOG более совершенная, снабжена дополнительными возможностями и используется операционная система Windows. Оба вида программ предназначены для обеспечения регистрации, редактирования и конвертаци (преобразования) и архивации результатов исследования.

Программа LOG запускается файлом log.exe. При этом после рекламной заставки появляется основное меню, состоящее из следующих элементов'

ПЛОЩАДЬ СКВАЖИНА КАРОТАЖ БАНК ДАННЫХ ВЫХОД

Меню «Каротаж» используется для производства регистрации. Прежде чем войти в это меню, необходимо создать площадь (или выбрать из имеющихся и номер скважины). Для начала регистрации входят в меню «Каротаж». Для этого стрелками выбрать меню, нажать Enter. При этом появляется список приборов, используемых при каротаже. В зависимости от проводимых исследований выбирается нужный прибор. Перед началом регистрации необходимо проверить правильность подключения и работоспособность прибора. Для этого после выбора прибора нажать F7, появляется меню, состоящее из пунктов-

ГРАФИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ

ГРАФИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ (СВИТОК)

ТЕСТ

Перемещая курсор, выбирают ТЕСТ. При этом загружается программа, отвечающая за ТЕСТ. Появление синего фона с таблицами означает, что ТЕСТ загрузился. В нем можно осуществить коррекцию глубины. Для этого нажимают ПРОБЕЛ и вводят нужную глубину. Если пробор работоспособный, в таблице КАНАЛ АЦП показания меняются. Для выхода из ТЕСТА нажимают Esc.

Для записи каротажного файла с графической визуализацией выбирают ГРАФИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ или СВИТОК и нажимают Enter. Выбирают методы, которые будут отображаться при регистрации путем установления курсора на название метода и нажав Insert. Для каждого регистрируемого метода необходимо заполнить таблицу параметров по работе с регистратором (используя PgUp, PgDn).

ПАРАМЕТРЫ ГЕКТОРА

Номера каналов

Номера О-поверок

Значение О-сигнала

Номера ст-поверок

Значение ст-сигнала

Точка записи

Для каждого метода используется таблица ГРАФИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Номер дорожки

Нулевая линия

Цена деления (для линейной сетки)

Точка отсчета

Ширина логарифмического модуля (для логарифмической сетки)

Код Визуализации графического изображения

Для каждого метода заполняется таблица констант, требуемых в расчете геофизической кривой по формуле F. По нажатию F1 можно выбрать из директории CONST подготовленные метрологические константы, используемые В формуле F. После окончания ввода данных нажимают F10 (продолжить), Esc (отмена). Появляется таблица ИНФОРМАЦИЯ О НАСТРОЙКЕ ПРИЕМА ДАННЫХ ГИС

Таймерный канал 0.01 сек

Резерв под файл каротажа (butes)

Критерий петли в точках

Точка записи на точке в целых мин.

Каротаж от таймера (с)/глубины (0)

Номер канала расходомера

Мертвое время для расходомера о (сек)

Время регистрации

Канал натяжения

Коэффициент для натяжения = к*

Макс глубина (м)

Макс скорость (м./ч)

Макс натяжение (кг.)

По ней можно проверить настройку прибора для ГЕКТОРА. Загружается программа, отвечающая за регистрацию данных, и высвечивается меню РЕЖИМ РАБОТЫ С ПРИБОРОМ

Калибровать прибор

Взять калибровку из выбранного вами файла

Прибор работает без калибровки

Перемещая курсор, выбирают нужный режим работы, нажимая Enter.

После выбора режима работы попадают в режим регистрации. При этом клавишами F3 - F7 устанавливают необходимый режим отображения регистрируемых параметров (цвет кривой, текущее значение, значение кривой и левой и правой границы дорожки, отображение крупными цифрами глубины, скорости, значения магнитной метки). Для начала записи каротажа нажимают букву К, для отмены - О.

Во время регистрации, нажав клавишу О, можно попасть в режим ТЕСТ. При этом регистрация прекращается.

Для просмотра файла в меню КАРОТАЖ выбирают необходимый файл и нажимают F4 (просмотр). В появившемся окне выбирают ГРАФИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ или СВИТОК, выбирают методы, которые будут отображаться при просмотре, нажимают Enter и для продолжения F10. На экране появится протяжка графического изображения файла каротажа. Для остановки протяжки нажимают клавишу ПАУЗА, для быстрого и медленного просмотра нажимают F1 или F2.



2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Метрологическое обеспечение работы аппаратуры.

Современная метрология - наука об измерениях, методов и средствах обеспечения их единства и способах достижения требуемой точности

Геофизическую аппаратуру поверяют (эталонируют) с целью определения соответствия её показаний действительным значениям измеряемых параметров, стабильности работы в ожидаемых условиях эксплуатации. Подготовка аппаратуры к эксплуатации состоит из внешнего осмотра, градуировки и поверки. Она проводится непосредственно после поступления аппаратуры в предприятие, а также после каждого ремонта и регулировки, которые могли повлиять на её метрологические характеристики. От качества работы по поверке и градуировке геофизической аппаратуры зависит достоверность измерений и эффективность применения геофизического метода исследований. Поэтому операции по поверке аппаратуры должны проводиться с максимально возможной тщательностью. При поверке, градуировке и подготовке аппаратуры к работе необходимо руководствоваться положениями технических инструкций по методам и средствам поверки для данного вида аппаратуры.

Сложный комплекс задач, решаемых при ГИС, обусловливает необходимость стандартизировать и аттестовывать способы и средства метрологического обслуживания геофизических исследований. При этом трудности решения метрологических вопросов при ГИС, кроме рассмотренных выше, заключается также в специфике используемых единиц измерения этих величин, и, наконец, в появлении многочисленных дополнительных погрешностей от влияния окружающей среды, включая неоднородность и нестабильность параметров физических полей, подлежащих измерению.

Испытание - практически единственный путь объективной оценки показателей качества разрабатываемых, выпускаемых заводами-изготовителями и эксплуатируемых производственными подразделениями изделий геофизической техники. Правильно построенная система метрологического обеспечения и обеспечения надёжности аппаратуры.

В геофизической практике в полном объёме выполняются только приёмочные и ведомственные испытания, другие виды испытаний проводятся бессистемно и в ограниченном объёме. Порядок провидения испытаний определяется уровнем технической оснащённости испытательных баз производств, уровнем исполнительности разработчиков, изготовителей и эксплуатационщиков.

Специфика конструкций скважинных приборов, условий их эксплуатации налагает дополнительные требования на испытательное оборудование и методы испытаний.

Для провидения испытаний на повышенную температуру используются асбоцементные трубы с электрическим нагревом или специально оборудованные шкафы, через которые пропускают разогретый воздух. Камеры такого типа имеют низкий коэффициент полезного действия.

В практике проведения испытаний скважинных приборов на баростойкость используются специальные прочные резервуары, в которых размещается испытуемй прибор. Резервуар герметично закрывается крышкой с помощью фланцевого соединения и заполняется водой; давление поднимается подкачкой масла. Такие простейшие стенды применяются как на заводах, изготавливающих геофизическую аппаратуру, так и в производственных организациях, эксплуатирующих эту аппаратуру.

Очень часто роль испытательного стенда выполняет испытательная скважина, условия которой максимально приближены к условиям эксплуатации, однако таких скважин очень мало, глубины их ограничены, конструкции не всегда позволяют проводить необходимый объем испытаний, а стоимость много выше стоимости испытательных стендов.

2.2 Методика провидения метрологических работ

С целью определения тарировочных констант датчиков прибора провести регистрацию показаний прибора в условных единицах (у. е. ) при комнатной температуре на воздухе и в воде, при температуре Т=0 *С в снеговой воде, при температуре Т=100 *С в кипящей воде, при температуре Т=125*С на воздухе. На каждом из 4-х этапов производится регистрация определенных показаний (констант) прибора.

Все измерения необходимо проводить после определенной, для каждого этапа, выдержки во времени и стабилизации значений всех измеряемых параметров: условной проводимости Рез, условного влагосодержания ВЛГ, параметра Е, условного давления Русл, условной температуры Тусл, условной температуры термодебитомера СТИ, условного напряжения на головке прибора Utau. На экране монитора линии этих параметров должны идти параллельно продольным линиям диаграммной разметки.

Оборудование.

Для проведения работы используется следующее оборудование, оснастка, материалы:

1. Вольтметр В7-22А;

2. Компьютер персональный типа IВМ с установленной программой регистрации и обработки данных «GECTOR» со скважинного прибора «Сова-3» и регистратора «Гектор»;

3. Кондуктометр жидкостей лабораторный КЛ-3М «Импульс»;

4 .Манометр избыточного давления грузопоршневой МП600; диапазон рабочих давлений от 10 до 600 кгс/см (1 ..60Мпа);

5. Регистратор цифровой «ГЕКТОР»;

6. Термометр платиновой или ртутный образцовой с погрешностью измерения не хуже 0,1*С в диапазоне от 0 до +130*С;

7. Термостат воздушный: 0..130*С;

8. Темостат жидкостный: 0..100*С;

9. Нобор растворов поваренной соли NaCl в дистиллированной воде со следующими значениями концентрации соли, г/л : 0,57; 1,12; 1,8; 2,94; 6; 12,7; 73,4; 208; насыщенный раствор (не менее 5 л. каждого значения);

10. Ряд активных плёночных сопротивлений, не обладающих индуктивным сопротивлением: 10к, 5к, 2к, 1к, 500 Ом, 100 Ом, 30 Ом, 15 Ом, 12 Ом;

11. Два стакана латунных толстостенных с внутренними диаметрами

dвнутр.=(dкорп.датч.+0,2)мм,

толщиной стенки и дна не менее 3-х мм и длиной, равной длине корпусов датчиков температуры и СТИ.

2.3 Определение метрологических параметров

1. Комнатные условия.

Расположить на столе прибор и выдержать при комнатной температуре не менее 2-х часов; включить прибор.

Регистрацию показаний производить при стабилизации значений всех условных параметров- как указано выше.

1. Датчик резистивиметра.

1.1.2 Подготовка растворов соли.

Для определения констант датчиков резистивиметра используется растворы поваренной соли Na CI в дистиллированной воде с указанными значениями концентрации соли. В таблице приведены значения концентрации растворов в г/л и соответствующие им значения удельной проводимости д (мСм/м), измеренные с помощью лабораторного кондуктометра жидкостей КЛ-3М «Импульс» при температуре окружающей среде и растворов (22±0,5)*С.

Удельная проводимость д	Концентрация раствора С, г/л
	0,57	1,12	1,8	2,94	6	12,7	73,4	208	Насыщенный раствор
мСм/м	113	216	334	539	1055	2073	9730	20200	22880

Необходимое количество каждого раствора - не менее 5 литров.

Для проведения измерений кондуктометром необходимо использовать предварительно отлитые в отдельные емкости растворы объмом не менее 0,5 л.

1.1.2. Определение констант датчика резистивиметра

Все измерения производить при одной и той же температуре окружающей среды и растворов. После каждого измерения проводимости раствора кондуктометром тщательно промывать его наливной первичных преобразователь дистиллированной водой; после каждого погружения скважинного прибора в раствор перед погружением в раствор другой проводимости также тщательно промывать канал датчика резистивиметра проточной пресной водой.

1.1.2.1. Определить величину удельной проводимости бi каждого раствора лабораторным кондуктометром жидкости КЛ-3М «Импульс» (произвести не менее трех измерений).

1.1.2.2 Определить текущие показания резистивиметра скважинного прибора Рез в у.е. в двух растворах, соответствующих началу и концу диапазону удельной проводимости растворов - Ro и Rm.

1.1.2.3. Создать и ввести в программе «GECTOR» в директорию GECTOR\CONST текстовый файл с константами Go, Gm, Ro, К (см. раздел «Обработка результатов»), где

GO- значение электропроводимости в растворе с минимальным значением удельной проводимости (GO= бмин.*К, К= 0,001), мСм, начало диапазона;

Gm- значение электропроводимости в растворе с максимальным значением удельной проводимости (Gm= бмакс.*К, К= 0,001), мСм, конец диапазона;

Ro- показание скважинного прибора Рез в растворе с б мин., у.е.;

Rm- показание скважинного прибора Рез в растворе с б макс., у.е.;

К=0,001- задаваемое значение коэффициента резистивиметра, 1\м.

1.1.2.4. Произвести измерение удельной проводимости Рез мСм/м каждого раствора скважинным прибором (Рез мСм/м - обозначение удельной проводимости, используемое при регистрации скважинным прибором и регистратором «Гектор»).

1.1.2.5. Вычислить значение электропроводимости Gi каждого раствора:

Gi= Рез мСм/м I * К. мСм, где К= 0,001 /м

1.1.2.6. Определить величину коэффициента резистивиметра Кi для каждого раствора сопоставлением значения удельной проводимости раствора бi по кондуктометру и значения электропроводимости этого раствора Gi:

Кi= Gi/ бi, 1/м.

1.1.2.7. Вычислить среднее значение коэффициента резистивиметра Кср= (€ Кi) / 8.

1.1.2.8. В текстовом файле с константами Go, Gm, Ro, Rm, К заменить значение коэффициента К, равного 0,001, на значение, равное Кср.

1.1.3. Определение работоспособности датчика резистивиметра.

Для определения работоспособности резистивиметра скважинного прибора в условиях эксплуатации допускается использовать переключатель с рядом активных пленочных сопротивлений, не обладающих индуктивной составляющей.

1.1.3.1. Разместить в канале датчика резистивиметра виток провода, к которому с помощью переключателя подсоединять сопротивление из рекомендуемого ряда активных сопротивлений: бесконечность (разрыв витка), 10к, 5к, 2к, 1к, 500 Ом, 30 Ом, 15 Ом, 12 Ом.

1.1.3.2. Произвести регистрацию текущих показаний Рез скважинного прибора в у.е. при каждом значении подключаемого активного сопротивления.

1.2. Датчик влагомера

1.2.1. Произвести регистрацию следующих показаний прибора:

Voo- показание влагомера ВЛГ при сухом датчике влагомера (в воздухе, соответствует началу шкалы), у.е.;

Ео- параметр Е при комнатной температуре, у.е.

1.2.2. Поместить прибор в воду комнатной температуры; температура воды должна соответствовать температуре воздуха в комнате.

1.2.3. Произвести при значении Е= Ео регистрацию

Vom- показание влагомера ВЛГ при мокром датчике влагомера (в воде, соответствует концу шкалы), у.е.

2. Т= 0 *С. Снеговая вода.

Подготовить жидкостный термостат со снеговой водой.

Подключить к каналу измерения давления прибора грузопоршневой манометр.

Поместить в термостат прибор и выдержать при температуре Т= 0*С не менее 2-х часов; включить прибор.

Регистрацию показаний производить при стабилизации значений всех условных параметров-как указано выше.

2.1 Датчик давления

2.1.1. Подать давление Р=10кгс/см2; произвести регистрацию следующих показаний прибора;

U0 - показание прибора Русл. при температуре Т=0*С,у.е.;

R0 - параметр Е при температуре Т=0*С, у.е.;

2.1.2. Подать давление Р=400кгс/см2; произвести регистрацию следующих показаний прибора:

U2 - показание прибора Русл. при температуре Т=0*С,у.е.;

R2 - параметр Е при температуре Т=0*С, у.е.;

2.1.3. Повторить каждый цикл (п.п. 2.1.1, 2.1.2) три раза; в качестве констант выбрать показания из цикла, в котором группа значений U0, R0, U2, R2 лежит в середине диапазона зарегистрированных показаний.

2.1.4. Снять давление.

2.2. ДАТЧИК ТЕМПЕРАТУРЫ И СТИ.

2.2.1. Поместить образцовый термометр в термостат со снеговой водой; чувствительный элемент образцового термометра должен располагаться рядом с термочувствительными элементами датчиков температуры и СТИ.

2.2.2. Произвести регистрацию следующих показаний:

Т2град - показание образцового термометра, *С;

Т2усл - показание прибора Тусл, у. е.

СТИ2усл - показание прибора СТИ, у. е.

2.3. Определение коэффициента преобразования напряжения на головке прибора при измерениях в снеговой воде.

2.3.1. Произвести регистрацию трёх значений напряжения на головке прибора в у. е. U1уе (по текущим показаниям скважинного прибора Utau) и соответствующие им значения напряжения на головке прибора в вольтах U1в (по показаниям вольтметра).

2.3.2. Вычислить для каждой пары значений коэффициент преобразования напряжения на головке прибора по формуле

К1i = UBi / U1уеi, i=1, 2, 3.

2.3.3. Вычислить среднее значение К1ср.

3. Т = 100*С. Кипящая вода.

Подготовить жидкостный термостат с водой.

С целью исключения влияния на показания датчиков температуры и СТИ движения воды при кипении, увеличения постоянной времени измерения температуры надеть на корпус датчиков температуры и СТИ латунные толстостенные стаканы.

Подключить к каналу измерения давления прибора грузопоршневой манометр.

Поместить прибор в термостат; произвести нагревания прибора в воде до Т= 100 *С и выдержать прибор при этой температуре не менее 40 минут; включить прибор; регистрацию показаний производить при стабилизации значений всех условных параметров (как указано выше) и кипении воды.

Одновременно с нагреванием сосуда с водой нагревать воздушный термостат до температуры Т=125 *С и поддерживать указанную температуру.

3.1. Датчик влагомера

3.1.1. Произвести регистрацию

Vtm - показание влагомера ВЛГ при мокром датчике влагомера (в воде, соответствует концу шкалы) при Т= 100 *С, у.е.

3.2. Датчик давления.

3.2.1 Подать в канал измерения давления прибора давление Р= 10 кгс/см2; произвести регистрацию следующих показаний прибора:

U1 - показание прибора Русл при температуре Т= 100 *С, у.е;.

R1 - параметр Е при температуре Т= 100 *С, у.е.

3.1.2. Подать давление Р= 400 кгс/см2; произвести регистрацию следующих показаний прибора:

U3 - показание прибора Русл при температуре Т= 100 *С, у.е.;

R3 - параметр Е при температуре Т= 100 *С, у.е.

3.1.3. Повторить каждый цикл ( п.п.3.1.1, 3.1.2) три раза; в качестве констант выбрать показания из цикла, в котором группа значений U1, R1, U3, R3 лежит в середине диапазона зарегистрированных значений.

3.1.4. Снять давление.

3.3. Датчик температуры и СТИ.

3..3.1. Произвести регистрацию следующих показаний:

Т1град - температура Т=100*С;

Т1усл - показание прибора Тусл при Т=100*С, у. е.;

СТИ1усл - показание прибора СТИ при Т=100*С, у. е

3.4. Определение коэффициента преобразования напряжения на головке прибора при измерениях в кипящей воде.

3.3.1. Произвести регистрацию трёх значений напряжения на головке прибора в у. е. U2уе (по текущим показаниям скважинного прибора Utau) и соответствующие им значения напряжения на головке прибора в вольтах U1в (по показаниям вольтметра).

3.3.2. Вычислить для каждой пары значений коэффициент преобразования напряжения на головке прибора по формуле

К2i = UBi / U1уеi, i=1, 2, 3.

3.3.3. Вычислить среднее значение К2ср.

3.5 Определение коэффициента преобразования напряжения на головке прибора.

Вычислить среднее значение коэффициента преобразования напряжения на головке прибора:

К = ( К1ср + К2ср ) / 2

4. Т=125*С. Сухая печь.

После регистрации показаний прибора в кипящей воде вынуть прибор из жидкостного термостата, вынуть штуцер градуировочного грузопоршневого манометра МП600 из прибора, снять латунные стаканы с корпусов датчиков температуры и СТИ и быстро, не давая остыть, поместить прибор в воздушный термостат, предварительно нагретый и поддерживаемый при температуре Т=125*С; включить прибор; выдержать в термостате не менее одного часа. Регистрацию показаний производить при стабилизации значений условных параметров - как указанно выше.

4.1. Датчик влагомера.

4.1.1. Произвести регистрацию следующих показаний прибора:

Ет - параметр Е при температуре т=125*С, у. е.

Vto - показание влагомера ВЛГ при сухом датчике влагомера (в воздухе, соответствует началу шкалы) при Т=125*С, у.е.

Начало и конец шкалы влагомера (Voo, Vom, Vto, Vtm) фиксируется при Е=Ео и Е=Ет.

Вследствие температурного измерения геометрических размеров датчика влагомера имеет место непредсказуемый уход показаний влагомера на +-200 у.е.

Для того, чтобы при отрицательном температурном уходе итоговое значение параметра не уходило в зону отрицательных значений, осуществляется смещение начала отсчета на величину DIt, вводимую вручную в алгоритм обработки.

Таким образом, DIt= 300 - желаемое начало отсчета, у.е.

Обработка результатов.

Для представления данных в абсолютных значениях измеряемых физических параметров и тарировки датчиков прибора «СОВА-3» на основе вышеуказанных и рассчитанных тарировочных констант создать и ввести в программе регистрации и обработки данных «GECTOR» в директорию GECTOR\CONST текстовые файлы в следующем формате:

sov3 (номер прибора) _ (серия прибора). mn: U0 U1 U2 U3 R0 R2 R3 10 400 0 0;

sov3(номер прибора) _ (серия прибора). rez: G0 Gm R0 Rm К;

sov3(номер прибора) _ (серия прибора). st: Т2 град Т1 град СТИ2усл СТИ1усл;

sov3(номер прибора) _ (серия прибора). tm: T2 град Т1 град Т2усл Т1усл;

sov3(номер прибора) _ (серия прибора). v1: V00 Vom Eo Vto Vtm Em DIt;

sov3(номер прибора) _ (серия прибора). и: К.

2.4 Определение погрешностей

Определение погрешностей датчика температуры.

Чтобы определить погрешность измерений датчика температуры необходимо поместить аппаратуру Тагис-38 в цилиндрическую, герметичную ёмкость, длина которой будет равна длине самого прибора. В ней в дальнейшем создаём определённую температуру (от 10 до 90*С), и параллельно этому производим регистрацию параметров датчика самого прибора. Полученные значения записываем в таблице.

ТМ	Температура, *С.
Сова	Дата колибр.	10	20	30	40	50	60	70	80	90
35Н	1.11.05.	9,770	19,640	29,842	39,710	50,548	59,610	69,684	80,888	89,6

Произведём расчёт погрешности:

€1 = Тзад1 - Тпр.

где €1 - разница между заданной температурой и температурой измеренной прибором;

Тзад1. - заданная температура равная 10*С;

Тпр. - температура измеренная прибором.

€1 = 10*С - 9,770*С = 0,23*С

Определив аналогичным методом разницу всех остальных температур, найдём погрешность измерений датчика температуры прибора:

V =( (€1 + €2 + €3 + €4 + €5 + €6 + €7 + €8 + €9) / 9 ) / * 100%

V=((0,223+0,36+0,158+0,29-0,548+0,390+0,316-0,888+0,336)/9)*100%=7,1%

Таким образом относительная погрешность датчика температуры комплексной аппаратуры Тагис-38 составила 7,1% (абсолютная погрешность 0,071*С).

Определение погрешностей датчика давления.

В той же ёмкости где проводили измерение погрешностей датчика температуры производим измерение погрешностей датчика давления. Только на этот раз вместо того чтобы создавать определённую температуру, мы будем создавать определённое давление (от 0 до 400 Атм), и регистрировать это давление аппаратурой Тагис-38, а результаты измерений запишем в таблицу.

МН	Давление, Атм.
Сова	0	40	80	120	160	200	240	280	320	400
35Н	0,246	39,976	80,168	120,034	159,936	200,112	239,958	279,864	319,844	399,87

Определим погрешность:

?D = Dзад. - Dпр.

где ?D - разница между заданным значением давления и давлением измеренным прибором.

Dзад. - заданное значение давления, равное 40 Атм.

Dпр. - значение давления измеренного прибором.

?D = 40 - 39,976 = 0,024 Атм.

Определив аналогичным методом разницу всех остальных значений давлений, найдём погрешность измерений датчика давления прибора:

? = ((?D1+?D2+?D3+?D4+?D5+?D6+ ?D7+?D8+ ?D9+ ?D10)/10)*100%

?=((-0,246+0,024-0,168-0,034+0,064-0,112+0,042+0,135+0,166+0,14)/10)*100%=0,11%

Таким образом относительная погрешность датчика давления комплексной аппаратуры Тагис-38 составила 0,11% (абсолютная погрешность 0,0011 Атм).

Определение погрешности датчика локатора муфт.

Для этого проводим вдоль датчика локатора муфт каким-нибудь металлическим предметом (например отвёртка). При этом в катушке локатора муфт должны возникнуть импульсы, в начале одной затем противоположенной полярности. Так как металлический предмет будет изменять магнитную проницаемость, следовательно должна будет и изменятся величина ЭДС. Если это фиксируется регистратором, то считается, что датчик локатора муфт прошёл калибровку.

Определение погрешностей датчика влагомера

ВЛГ	Влагосодержание, %.
Тагис	Дата колибр.	Воздух	Солярка пл.=0,84г/см3	вода пл.=1г/см3	Вода пл.=1,12г/см3	Вода пл.=1,14г/см3	Вода пл.=1,18г/см3
35Н	1.11.05.	0,176	17,357	100,014	100,029	100,327	100,036

В начале измерения проводим в воздухе, где влажность должна быть 0,2%, затем в солярке с плотностью 0,84 г/см3, и в воде разной плотности (1,0 г/см3, 1,12 г/см3, 1,148 г/см3, 1,18 г/см3). Зарегистрированные показания записываем в таблицу.

Определим погрешность:

?В = Вист. - Визм.

где, ?В- разница между истинным и измеренным значениями влагосодержания;

Вист.- истинное значение влагосодержания;

Визм.- измеренное значение влагосодержания.

?В1 = 0,2 - 0,176 = 0,024%

Определив аналогичным методом разницу между истинными и всеми остальными измеренными значениями влагосодержания, найдём абсолютную погрешность датчика влагомера.

W = ( ?В1+?В2+?В3+?В4+?В5+?В6 ) / 6 =0,12%

Таким образом абсолютная погрешность датчика влагомера комплексного прибора Тагис-38 , составила 0,012%.

2.5 Оценка качества полученных результатов

Качество произведённых замеров зависит от технического состояния аппаратуры, оборудования, кабеля, соединительных цепей, скорости регистрации, точности определения глубин, соответствия масштабов выполняемых работ методическим требованиям, а также от наличия на диаграммах необходимых градуировачных записей, меток глубин. Кроме того на качество зависит искажение диаграмм различными помехами (например: утечка тока, намагниченность лебёдки и др.).

После провидения измерения начальник партии оценивает качество полученных результатов. Качество результатов можно оценивать двумя путями:

1. путём сравнивания основного замера с контрольным в интервале перекрытия. При чём контрольный замер должен быть не менее 100м, при этом на диаграмме должны быть не менее двух магнитных меток;

2. путём сравнения произведённого замера с диаграммами других методов по пластам или участкам разреза с известной геофизической характеристикой.

Поверка аппаратуры проводилась согласно с методикой поверки, изложенной в настоящем руководстве по эксплуатации и требованиями метрологической поверки для данных видов измерений. Аппаратура проходила метрологическую поверку на аттестованных в Региональном Метрологическом Центре «УРАЛ» установках и стендах.

Комплексная геофизическая аппаратура Тагис-38 прошла успешна поверку, но с одним нюансом. Датчик температуры имеет относительную погрешность измерений 7%, но эту погрешность можно комплексировать введя в регистратор «Гектор» параметры погрешности. Остальные датчики: давления, локатора муфт, влагомера, резистивиметра и ГК также имеют некоторую, но очень незначительную погрешность. Эти значения также необходимо будет учитывать при провидении измерений.

Таким образом наш прибор, пройдя поверку, допускается к дальнейшей эксплуатации.

Список литературы.

1. Дахнов В. Н. «Интерпритация результатов геофизических исследований разрезов скважин».

2. Дахнов В. Н. и Долина Л. Н. «Геофизические методы изучения нефтегазаносных коллекторов».

3. Выборных С. Ф. «Промысловое геофизическое оборудование и аппаратура».

4. Журнал «Геофизическая аппаратура», выпуски 81, 85, 84, 83, 81.

5. Моисеев В. Н. «Ремонт промысловой геофизической аппаратуры».

6. Померанц Л. И. и Чукин В. Т. «Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин»

7. Кривко Н. Н. «Аппаратура геофизических исследований скважин».

Размещено на Allbest.ru