WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

Лобанков Валерий Михайлович

Развитие системы метрологического

обеспечения геофизических исследований

в нефтегазовых скважинах

Специальность 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа – 2008


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

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор  Валиуллин Рим Абдуллович

доктор технических наук, профессор  Корженевский Арнольд Геннадьевич

доктор технических наук  Деркач Анатолий Степанович

Ведущая организация  -  ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»

Предполагаемая защита состоится 20 июня 2008 года  в _______ часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук при Открытом Акционерном Обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу:  450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор химических наук                                                Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность проблемы. Нефть и газ – главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Специалистам нефтяных компаний приходится оценивать запасы разведанного месторождения и экономическую целесообразность его разработки. На этапе разработки месторождения приходится позаботиться о рациональном (наиболее полном и экономичном) извлечении нефти и газа из разведанных нефтегазовых пластов. Создаются математические модели нефтегазовых залежей и процесса добычи углеводородного сырья. Основой для принятия обоснованных решений многих задач нефтегазового комплекса является качественная (достоверная) информация о параметрах пластов и скважин, полученная преимущественно геофизическими методами.

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

При проведении ГИС специалисты решают два класса задач – измерительные (определение параметров) и классификационные (разделение объектов на классы). Как правило, решение классификационных задач с показателями достоверности базируется на предварительном решении ряда измерительных задач с показателями точности.

В новых экономических условиях требуется дальнейшее совершенствование и развитие всей системы метрологического обеспечения (МО) ГИС с учетом требований законов России «О недрах», «О техническом регулировании» и «Об обеспечении единства измерений». В соответствии с требованиями международной организации по стандартизации (ИСО) и международной организации законодательной метрологии (МОЗМ) при выполнении любых измерений необходимо указывать прослеживаемость происхождения единицы физической величины. Кроме того, сертификация геофизической аппаратуры также невозможна без научно-обоснованных методов и средств ее метрологического обеспечения.

Цель работы. Обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Основные задачи диссертационной работы

1. Исследование нового класса метрологических задач, связанных с измерениями параметров неоднородных горных пород, пересеченных скважиной.

2. Обоснование и разработка способа определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды, с целью определения границ применимости методик выполнения измерений (МВИ) этих параметров в процессе их метрологической аттестации.

3. Исследования инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений в реальных условиях применения геофизической аппаратуры.

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

5. Совершенствование комплекса методик градуировки и калибровки индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры (СГА) с оценкой показателей достоверности и качества калибровки для принятия обоснованного решения о необходимости ее переградуирования в случае изменения параметров ее функции преобразования во времени.

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

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

Методы исследования. Поставленные задачи решались с применением знаний в области метрологического анализа методов и средств измерений параметров пластов горных пород, пересеченных скважиной, системного подхода, макетирования и разработок технических, методических и программных средств. На этапах построения семейства градуировочных характеристик скважинной геофизической аппаратуры использовались методы функционального и статистического анализа. При экспериментальных исследованиях эталонных моделей пластов и скважин и калибровочных установок применены методы статистической обработки результатов измерений. Исследования методических составляющих погрешности измерений параметров пластов выполнены методами математического моделирования.

Научная новизна

  1. Впервые выделен класс метрологических задач, связанных с измерениями параметров структурных зон неоднородных сред применительно к нефтегазовым пластам и скважинам. Выполнено обоснование и уточнено определение понятия “кажущееся значение измеряемого параметра” при измерении параметров структурных зон неоднородных сред, зависящее от взаимного расположения чувствительных элементов (источников и приемников физического поля) зонда относительно структурных зон среды (границ пластов и скважины).
  2. Впервые обоснован и разработан способ определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды. Выполнена классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины методами ГИС.
  3. Впервые обоснована и разработана методика, позволяющая расчетным путем определять доверительные границы инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным или оцененным метрологическим характеристикам скважинной и наземной составных частей геофизической аппаратуры.
  4. Впервые обоснован и применен показатель достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры, названный «степенью годности». Получена формула для вычисления степени годности аппаратуры в процессе её калибровки. На основе вычисляемой степени годности аппаратуры установлены критерии для принятия решения о необходимости её переградуирования по результатам калибровки.
  5. Впервые обоснована и разработана технология метрологического контроля индивидуально-градуируемой аппаратуры нейтронного и плотностного гамма-гамма-каротажа в условиях геофизического предприятия, основанная на использовании эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, для ее периодической градуировки и контроля стабильности ее градуировочной характеристики с использованием имитаторов пористости и плотности.
  6. Созданы новые стандартные образцы (СО) водонасыщенной, нефтенасыщенной и газонасыщенной пористости и плотности песчаных (кварцитовых), кальцитовых и доломитовых пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра, повышенной точности; СО удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости в виде цилиндрических емкостей, заполненных водным раствором хлористого натрия; плотности вещества в затрубном пространстве и толщины стенки труб для аппаратуры СГДТ и ЦМ, а также эталонные модели обсаженных скважин, воспроизводящие параметры бездефектного цементирования и типовых дефектов цементирования скважин «канал» и «зазор».

Основные защищаемые положения

  1. Научно-методические основы системы метрологического обеспечения технологий ГИС при разработке нефтегазовых месторождений, контроле технического состояния скважин и новая технология применения стандартных образцов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, непосредственно на геофизических предприятиях, что позволяет обеспечить заданные показатели точности основных измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин.
  2. Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленных неадекватностью принятой типовой и реальной структуры среды, позволяющий методами математического моделирования кажущихся значений параметров неоднородной среды устанавливать границы применимости МВИ этих параметров в процессе их метрологической аттестации.
  3. Методика расчета доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров пластов и скважин в рабочих условиях ее применения, что позволяет сервисным геофизическим компаниям оценивать погрешности выполненных измерений параметров при условии выполнения ограничений применимости МВИ этих параметров.
  4. Автоматизированная технология метрологических исследований скважинной геофизической аппаратуры на основе комплекса новых программно-управляемых эталонных установок с анализом показателей достоверности и качества процесса калибровки для принятия обоснованного решения о годности или необходимости переградуирования или необходимости отбраковки индивидуально-градуируемой геофизической аппаратуры.
  5. Реализация системы воспроизведения и передачи размеров единиц параметров пластов и скважин от исходных эталонов к рабочей скважинной геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, что позволяет обеспечить единство и требуемые показатели точности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин.

Практическая ценность и реализация работы. В результате проведенных исследований разработан и внедрен научно-обоснованный комплекс методик, технических средств и нормативной документации для обеспечения единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

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

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

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

Результаты исследований положены в основу пяти учебных пособий для студентов геофизических специальностей на кафедре ГИС Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина и на кафедре геофизики Уфимского государственного нефтяного технического университета. Начиная с 1979 г., результаты исследований использовались при обучении ведомственных поверителей скважинной геофизической аппаратуры при ВНИИнефтепромгеофизике. На базе выполненных исследований в 2005 г. автором обновлены учебные пособия для курсов калибровщиков скважинной геофизической аппаратуры при Учебном центре ОАО НПФ «Геофизика» и ГУП ЦМИ «Урал-Гео».

Стандартные образцы свойств и состава горных пород, пересеченных скважиной (модели пластов), функционируют в ГУП ЦМИ «Урал-Гео» и поставлены тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «Оренбурггеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», АК «Алроса», НК «Беларуснефть», геофизическим компаниям Узбекистана.

Калибровочные установки поставлены в ОАО НПП «ВНИИГИС», ОАО НПФ «Геофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьск-нефтегазгеофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Самаранефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» и другим предприятиям.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на: Международном симпозиуме СЭВ «ГИС в сверхглубоких скважинах» (г. Солнок, Венгрия, 1985 г.); Первой и Второй Всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово-геофизических работ» (г. Уфа, 1987 и 1989 годы); Семинаре компании Шлюмберже «Метрологическое обеспечение ГИС» (г. Париж, Франция, 1992 г.); Международной научно-практической конференции «Метрология геофизических исследований» (г. Уфа, 2000 г.); Первом, втором, третьем и четвертом Международном Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (г. Уфа в 2000 - 2004 г. г., Шанхай в 2002 г., г. Санья в 2006 г.); Шестой Международной конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001 г.); Шестой международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2003 г.); Международном научном симпозиуме «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» (г. Уфа, с 2001 по 2007 годы); V съезде геологов России (г. Москва, 2003 г.). Они рассмотрены на научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО НПП «ВНИИГИС», НПЦ «Тверьгеофизика», ВНИИМС, Тресте «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз-геофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», ОАО «Тюменьпромгеофизика», на предприятии «Севергазгеофизика» ОАО «Газпромгеофизика».

Публикации. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя, изложенные в 73 научных публикациях. Из них - 29 публикаций в изданиях, рекомендованных ВАК для соискателей ученой степени доктора технических наук, включающих 12 статей и 17 изобретений, 6 из которых защищены патентами РФ, а также 6 монографий (в соавторстве) и 19 нормативных документов.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 196 страниц текста. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные начиная с 1973 года лично автором или под его руководством в ОАО НПФ «Геофизика» (до 1992 г. - ВНИИнефтепромгеофизика) при поддержке  И.Г. Жувагина  и В.В. Лаптева.

В диссертации представлены выполненные лично автором следующие работы: уточненное определение понятия “Кажущееся значение измеряемого параметра” при измерении параметров структурных зон неоднородных сред; способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров структурных зон неоднородных сред; классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины; методика расчета границ инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по ее нормированным метрологическим характеристикам; методика определения показателя достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры; формула для вычисления степени годности аппаратуры в каждой точке ее метрологического контроля; обоснованные критерии для принятия решения о необходимости переградуирования индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры; эталонная электролитическая модель однородного пласта в виде цилиндрического диэлектрического бассейна; методическая и организационно-техническая реализация общей системы обеспечения единства скважинных измерений на основе трехступенчатых калибровочных схем.

Автор признателен Ю.А. Гулину,  А.М. Блюменцеу, Б.Ю. Вендельштейну, М.Г. Латышовой, В.Н. Широкову, Д.А. Кожевникову, В.П. Цирульникову, З.З. Ханипову за обсуждение научных проблем по теме диссертации.

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

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность проблемы, сформулированы цель исследования, задачи и научная новизна исследований, защищаемые положения и практическая ценность работы.

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

К основным понятиям метрологии относится понятие «физическая величина» и «измеряемый параметр». Если физическая величина отражает свойство вещества предмета, то по умолчанию предполагается, что количественное содержание этого свойства в каждом элементарном объеме предмета одинаково. Теоретические основы измерений физических величин и параметров однородных объектов хорошо разработаны в общей метрологии.

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

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

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

Эти две особенности определяют сложность обоснования и создания системы метрологического обеспечения измерений параметров нефтегазовых пластов геофизическими методами. Создаваемые методические разработки и технические средства должны позволять обоснованно вычислять границы возможных погрешностей выполненных измерений параметров пластов и скважин. В связи с этим требуется рассмотреть следующие вопросы: формулирование определения измеряемого параметра модели пласта и скважины для каждого выбранного метода и средства измерений; анализ источников методической погрешности измерений и ее количественная оценка; анализ адекватности принятой типовой модели структуры пласта и скважины реальному исследуемому пласту и скважине. Важны также выбор исходных эталонов единиц измеряемого параметра пласта и скважины, обоснование нормальных условий их воспроизведения и разработка системы передачи единиц измеряемых параметров пластов и скважин. Необходимы также количественный анализ всех существенных источников инструментальной погрешности и создание технических средств контроля нормированных метрологических характеристик (НМХ) аппаратуры с оценкой качества ее калибровки.

Задачи определения показателей точности измерений параметров пластов и скважины возникали всегда по мере появления новых геофизических методов и скважинной измерительной аппаратуры. Эти проблемы рассматриваются в двух аспектах: 1) проблема методов и средств контроля НМХ; 2) проблема определения (расчета) доверительных границ погрешности выполненных измерений параметров пластов горных пород и скважин (погрешности МВИ).

Первоначально геофизиками решалась только первая проблема. На первых геофизических предприятиях не было специального лабораторного калибровочного оборудования для скважинной аппаратуры, поэтому использовались скважины специальной конструкции. В начале шестидесятых прошлого века В.В. Ларионов впервые применил контрольные («эталонные», «контрольно-поверочные») скважины для целей стандартизации аппаратуры РК. Стандартизация методов ГИС на основе контрольных скважин получило дальнейшее развитие в восьмидесятые годы в кандидатской диссертации В.П. Цирульникова и в докторских диссертациях С.И. Дембицкого и Г.А. Калистратова. Однако слабым местом «контрольных» скважин оставались неопределенные систематические погрешности воспроизводимых параметров пластов. Нужны были аттестованные эталонные модели пластов и калибровочные установки.

В СССР первые 6 моделей пластов горных пород для целей градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) были созданы в 1963 г. в НИИГГ (г. Саратов) под руководством В.П. Иванкина. Карбонатные модели имели коэффициент пористости (Кп) равный 0,5%, 4%, 16% и 37%, а песчаные – 16% и 37%. Коэффициент пористости Кп = 4% был получен в результате сверления мраморного блока в трех плоскостях [18]. Затем работы были продолжены Ю.А. Гулиным и А.В. Золотовым в г. Октябрьский Республики Башкортостан. Модели были изготовлены из мраморных блоков, мраморной крошки и кварцевого песка с научной целью для обоснования параметров зондов стационарного НК.

В 1977 г. были созданы ведомственные метрологические службы геофизической подотрасли в Мингео, Миннефтепроме и Мингазпроме СССР. Это событие послужило началом нового этапа создания эталонных моделей пластов для НК и других технических средств метрологического контроля скважинной аппаратуры. Одновременно в 1979 г. были начаты работы по их созданию во ВНИИЯГГе под руководством А.М. Блюменцева и во ВНИИнефтепромгеофизике под руководством автора. В 1981 г. вновь созданные раменские и уфимские модели пластов в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости кальцитовых пород вместе с ранее построенными октябрьскими моделями были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов. В 1991 г. эти СО из Госреестра были исключены в связи с истекшим сроком службы.

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

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

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

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

В методе ГГК-П в качестве измеряемого параметра бала принята объемная плотность горных пород. Для градуировки такой аппаратуры Гулиным Ю.А. и Хаматдиновым Р.Т. был разработан и серийно выпускается комплект имитаторов плотности (МОБ – метрологические образцы базовые). МОБ были выполнены в виде полупластов размером 0,3х0,3х0,8 м из магния и сплавов алюминия. Существенным недостатком являлось конструктивное исполнение МОБ в виде полупласта, когда вторую половину полупласта и скважину заменяет воздух. При измерениях в скважинах зонд ГГК-П находится в буровом растворе. Для зондов диаметром менее 90 мм процесс градуировки приводил к существенному завышению результатов измерений плотности пластов горных пород. Например, показания аппаратуры МАРК-1 диаметром 73 мм на МОБ из-за отсутствия среды, рассеивающей гамма-кванты со стороны свинцовой экранировки, уменьшались до 13%.

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

Система МО аппаратуры электрического каротажа, включая нормируемые метрологические характеристики, ведомственную поверочную схему, поверочное оборудование, была подробно рассмотрена в докторской диссертации Калистратова Г.А. (1993 г.). Однако вопросы неоднородности пластов, определения и анализа методических погрешностей скважинных измерений их параметров, методы расчета границ погрешности измерений параметров пластов, вопросы качества калибровки, критерии переградуирования аппаратуры в этой работе не рассматривались. В 1986 г. во ВНИИнефтепромгеофизике впервые в СССР под руководством автора был создан СО удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости (электролитической модели пласта) в виде диэлектрического цилиндрического бассейна диаметром 8 м и глубиной 6 м, заполненный раствором хлористого натрия. Для контактных методов электрометрии использовался стальной цилиндрический резервуар объемом 400 м3 водного раствора хлористого натрия.

Анализ зарубежного опыта создания моделей пластов, пересеченных скважиной, показал, что иностранные геофизические компании применяют преимущественно монолитные блоки естественных горных пород. В шестидесятые и семидесятые годы в Американском нефтяном институте (г.Хьюстон, США) были созданы модели пористого пласта монолитного типа на основе блоков известняка (1,9%, 19,0% и 26,0%), а также насыпного типа (39,7±0,5%, 42,5±0,5%). Доломитовые модели монолитного и насыпного типа воспроизводят следующие значения коэффициента водонасыщенной пористости: 0 +0,5%; 11±1,0%; 23,9±0,75%; 43±0,5%. Песчаные модели монолитного и насыпного типа воспроизводят следующие значения коэффициента водонасыщенной пористости: 0 +0,5%; 14,1±0,5%; 18,4±0,75%; 35,5±0,5%; 35,9±0,5%.





В научном центре Компании «Шлюмберже» имеется эталонная модель добывающей скважины, воспроизводящей параметры потока «вода-нефть-газ» при разных углах ее наклона и позволяющая градуировать скважинные расходомеры для разных условий измерений. Несколько таких же моделей созданы в Китае. Известный метролог Компании «Шлюмберже» Филипп Тейс (Philippe Theys) внес немалый вклад в метрологию ГИС, обобщив достижения компании в своей книге «Log data ecquisition and quality control» (Париж, 1999 г.). Основное отличие западной системы МО ГИС в том, что она позволяет контролировать стандартность аппаратуры и стабильность ее градуировочной характеристики с помощью простейших полевых калибровочных устройств. Первичная же градуировка аппаратуры (при выпуске и после ремонта) выполняется либо в научных центрах Компании, либо на предприятии-изготовителе, либо с использованием первичных эталонов (моделей пластов) Американского нефтяного института. Однако Ф. Тейс описывает стандартные классические подходы к метрологическому обеспечению высоконадежной стандартной скважинной аппаратуры, заимствованные из общей метрологии для однородных сред. Реализовать копию западной системы МО ГИС в России не представляется возможным по причине использования индивидуально градуируемой скважинной аппаратуры пониженной надежности, техническое обслуживание и ремонт которой выполняются непосредственно в сервисных геофизических компаниях.

Из рассмотренного обзора видно, что система метрологического обеспечения ГИС в СССР строилась в разных ведомствах разными специалистами для разных методов ГИС с разными методологическими подходами, что не способствовало задачам обеспечения единства и требуемой точности измерений и ее появлению в более полном обобщенном виде. Обычно исследователи ограничивались контролем характеристик основной погрешности отдельных видов аппаратуры в нормальных условиях, теоретически строили калибровочные схемы, но отсутствовала служба для их практической реализации. Основные элементы системы МО создавались преимущественно для аппаратуры, применяемой в открытом стволе нефтегазовых скважин (А.М. Блюменцев, Г.А. Калистратов). В итоге была налажена отбраковка только отдельных видов аппаратуры в условиях аппаратного цеха геофизического предприятия, но оценку реальных границ погрешностей измерений параметров пластов и скважин выполнить по-прежнему не представлялось возможным.

Требовалось дальнейшее совершенствование и развитие метрологического обеспечения измерений в открытом стволе скважин с обеспечением возможности коррекции дополнительных погрешностей и с выходом на анализ методических погрешностей измерений. Возникла необходимость создания и развития системы МО ГИС в области контроля технического состояния скважин и контроля разработки нефтегазовых месторождений. Требовалось рассмотреть вопросы расчета границ инструментальных погрешностей скважинной аппаратуры в реальных условиях ее применения. Оставались не решенными вопросы калибровки индивидуально градуируемой скважинной аппаратуры. Назрела необходимость создания методики контроля достоверности калибровочных работ непосредственно в процессе их выполнения, так как погрешности некоторых калибровочных устройств зачастую оставались соизмеримыми с нормированной погрешностью калибруемой аппаратуры. Современный геофизический сервис испытывал нужду в автоматизации калибровочных работ с компьютерным анализом степени годности калибруемой аппаратуры.

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

На основании выполненного анализа состояния МО ГИС автором сформулированы задачи, указанные в общей характеристике работы.

Во второй главе рассмотрены источники методической погрешности измерений параметров пластов, показана универсальность метода бокового зондирования, описан способ определения методических погрешностей измерений параметров пластов и скважин при анализе ограничений применимости МВИ в процессе ее метрологической аттестации.

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

Измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов горных пород аппаратурой электрического каротажа с обычными градиент-зондами основаны на «методе кажущихся сопротивлений». Измеряемый параметр на входе аппаратуры называют «кажущимся удельным сопротивлением горной породы». В ГОСТ 22609-77 «Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения» этому термину дано следующее определение: «Значение удельного электрического сопротивления, рассчитанное по результатам измерения электрическими каротажными зондами по формуле, соответствующей однородной среде». Из данного определения следует, что речь идет лишь о расчетном значении УЭС в однородной среде. В нем отсутствуют главные признаки, от которых зависит числовое кажущееся значение УЭС. Оно зависит как от параметров однородных структурных зон (пластов, скважины) неоднородной горной породы, так и от расположения источников и приемников поля относительно границ структурных зон.

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

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

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

Таким образом, неоднородность среды является одним из источников методической погрешности скважинных измерений, проявляющейся при условии применения «идеальной» аппаратуры «идеальным» оператором. Классификация источников возникновения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины приведена в табл. 1.

Методические погрешности носят, как правило, систематический характер.

Таблица 1 - Классификация источников методической погрешности измерений

Классификационный признак методической погрешности

Источники возникновения

методической погрешности

1. Неадекватность принятой в МВИ типовой и реальной структуры исследуемой среды, находящейся в поле зонда

  • Влияние свойств и линейных размеров структурных зон среды, неучтенных в МВИ
  • Несоответствие взаимного расположения зон типовой структуры среды, принятой в типовой МВИ, их реальному расположению при выполнении измерений
  • Несоответствие реального (принятого) и идеального (требуемого) алгоритмов «осреднения» параметров в пределах одной неоднородной зоны или нескольких однородных (или неоднородных) зон, а также на границах между ними
  • Не учитываемая анизотропия свойств структурных зон

2. Взаимное расположение элементов зонда и среды

  • Несоответствие взаимного расположения источников и приемников поля относительно структурных зон среды при математическом или физическом моделировании (в МВИ) и при выполнении реальных измерений

3. Неточность вычислительных процедур

  • Применение упрощенных алгоритмов вычислений
  • Ограниченность числа разрядов технических средств и программ вычислений

Их оценка и анализ необходимы на этапе построения и метрологической аттестации МВИ с целью установления ограничений применимости этой методики.

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

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

Метрологическая аттестация методик выполнения измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин сводится к установлению ограничений их применимости по параметрам влияющих факторов, при которых измеряемые параметры могут быть определены с гарантированной точностью. При этом  проверяется правильность вычисления доверительных границ погрешности

Рис. 1. Схема процесса оценки методических составляющих

погрешности измерений параметров пластов и скважины

запланированных прямых и других косвенных измерений и удовлетворения требований по ограничению применимости МВИ.

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

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

В первом случае МВИ базируются на петрофизических связях, поэтому их аттестация возможна только при полном функционировании Системы МО ГИС, включая аттестацию петрофизических лабораторий. Во втором случае МВИ не включает петрофизические связи, но базируется на косвенных измерениях параметров пластов и скважины, что позволяет оценивать границы возможных погрешностей аналитическим путем при условии, что контролируются все источники инструментальной погрешности измерений. Если МВИ основана на прямых измерениях параметров пластов и скважины, то ее аттестация не вызывает затруднений и может быть выполнена при условии, если все нормированные характеристики основной и дополнительной погрешности периодически контролируются. Однако, как было сказано выше, это условие для большинства видов скважинных измерений не выполняется.

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

Таким образом, новый класс метрологических задач при измерениях параметров неоднородных пластов и скважин требует новых подходов для их решения. Потребовалось уточнение определения понятия «кажущееся значение параметра неоднородной среды» и разработка способа определения методических погрешностей измерений применительно к скважинным измерениям параметров пластов и скважин. Установлено, что при аттестации МВИ параметров пластов и скважин определяются границы ее применимости по влияющим факторам, вызывающим методические погрешности измерений, а также оценивается правильность методики вычисления доверительных границ не исключенной инструментальной погрешности скважинных измерений.

В третьей главе  рассмотрены источники инструментальной погрешности измерений параметров пластов, уточнены комплексы нормируемых метрологических характеристик скважинной геофизической аппаратуры, описана методика расчета погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным метрологическим характеристикам ее составных частей.

Инструментальные погрешности скважинных измерений обусловлены не идеальностью средств измерений. Не идеальность скважинной аппаратуры проявляется в отличии реальной функции преобразования от номинальной (приписанной) функции. Различают характеристики основной и дополнительной погрешностей. Характеристики первой оцениваются в нормальных условиях, характеристики второй – в рабочих. Характеристики основной погрешности аппаратуры отражают наличие систематической и случайной составляющих погрешности, вариации (люфтов) и нестабильности во времени. Характеристики дополнительной погрешности отражают реакцию аппаратуры на воздействие влияющих факторов, значения которых отличаются от нормальных.

Другим источником инструментальной погрешности является не идеальность эталонов единиц физических величин, эталонных средств измерений и системы передачи единиц рабочим средствам измерений.

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

Таблица 2 - Источники инструментальной погрешности измерений

Вид измерений или измеряемый параметр

Источники инструментальной погрешности

Измерения скважинной глубины залегания объектов с помощью размеченного геофизического кабеля

Не вводится коррекция на удлинения кабеля под действием температуры, трения его о стенки скважины, выталкивающей силы промывочной жидкости, раскручивания кабеля при его свободном подвесе в скважине. Не оцениваются константы удлинения и их погрешности индивидуально для каждого типа кабеля.

Инклинометрические измерения азимутальных углов плоскости наклона скважины

Низкая разрешающая способность ориентир-буссоли 0,25о , применяемой при аттестации инклинометрических установок; не учитываемые суточные изменения нуля азимута естественного магнитного поля Земли от 0,5 до 2,0о.

Измерения параметров поперечного сечения скважины (средний диаметр скважины)

Не контролируемая вариация выходного сигнала, обусловленная люфтами механических систем каверномера-профилемера. Ограниченное число измерительных рычагов.

Измерения удельного электрического сопротивления зондами БКЗ и БК

Отличие реальной функции преобразования от расчетной функции с номинальным значением коэффициента зонда; периодический контроль (калибровка) электронно-преобразовательного тракта без учета реальных параметров зонда.

Измерения удельной электрическй проводимости зондами ИК

Отличие реальной функции преобразования от расчетной функции с номинальными параметрами зонда; периодический контроль аппаратуры с использованием имитатора удельной электрической проводимости (тест-кольца) с расчетными параметрами. Отсутствие периодического контроля погрешности имитатора с использованием электролитического эталона удельной электрической проводимости и эталонного зонда.

Измерения акустических параметров пластов, цементного кольца и колонны

Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры.

Измерения коэффициента пористости пластов методами нейтронного каротажа (НК)

Существенная нестандартность (разброс) параметров зондов НК, применение имитаторов коэффициента пористости для калибровки нестандартных зондов НК. Не вводится коррекция за влияние минералогического состава, содержания хлора в пласте и скважине, диаметра скважины, изменения коэффициента нефтенасыщенности, температуры в скважине.

продолжение таблицы 2

Измерения плотности и эффективного атомного номера пластов методами гамма-гамма-каротажа (ГГК)

Разброс параметров зондов ГГК, применение имитаторов плотности для калибровки нестандартных зондов ГГК. Слабая экранировка от среды в скважине у приборов ГГК диаметром 73 мм и менее, что приводит к возникновению систематических погрешностей при калибровке в воздухе с использованием имитаторов плотности в виде полупластов.

Измерения параметров естественного гамма-излучения пластов методами интегрального гамма-каротажа (ГК)

Отличие энергетического спектра гамма квантов при измерениях в скважинах и при градуировке зонда интегрального ГК в единицах мощности экспозиционной дозы гамма-излучения (МЭД) или в единицах уранового эквивалента, так как зонд ГК является обычным счетчиком гамма-квантов в широком спектре их энергий. Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры.

Измерения параметров естественного гамма-излуче-ния пластов методами спектрометрического СГК

Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры СГК.

Измерения толщины стенки обсадных труб и плотности вещества в затрубном пространстве

Не учитываемое влияние плотности вещества в затрубном пространстве на канал толщиномера обсадных колонн аппаратуры СГДТ-НВ, СГДТ-100, СГДТ-СТ.

Измерения температуры

Динамические погрешности, обусловленные инерционными свойствами датчиков температуры

Измерения влагосодержания нефти

Отличие структуры потока при измерениях в скважинах (локализованные вода в нефти или нефть в воде) и при градуировке скважинного влагомера нефти (однородная эмульсия).

Измерения расхода и дебита в скважинах

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

Измерения УЭС и плотности жидкости в скважинах

Отсутствие периодического контроля температурной погрешности скважинных резистивиметров и гамма-

гамма плотномеров жидкости.

Видно, что источников инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений много Необходимы их анализ, нормирование и контроль.

Нормируемые метрологические характеристики (НМХ) – это основные показатели качества аппаратуры. Главные из них – характеристики погрешности. Характеристики основной погрешности и характеристики влияния устанавливаются отдельно для скважинной и наземной частей аппаратуры. В комплекс НМХ для каждого измерительного канала геофизической аппаратуры рекомендуеся включать следующие характеристики:

(δор)с - пределы допускаемой основной относительной погрешности скважинной части аппаратуры (скважинного преобразователя);

(δор)н - пределы допускаемой основной относительной погрешности наземного преобразователя (наземной панели);

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

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

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

(δpu)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 (δоsр – предел допускаемой систематической составляющей основной относительной погрешности и σр [δо ] - 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) ;

(δор)с , (δор)н , δр (Тс) , (δрт)н , (δрu)с , (δрu)н , δрreg – 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

Измеряемый параметр, аппаратура, единица

Доверительные границы абсолютной погрешности

Скважинные условия измерений

Интервальное время распространения ультразвука, МАК-2, мкс/м

±(1+0,05t)

Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.

Коэффициент затухания ультразвука, МАК-2, дБ/м

±(2+0,1)

Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.

УЭС зондом БК, К1-723

±(1+0,13)

Температура 90 оС.

УЭС зондом БКЗ, Омм

±(1+0,08)

Температура 90 оС.

МЭД естественной гамма-активности пород

±(0,2+0,18МЭД)

Энергия осечки 60 кЭВ, температура 90 оС.

Плотность горной породы, МАРК-1, кг/м3

±(20+0,025)

Диаметр скважины 216 мм, температура 90 оС.

Коэффициент водонасыщенной пористости горной породы, СРК-73, %

±(0,4+0,05W)

Чистый кальцит, Диаметр скважины 216 мм, нулевое хлоросодержание в пласте и скважине, температура 90 оС.

Толщина стенки труб, СГДТ-НВ, мм

±0,8

Использование типовой функции преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, температура 90 оС.

Плотность вещества в затрубном пространстве, СГДТ-НВ, кг/м3

±180

Использование типовой функции преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, температура 90 оС.

Диаметр скважины (среднее значение), К2-732, мм

±7

Угол наклона скважины менее 30о , температура 110 оС.

Азимутальный, зенитный и визирный углы, ИОН-1, град

±1,0; ±0,5; ±1,0

При зенитном угле более 3о, температура 90 оС.

Температура и давление, АГАТ-К-9, оС

±1,2

Газосодержание в жидкости равно 0, температура 90 оС.

Расход жидкости в колонне, ГРАНАТ, м3/ч

±(0,4+0,05Q)

Внутренний диаметр колонны 130 мм, вода, температура 90 оС.

УЭС жидкости, РИС-42

±(0,2+0,06)

Температура 90 оС.

продолжение таблицы 3

Влагосодержание нефти, АГАТ-К-9, %

±(0,5+0,06W)

Газосодержание в жидкости равно нулю, температура 90 оС.

Плотность жидкости, ПЛ-1, кг/м3

±10

Содержание газа в жидкости равно нулю, температура 90 оС.

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

Тип СО, состав скелета и порового пространства

Коэффициент

пористости, %

Плотность,

кг/м3

Диаметр скважины, мм

ГСО-ПВ-16,6%-2376-120-155-216-295 Песчаник двухфракционный водонасыщенный

16,6±0,2

2376±6

120±1; 155±1; 216±1; 295±1;

ГСО-ПВ-32,5%-2118-120-155-216-295 Песчаник однофракционный водонасыщенный

32,5±0,2

2118±7

120±1; 155±1; 216±1; 295±1;

ГСО-ПВМ150-16,0%-2395-216 Песчаник двухфракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л

16,0±0,2

-

216±1

ГСО-ПВМ150-32,7%-2139-216 Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л

32,7±0,2

-

216±1

ГСО-ПГ-17,0%-2200-216 Песчаник двухфракционный газонасыщенный

17,0±0,2

2200±8

216±1

ГСО-ПГ 34,5%-1745-216 Песчаник однофракционный газонасыщенный

34,5±0,2

1745±6

216±1

ГСО-КВ-0,8%-2696-124 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок)

0,8±0,2

2696±5

124±1

ГСО-КВ-0,8%-2696-156 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок)

0,8±0,2

2696±5

156±1

СОП-КВ-1,0%-2692-196 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок, габаритные размеры 0,95х0,96-х2,32 м)

1,0±0,3

2692±5

198±1;

ГСО-КВ-0,8%-2696-216 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок)

0,8±0,2

2696±5

216±1

СОП-КВ-14,1%-2460-196 Кальцит водонасыщенный (блок известняка, габаритные размеры 0,99х0,99х1,5 м)

14,1±0,3

2460±10

216±1

ГСО-КВ-15,9%-2437-124-156-216 Кальцит двухфракционный водонасыщенный

15,9±0,2

2437±6

124±1; 156±1;

216±1

СОП-КВ-20,2%-196 Кальцит водонасыщенный двухфракционный

20,2±0,3

-

196±1;

ГСО-КВ-35,2%-2107-124-156-216 Кальцит однофракционный водонасыщенный

35,2±0,2

2107±5

124±1; 156±1;

216±1

СОП-КВ-38,3%-196 Кальцит водонасыщенный однофракционный

38,3±0,3

-

196±1;

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

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.

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

Анализ семейства градуировочных характеристик, построенных для аппаратуры НК с использованием данного комплекса СО, показывает, что при одинаковом относительном выходном сигнале измеренные значения Кп 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 Кп на 5% в абсолютных единицах. Хлоросодержание 25 г/л в чистом песчанике приводит к завышению результата измерений Кп на 3% при пользовании ГХ для чистого песчаника с пресной водой, а при 150 г/л это 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 60о 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 0, 45 и 90 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 РГодн аппаратуры можно представить следующим графиком функции, рис. 3.

  РГодн

100%

50%

0%

       

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

Решение по результатам калибровки аппаратуры

Критерии для принятия решения

Оставить прежнюю градуировочную характеристику

Показатель степени годности аппаратуры в каждой точке контроля находится в пределах от 100% до 75%.

Переградуировать - принять новую градуировочную характеристику

Показатель степени годности аппаратуры в каких-либо точках контроля менее 75% или выполняется неравенство .

Направить аппаратуру в ремонт

Выполняется неравенство или коэффициент преобразования изменился более чем на 30%.

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)

Измерительный канал

Тип калибровочного оборудования

Методические особенности градуировки

и калибровки канала

МЭД естественной гамма-активности пород

УАК-ГК-50 – для автоматизированной калибровки каналов интегрального ГК

Градуировка и калибровка канала интегрального ГК выполняется от источника Ra226 через рассеивающую среду кальцита. Критерий переградуировки и

Плотность горной породы

СО плотности;

КИП-ГГК - комплект имитаторов плотности

Градуировка аппаратуры ГГК выполняется в трех СО плотности при температуре (20±3) оС., а калибровка с использованием комплекта имитаторов плотности, «привязанных» к СО. Критерий переградуировки и

Коэффициент пористости горной породы

Комплект СО водонасыщенной пористости кальцитовых и кварцитовых горных пород, пересеченных скважиной.

КИП-НК - комплект имитаторов пористости

Градуировка аппаратуры НК выполняется в трех СО водонасыщенной пористости чистых кальцитовых и кварцитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм, при температуре (20±2) оС, а калибровка - с использованием комплекта имитаторов пористости, «привязанных» к одному из комплектов СО пористости. Критерий переградуировки и

Толщина стенки труб и плотность вещества в затрубном пространстве

Комплект СО толщины стенки труб и плотности вещества в затрубном пространстве

Градуировка аппаратуры СГДТ и ЦМ выполняется в трех СО толщины стенки труб и трех СО плотности вещества в затрубном пространстве. В итоге получают три ГХ для канала толщиномера и от 9 до 18 характеристик для селективных каналов плотномера. Критерий переградуировки и

Диаметр скважины

УАК-Кав-700 – для автоматизированной калибровки каверномеров

Градуировка и калибровка каверномеров с оценкой и учетом вариации показаний. Критерий переградуировки и

Азимутальный, зенитный и визирный углы

УАК-СИ – для автоматизированной калибровки инклинометров[15, 19]

Градуировка (построение графика поправок) инклинометров по каналу азимута через 30о , а калибровка – через 45о при разных зенитных и визирных углах. Коррекция «0» азимута калибровочной установки с учетом вариации геомагнитного поля. Критерий переградуировки и

продолжение таблицы 6

Температура и давление

УАК-СТМ-100/60 – для автоматизированной калибровки термометров и манометров

Градуировка и калибровка канала манометра при одновременном воспроизведении давления и температуры. ГХ в виде функции двух переменных – зависимости давления от выходного сигнала и температуры. Критерий переградуировки и

Расход жидкости в колонне

УАК-СР-60 – для автоматизированной калибровки расходомеров

Градуировка и калибровка канала расходомера выполняется для разного внутреннего диаметра колонны в нагнетательной и добывающей скважине. Рабочая жидкость – питьевая вода при температуре (20±2) оС. Строят 6 или 8 ГХ. Критерий переградуировки и

Влагосодержание нефти

УАК-СВ-60 – для автоматизированной калибровки влагомеров нефти [15, 21]

Градуировка и калибровка канала влагомера жидкости выполняется с использованием эмульсии из питьевой воды и дизельного топлива при температуре (20±2) оС. Критерий переградуировки и

УЭС жидкости

УАК-ИРез – для автоматизированной калибровки резистивиметров

Градуировка и калибровка канала резистивиметра  выполняется с использованием СО УЭС на основе водных растворов хлористого натрия при температуре (20±1) оС.

Плотность жидкости

УАК-ПЖ – для автоматизированной калибровки плотномеров жидкости

Градуировка и калибровка канала плотномера жидкости выполняется с использованием СО плотности жидкости при температуре (20±2) оС. Критерий переградуировки и

Длина геофизического кабеля

УАРК-10 – для автоматизированной разметки геофизического кабеля[12, 15]

Градуировка геофизического кабеля выполняется с использованием УАРК-10 при температуре (20±2) оС, а калибровка – измерением расстояния между 1-ой и 11-ой метками размеченного кабеля поверенной измерительной рулеткой.

На рис. 6 приведены фотографии некоторых программно-управляемых установок для калибровки скважинной аппаратуры по технологии № 1.

Особенностью установки УАК-СИ (рис. 6а) 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. 6б) позволяют оценивать вариацию

(люфты) каверномеров-профилемеров. Установки УАК-СР (рис. 6в) имеют систему удаления воздуха из гидравлического канала. Установка УАК-СВ-60

а

б

в

г

Рис.6. Фотогрфии установок для автоматизированной калибровки: а – магнитометрических и гироскопических инклинометров; б – каверномеров; в – расходомеров воды; г – влагомеров нефти.

(рис. 6г) позволяет создавать однородную водонефтяную эмульсию.

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

Организация,

предприятие

Средства

измерений

Задачи и род деятельности

организаций и предприятий

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии России

СИ, заимствованные из государственных поверочных схем

Аттестация Центра обеспечения единства геофизических измерений на техническую компетентность. Поверка общетехнических СИ, применяемых метрологическими службами геофизических предприятий и Центром обеспечения единства геофизических измерений

Центр обеспечения единства геофизических измерений (Центр метрологических исследований)

Специальные эталоны - СО свойств и состава пластов горных пород, зонды-компараторы, поверенные общетехнические СИ

Обеспечение единства скважинных измерений на предприятиях России путем создания и хранения СО свойств и состава пластов горных пород, пересеченных скважиной, аттестации калибровочного оборудования на предприятиях с использованием передвижных метрологических лабораторий, и контроля за соблюдением метрологических правил и норм

Метрологические службы геофизических предприятий

Калибровочное оборудование для геофизической аппаратуры

Обеспечение требуемой точности измерений параметров пластов и скважин путем периодической градуировки и калибровки геофизической аппаратуры.

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 0о 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:

  1. Лобанков В.М. Методическое погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Сентябрь, М.-ВНИИОЭНГ.-С.11-15.
  2. Лобанков В.М. Инструментальные погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Август, М.-ВНИИОЭНГ.-С.18-22.
  3. Лобанков В.М., Святохин В.Д. Эталонные модели пластов и скважин для нефтепромысловой геофизики// Нефтегазовое дело.- Том 5.- № 2. - 2007.-С.71-76.
  4. Лобанков В.М. Технология автоматизированной градуировки и калибровки скважинной геофизической аппаратуры// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.- 2007.-Ноябрь.-ВНИИОЭНГ.-С.43-47.
  5. 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.
  6. 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.
  7. 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.
  8. Лобанков В.М. Метрологический анализ измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин// Геофизика.-2002.-№ 3.-С.73-77.
  9. Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение скважинных измерений// Геофизика.- 2000.-спец. выпуск.-С.50-55.
  10. Лобанков В.М. Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1996.-№ 4.-С.41-43.
  11. Лобанков В.М. Моделирование измерений удельного электрического сопротивления пластов горной породы и их методические погрешности// Метрология, № 12, 1981, С.42–46.
  12. Жувагин И. Г., Лаптев В. В., Калистратов Г. А., Лобанков В. М. Состояние метрологического обеспечения геофизических средств измерений на предприятиях Миннефтепрома// Измерительная техника, № 8, 1977 - С. 10-14.
  13. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 2215998 Автоматизированная установка для калибровки термометров и манометров/ В.М. Лобанков, З.Г. Гарейшин// М.-ФИПС, БИ № 31.-2003.
  14. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 2231810 Автоматизированная установка для калибровки приборов гамма-каротажа/ З.Г. Гарейшин, В.М. Лобанков, О.К.Полев, В.Д. Святохин, А.А. Поротова// М.-ФИПС, БИ № 18.-2004.
  15. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 2249689 Автоматизированная установка для калибровки инклинометров/ З.Г. Гарейшин, В.М. Лобанков, О.К. Полев, Н.А. Пономарёв, А.Ф. Морозов, О.Л. Рыжиков// М.-ФИПС, БИ № 10.-2005.
  16. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 2273870 Способ калибровки резистивиметров и установка для его реализации/ В.М. Лобанков, З.Г. Гарейшин, А.Ф. Морозов, О.Л. Рыжиков// М.-ФИПС, БИ № 6.-2003.
  17. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 2282831 Способ калибровки влагомеров и установка для его реализации/ В.М. Лобанков, З.Г. Гарейшин, А.В. Юсупов, В.Д. Святохин// М.-ФИПС, БИ № 24.-2006.
  18. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. Патент РФ на изобретение № 2289796 Автоматизированная установка для калибровки скважинных расходомеров/ В.М. Лобанков, З.Г. Гарейшин, В.Д. Святохин// М.-ФИПС, БИ № 35.-2006.
  19. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 827764 Устройство для контроля скважинной аппаратуры/ В.М. Лобанков, С.И. Дембицкий, В.А. Кашапов// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 17.-1981.
  20. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 934420 Устройство для контроля аппаратуры электрического каротажа/ В.М. Лобанков, С.И. Дембицкий, В.Г. Дворецкий// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 21.-1982.
  21. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 960700 Устройство для электромагнитного каротажа скважин/ В. Г. Бурков, В. М. Лобанков, В. Ф.Мечетин// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 29.-1983.
  22. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 574525 Устройство для измерения расхода жидкостей и газов в скважинах/ Г.А. Калистратов, Т.Г. Габдуллин, В.М. Лобанков// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 36.-1977.
  23. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 813349 Устройство для градуировки и поверки аппаратуры акустического каротажа/ М.А. Сулейманов, В.М. Лобанков, П.А. Прямов, Г.А. Калистратов// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 10.-1981.
  24. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 890318 Поверочно-калибровочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ М.А. Сулейманов, Т.А. Чернышева, П.А. Прямов, Д.И. Ермолаев, В.М. Лобанков// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 46.-1981.
  25. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 983667 Устройство для градуировки скважинных термопреобразователей/ Л.Н. Котельников, Г.А. Калистратов, В.М. Лобанков// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 47.-1982.
  26. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 1000981 Устройство для электромагнитного каротажа/ В.Г. Бурков, В.М. Лобанков, Г.В. Шаров, Ю.Н. Антонов// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 8.-1983.
  27. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 1018075 Поверочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ М.А. Сулейманов, В.М. Лобанков, П.А. Прямов, А.М. Блюменцев, И.П. Дзебань// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 18.-1983.
  28. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 1059156 Способ исследования скважины/ Д.А. Бернштейн, И.Н. Барский, В.В. Труфанов, С.Ф. Михайлов, В.М. Лобанков, Л.Н. Котельников// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 45.-1983.
  29. Офиц. бюл. Изобретения. Полезные модели. А.С. СССР № 1208211 Устройство для измерения глубины при каротаже скважины/ С.Ф. Михайлов, Д.А. Бернштейн, В.М. Лобанков, В.А. Кашапов// М.-ВНИИГПЭ, БИ № 4.-1986.

Нормативные документы:

  1. ГОСТ 24825-81 Инклинометры. Методы испытаний/ П.А.Бродский, Г.А. Калистратов, Н.Г. Козыряцкий и др. – всего 13 исполнителей.-М., Изд. «Стандарты».-1982.
  2. ГОСТ 8.447-81 Инклинометры. Методы и средства поверки/ П.А.Бродский, Г.А. Калистратов, Н.Г. Козыряцкий и др. – всего 13 исполнителей.-М., Изд. «Стандарты».-1982.
  3. РД 39-0147716-004-88 Аппаратура геофизическая скважинная. Методика расчета характеристик погрешности в реальных условиях эксплуатации/ В.М. Лобанков// М.- Изд. Миннефтепрома СССР.- 1989.-17с.
  4. ТПр 96-84 Типовая программа и методика проведения государственных приемочных испытаний скважинной геофизической аппаратуры/ В.М. Лобанков, В.И. Фоминых, А.М. Блюменцев и др. – всего 6 исполнителей.- Уфа.-ВНИИнефте-промгеофизика.-1984.-19с.
  5. РДС 39-1-031-80 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений удельного электрического сопротивления/ В.М. Лобанков, Г.А. Калистратов, В.Т. Чукин.- М.- Изд. Миннефтепрома СССР.-1980.-8с
  6. РДС 39-1-032-80 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений интервального времени распространения акустических волн/ В.М. Лобанков, А.М.Блюменцев, Г.А. Калистратов и др. - всего 6 исполнителей.- Уфа.-1980.
  7. РДС 39-1-030-80 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений коэффициента затухания акустических волн в диапазоне частот от 3 кГц до 50 кГц/ В.М. Лобанков, А.М.Блюменцев, Г.А. Калистратов и др. - всего 6 исполнителей.- Уфа.-1980.
  8. РДС 39-1-035-80 Ведомственная поверочная схема для скважинных каверномеров и профилемеров/ В.М. Лобанков, З.Я. Шарифуллина.- Уфа.-1980.
  9. СТ ЕАГО 008-01 Геофизическая аппаратура и оборудование. Методики калибровки и калибровочные схемы. Требования к составу, построению и содержанию. Правила утверждения и регистрации/ А.М. Блюменцев, Г.А. Калистратов, Н.Г. Козыряцкий, В.М. Лобанков, С.А. Рабин.- М.-1998.
  10. СТ ЕАГО 026-01 Аппаратура электрического каротажа микрометодами (БМК и МЗ). Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний/ Г.А. Калистратов, В.М. Лобанков, В.Ф. Мечетин и др. – всего 9 исполнителей.- М.-1996.
  11. СТ ЕАГО 025-01 Аппаратура электрического каротажа (БК и БКЗ). Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний/ Г.А. Калистратов, В.М. Лобанков, В.Ф. Мечетин и др. – всего 9 исполнителей//.- М.-1996.
  12. СТ ЕАГО 028-01 Аппаратура акустического каротажа. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний/ Д.В. Белоконь, А.М. Блюменцев, В.И. Ищенко и др. – всего 8 исполнителей.- М.-1996.
  13. РД 39-04-72-79 Средства измерений для геофизических исследований в скважинах. Метрологические характеристики. Номенклатура и выбор комплекса/ Г.А. Калистратов, В.М. Лобанков, Л.Н.Котельников.- М.- Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.
  14. РД 39-4-940-83 Ведомственная поверочная схема для скважинных средств измерений плотности горных пород/ В.М. Лобанков, Г.А. Калистратов, Ю.А. Гулин, А.М. Блюменцев // Изд. Миннефтепрома СССР.-1983.
  15. МИ 1062-85 ГСИ. Влагомеры горных пород нейтронные скважинные. Методика поверки/ А.М. Блюменцев, Н.Е. Григорьев, В.М. Лобанков, Б.Ю. Мельчук.-Уфа.-ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.
  16. МИ 1550-86 ГСИ. Гамма-плотномеры горных пород скважинные. Методика поверки/ Н.Е. Григорьев, В.И. Фоминых, В.М. Лобанков, Е.В. Семенов.- Уфа.- ВНИИнефтепромгеофизика.-1986.
  17. ОСТ 39-100-80 Аппаратура промыслово-геофизическая. Общие технические условия/ Ю.В. Гумилевский, Ш.Г. Гатауллин, В.М. Лобанков и др. – всего 10 исполнителей)// М.-Изд. Миннефтепрома СССР.-1979.
  18. ОСТ 39-189-85 Аппаратура геофизическая скважинная для исследования бурящихся скважин. Виды, основные параметры и размеры. Базовые значения показателей качества/ И.Г. Жувагин, В.А. Рапин Ю.В. Гумилевский и др. – всего 16 исполнителей.-М. Изд. Миннефтепрома СССР -1985.
  19. МУ 39-09-076-83 Параметры, принимаемые в качестве измеряемых величин при промыслово-геофизических исследованиях/ В.М. Лобанков.-Уфа.- ВНИИнефгепромгеофизика.-1983.

Другие публикации:

  1. Лобанков В.М., Широков В.Н. Методические указания по метрологическому обеспечению промыслово-геофизической аппаратуры// М.: Изд. МИНГ им. И.М. Губкина.- 1987.- 55с.
  2. Лобанков В.М., Александров С.С. Основы метрологического обеспечения скважинной геофизической аппаратуры. Методические указания для студентов специальности 0802.02// Уфа, изд. УНИ, 1989.-37с.
  3. Лобанков В. М. Аттестация методик выполнения измерений параметров нефтегазовых залежей//Метрологическая служба СССР.-Вып.12.-1983.-С.16-21.
  4. Лобанков В.М. К вопросу определения методических погрешностей измерений удельного электрического сопротивления пластов горных пород// Деп. в ВНИИОЭНГ, № 1052 нг В83. М.-1983.-7 с.
  5. Лобанков В.М. Метрологические основы метрологической экспертизы и аттестации МВИ параметров пластов// Тезисы докладов второй всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово-геофизических работ».-Уфа.-1989.-С21-23.
  6. Лобанков В. М., Хакимов Ф. Ф., Филин Н. И., Садков В. Г., Калистратов Г. А. Установка УПЭК-I для градуировки и поверки аппаратуры электрического каротажа// Труды ВНИИнефтепромгеофизики, вып 10.- Уфа.-1980 - С.174-179.
  7. Лобанков В. М. Метрологические аспекты повышения эффективности исследований нефтегазовых коллекторов// Исследование коллекторов сложного строения, техника и методика.- Уфа, 1982.- С. 125-132.
  8. Блюменцев А. М., Калистратов Г. А., Лобанков В.М. Перспективы использования стандартных образцов при геофизических исследованиях скважин на нефтегазовых месторождениях// Сб. трудов ВНИИЯГГ. Ядерная геофизика при поиске и разведке месторождений нефти и газа. М., 1981.- С. 100-107.
  9. Блюменцев А.М., Калистратов Г.А., Гулин Ю.А., Лобанков В.М. Состояние и перспективы развития метрологического обеспечения аппаратуры нейтронного каротажа// Сб. «Геофизическая аппаратура», вып. 77.- М.-1983.-С.122-128.
  10. Калистратов Г. А., Лобанков В. М., Котельников Л. Н.Метрологическое обеспечение геофизических средств измерений на стадии эксплуатации// Труды ВНИИнефтепромгеофизики.- Сб. Техника и технология геофизических исследований нефтяных скважин.- Уфа, 1979.- С.78-81.
  11. Хамитов Р.А., Антонов К.В., Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Коровин В.М. Метрологическое обеспечение измерений при геологическом изучении недр Башкортостана//: Материалы IV Республиканской геологической конференции «Геология и перспективы расширения сырьевой базы Башкортостана и сопредельных территорий».- Т.2.- Уфа.- 2001. - С.225-226
  12. Хамитов Р.А., Антонов К.В., Лобанков В.М., Святохин В.Д. Эталоны единиц геологических параметров// «Новые идеи в науках о Земле»: Материалы VI Международной конференции.-М.-2003.-Т.1.-С.274.
  13. Лобанков В.М.Метрологическое обеспечение ГИС – новые перспективы// Сборник тезисов докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности».- Уфа,- 2003, С. 169-170.
  14. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д., Подковыров А.В., Морозов А.Ф. Комплекс калибровочного оборудования для геофизических предприятий// Научн. симпозиум «Высокие технологии в промысловой геофизике».- Уфа.- 2004.- С.56-57
  15. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д., Подковыров А.В., Юсупов А.В., Манзуров В.И., Гайнуллин Д.Р., Подковыров В.В., Кильметов А.С. Программно-управляемый комплекс метрологического оборудования для контроля геофизической аппаратуры//. В Сб.: vi Конгресс нефтегазопромышленников России, секция «а», Научный симпозиум «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе». - Уфа, - 2005. – С.205-206
  16. Антонов К.В., Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение контроля качества цементирования скважин// Сборник научных трудов международной научно-практической конференции «Повышение качества строительства скважин».- Изд. Научно-техн. литературы «Монография», Уфа,-2005, С. 272-275.
  17. Лобанков В.М., Гарейшин З.Г., Святохин В.Д., Подковыров А.В., Григорьев Н.Е., Гайнуллин Д.Р. Оборудование для метрологического обеспечения ГИС и ГТИ/ // Тезисы докладов научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе».- Уфа.- 2006.- С.12-14.
  18. Лобанков В.М. Состояние измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин – метрологические аспекты// Новая техника и технологии для геофизических исследований.- Тезисы докладов научной конференции.- Секция D VII Конгресса нефтегазопромышленников России.-Уфа.-2007.-С.55-58.
  19. Лобанков В.М. О стандартизации метрологических правил и норм в области ГИС и ГТИ// Нефтегазовый сервис – ключ к рациональному использованию энергоресурсов.- Материалы научно-практической конференции в рамках международного форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС-2007», 14-15 ноября 2007 г., г. Уфа.





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

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