Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах

Вид материала

Автореферат диссертации

Содержание Последовательность измеренных значений искомого параметра Оценка методической погрешности В третьей главе

Подобный материал:

• Совершенствование метрологического обеспечения инклинометрии нефтегазовых скважин 25., 254.4kb.
• Развитие технологий акустических исследований в нефтегазовых скважинах, 646.92kb.
• Определение характера насыщения коллекторов Вобсаженных нефтегазовых скважинах на основе, 322.49kb.
• Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами, 3293.09kb.
• Темы рефератов Кпрограмме «Геофизические методы исследования скважин», 27.72kb.
• Конференция «новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» Организаторы, 81.97kb.
• Программа научно-практической конференции «новые достижения в технике и технологии, 265.11kb.
• Организационной основой метрологического обеспечения ОАО «Теплоприбор» является Центр, 31.48kb.
• Устройство для проведения гидродинамических исследований в скважинах, 34.11kb.
• «Способ ликвидации фонтанов на нефтегазовых скважинах при бурении на шельфе и устройство, 17.04kb.

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

Эталонное значение искомого параметра пласта или скважины Последовательность измеренных значений искомого параметра Значение параметра i- го влияющего фактора Модель по МВИ, не учитывающей влияние i- го фактора Модель по МВИ, учитывающей влияние i- го фактора П О И С К значения параметра , при котором ОЦЕНКА МЕТОДИЧЕСКОЙ ПОГРЕШНОСТИ, обусловленной влиянием i- го фактора 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:

(_ор)_с - пределы допускаемой основной относительной погрешности скважинной части аппаратуры (скважинного преобразователя);

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

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

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

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

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

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

Если случайная составляющая погрешности канала существенна, то вместо характеристик основной погрешности могут быть нормированы характеристики составляющих основной относительной погрешности (_оsр – предел допускаемой систематической составляющей основной относительной погрешности и _р _о  - предел допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной относительной погрешности).

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

, (1)

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

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

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

или . (2)

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


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

Измеряемый параметр, аппаратура, единица	Доверительные границы абсолютной погрешности	Скважинные условия измерений
Интервальное время распространения ультразвука, МАК-2, мкс/м	±(1+0,05∆t)	Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.
Коэффициент затухания ультразвука, МАК-2, дБ/м	±(2+0,1α)	Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.
УЭС зондом БК, К1-723	±(1+0,13ρ)	Температура 90 оС.
УЭС зондом БКЗ, Омм	±(1+0,08ρ)	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+0,025σ)	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+0,06ρ)	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.