5.4 Метрологічне забезпечення вимірів апаратурою термокаротажу

Метод термометрії в експлуатаційних свердловинах може вирішити наступні завдання:

1. розподіл абсолютних значень температури по свердловині, або в окремих інтервалах стовбура свердловини;

1. часові виміри розподілу температури по свердловині і вивчення часової різниці температур у відповідних перетинах свердловини;

1. виміри температури в окремих інтервалах стовбура свердловини.

Для вимірювання температури використовують високоточні термометри, які забезпечують масштаб реєстрації 0.02 С/см. Систематична похибка вимірювання не повинна перевищувати 0.02-0.5 C. Показники температурної інерції не більше 1.5 с.

При русі термометра по свердловині, на значення показників значно впливає похибка, пов'язана з інерційністю датчика. Абсолютна величина динамічної похибки не повинна перевищувати 0.1 C, а для високоточних термометрів 0.02 C.

Методична похибка вимірювання в статичному режимі залежить від:

1. коефіцієнта теплообміну датчика, корпуса термометра з навколишнім середовищем;

1. теплопровідності матеріалів і геометричних параметрів датчика і корпуса.

Вплив методичної похибки суттєво змінює результати досліджень в нафтовому середовищі і може складати величину похибки 6-12 % від значення градієнта і тому необхідно враховувати в зонах температурних аномалій.

Аналіз динаміки вихідного сигналу при стрибкоподібній зміні температури середовища від t до t+δt з врахуванням інерції вимірювального засобу можна поділити на наступні складові:

1. інерційність датчика t_д;

1. інерційність корпуса t_k;

1. інерційність електронного блоку t_б;

1. коефіцієнт теплового зв’язку датчика і корпуса K_т;

1. коефіцієнт K_t впливу температурної нестабільності параметра електронного блоку.

Аналітичне зображення вихідного сигналу термометра може приймати вигляд:

H(t)=Y₀+S₀·δt[(1+K_t)-(1-K_t)e^-t/tд-K_тe^-t/tк-K_te^-t/tб], (5.10)

коефіцієнт К_т визначається за формулою:

K_т=_мк/(t_k-t_c), (5.11)

При ретельному підході до конструкції свердловинного приладу за рахунок зменшення методичної похибки величину K_т можливо довести до 0.005.

Основні метрологічні характеристики термометричної апаратури, яка використовується при контролі за розробкою нафтогазових родовищ, повинні виконувати такі вимоги:

1. границя основної допустимої похибки Δ_оп=(0.5–1) °С;

1. середнє квадратичне відхилення випадкової складової похибки σ_р=0.005 °С;

1. значення теплової інерційності датчика t_д не повинно перевищувати 2с. Сучасна апаратура СТЛ-28, ТР-7, АКИС-36, “Граніт” задовольняє цим вимогам.

При проведенні досліджень метрологічних параметрів, враховуючи різні теплові властивості рідини (вода, масло, нафта), необхідно змінювати рідину і штучно створювати рух рідини 0.2-0.3 м/с.

Повірочна модель дозволяє змінювати температурні параметри в діапазоні від 0 до 250 °C і складається з основних елементів.

Основна похибка термометрів визначається в контрольних температурних точках, які включають верхню та нижню границю вимірів і не менше 3-х точок, рівномірно розташованих по діапазону вимірів.

Основну похибку в і-й контрольній точці розраховують за формулою:

_оі=t_i-t_ді,

Випадкова складова похибки термометра розраховується при температурі, яка дорівнює (80-90)% від верхньої границі вимірювання. В проміжку часу 20 хв з інтервалом в 1хв реєструються показники термометра. При проведенні цих досліджень температура в термостаті повинна змінюватись не більше ніж на 0.8 від номінальної границі випадкової складової похибки і тоді:

,