Аппаратура геофизических исследований скважин

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА Кафедра геофизических информационных систем В.Н.ШИРОКОВ, В.Д.НЕРЕТИН, Е.Е.АЛТУХОВ КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ по курсу АППАРАТУРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Москва - 2007 Лекция 1. Введение Исторический обзор развития геофизического приборостроения. Современное состояние и формы совершенствования геофизических средств измерений, скважинных геофизических информационно-измерительных систем (СГИИС) - создание аппаратуры для новых геофизических методов, автоматизация, комплексирование, унификация, повышение точности, надежности и ремонтопригодности аппаратуры. Основные цели и задачи геофизических исследований скважин. При разведке и разработке месторождений полезных ископаемых широко применяются геофизические методы исследования скважин. Специфика геофизических исследований скважин заключается в значительном удалении изучаемых объектов от наблюдателя. В этом случае измерительные устройства, использующиеся для непосредственного измерения, утрачивают свое самостоятельное значение и заменяются преобразователями физических величин в электрические сигналы. Такие преобразователи входят составной частью в комплекс технических средств, обеспечивающих дистанционное измерение физических величин, т. е. телеизмерение. Поскольку основное назначение геофизических исследований скважин – получение, передача и переработка информации об изучаемых величинах, использующиеся технические средства измерения образуют информационноизмерительную систему. Геофизические исследования, как правило, проводят по окончании бурения определенного интервала разреза с помощью спускаемых в скважину на специальном кабеле измерительных устройств. В последние годы в России и за рубежом успешно разрабатывается аппаратура, обеспечивающая получение информации о некоторых параметрах (КС и ПС горных пород, угле и азимуте скважины) непосредственно в процессе бурения скважины. Сигналы от воспринимающих устройств передаются в этом случае на поверхность с помощью специальных преобразователей по колонне бурильных труб, встроенному в колонну кабелю (при электробурении) или столбу промывочной жидкости. В значительной степени перспективны и автономные скважинные приборы, в которых результаты измерения регистрируются или запоминаются специальными устройствами, расположенными внутри прибора. Развитие геофизического приборостроения характеризуется непрерывным усложнением измерительной аппаратуры и расширением круга задач, решаемых с ее помощью. Создание и совершенствование техники для исследований скважин неразрывно связано с разработками теории и методики интерпретации геофизических методов, новейшими достижениями в измерительной технике и радиоэлектронике, применением новых конструкционных материалов и способов их обработки. В развитии и совершенствовании геофизической аппаратуры можно выделить следующие основные направления: 1) автоматизация процесса измерений; 2) разработка скважинкой аппаратуры для отдельных методов; 3) комплексирование измерений; 4) стандартизация и унификация аппаратуры. Такое деление, разумеется, носит несколько условный характер, поскольку перечисленные направления находятся в тесной взаимосвязи, однако оно позволяет обобщить накопленный опыт наметить пути дальнейшего совершенствования геофизического приборостроения. В первые годы применения геофизических методов измерения проводили в отдельных точках скважины с помощью электроразведочной аппаратуры (электроразведочный потенциометр, источники постоянного тока). В дальнейшем на основе электромеханического преобразователя (пульсатора) и полуавтоматического регистратора были сконструированы разборные установки, которые монтировались на скважине и обеспечивали непрерывную регистрацию одного-двух измеряемых параметров. С 1947 г. стали применяться полуавтоматические станции, в которых использовалась та же аппаратура, что и в разборных установках, смонтированная в кузове автомобиля. Привод лентопротяжных механизмов регистраторов от мерного ролика, установленного на скважине, в этих станциях осуществлялся с помощью дистанционной сельсинной передачи. Автоматизация процесса геофизических измерений в скважинах явилась результатом работы больших коллективов институтов, заводов и производственных организаций под общим руководством проф. С. Г. Комарова. Создание измерительных лабораторий и автоматических станций позволило практически полностью автоматизировать процесс измерения при промыслово-геофизических исследованиях. Основное направление автоматизации геофизических измерений в скважинах в последние годы заключается в создании регистрирующих устройств, обеспечивающих представление результатов не только в аналоговой, но и в цифровой форме. С 1977 г. начат выпуск первой отечественной геофизической лаборатории как с аналоговой, так и с цифровой записью типа ЛЦК-10. Это позволяет проводить автоматическую обработку и интерпретацию полученных данных с помощью ЭВМ и передачу их по каналам связи на значительные расстояния. Для преобразования промыслово-геофизических данных в цифровую форму непосредственно на скважине разработано несколько типов аппаратуры. Для передачи результатов геофизических исследований по каналам связи в территориальные вычислительные центры разработана аппаратура передачи данных. Создание скважинных приборов и наземных устройств для измерения различных физических параметров проводилось в тесной связи с разработкой теории и методики интерпретации соответствующих геофизических методов. В результате работы коллективов научных и производственных организаций, многих советских геофизиков и приборостроителей (И.И.Башлыкин, К.А.Верпатов, С.Я.Выборных, H.H.Герасимов, Г.В.Горшков, В.H.Дахнов, Д.И.Дьяконов, С.Г.Комаров, С.Я.Литвинов, H.А.Перьков, В.Ф.Печерников, А.С.Семенов, Д.M.Сребродольский, Г.H.Строцкий, В.В.Шаскольский, И.В.Шевченко, В.А.Шпак и др.) еще в 30–40-е годы были сконструированы приборы для измерения температуры, диаметра и искривления скважины. В послевоенные годы были разработаны совершенные типы аппаратуры для электрометрии и радиометрии скважин, новые образцы термометров, каверномеров и инклинометров. Разработка новых методов исследования скважин – индукционного, диэлектрического, акустического, фокусированных зондов электрометрии скважин, методов определения элементов залегания горных пород и др.– потребовала создания соответствующей аппаратуры. Для исследования сверхглубоких скважин с особо сложными условиями в Специальном конструкторско-технологическом бюро промысловой геофизики (г. Грозный) создана серия электрометрических и радиометрических приборов. В послевоенные годы в связи с расширением комплекса геофизических исследований, ростом темпов бурения и непрерывным увеличением глубин скважин широко развернулись работы по созданию геофизической аппаратуры, обеспечивающей комплексирование измерений. По предложению В.H.Дахнова, В.Ф.Печерникова и Г.С.Морозова в 1948 г. была начата разработка комплексных измерительных устройств на семижильном кабеле. Созданная лаборатория позволяла за одну спуско-подъемную операцию измерять до шести различных параметров. Комплексная аппаратура на одножильном кабеле создавалась на основе уплотнения канала связи с применением временного и частотного разделения измеряемых сигналов и различных способов их передачи. В 1965 г. была разработана многоканальная телеизмерительная система с частотным разделением каналов и частотной модуляцией, которая обеспечивала одновременное измерение на одножильном кабеле трех-четырех параметров; она и до настоящего времени является основой при создании комплексной аппаратуры для электрометрии скважин и контроля их технического состояния. В последние годы интенсивно развернулись работы по созданию телеизмерительных систем с большим числом одновременно действующих измерительных каналов на основе импульсной модуляции и временного разделения. Увеличение общего объема выпускаемой геофизической аппаратуры, расширение ее номенклатуры обусловили постановку работ по стандартизации наземных измерительных устройств и скважинных приборов, унификации их основных узлов и элементов, метрологических и эксплуатационных характеристик. Начиная с 1970 г. введены в действие государственные общесоюзные стандарты на типы и основные параметры геофизических измерительных лабораторий и самоходных подъемников, охранные кожухи скважинных приборов, головки зондов, муфты для соединения зондов с геофизическими кабелями. Унифицированы установочные размеры наземных панелей, размеры шасси скважинных приборов, выходные параметры источников питания скважинной аппаратуры. Проводятся работы по унификации телеизмерительных систем. С целью дальнейшей унификации скважинной геофизической аппаратуры разработана и утверждена агрегатированная система геофизических приборов (АСГП). Узлы этой системы унифицированы по конструкции, основным техническим данными эксплуатационным характеристикам, параметрам электрических сигналов и т. п.; это существенно облегчает решение задачи создания комплексных и комбинированных приборов для исследования скважин. Все изложенное наглядно иллюстрирует непрерывное развитие и высокий уровень современного состояния отечественной техники для геофизических исследований скважин. Основными направлениями дальнейшего развития отечественного геофизического приборостроения являются следующие. 1. Разработка геофизических измерительных лабораторий, оснащенных ЭВМ, которые наряду с получением и первичной обработкой измерительной информации обеспечивали бы ее количественную интерпретацию. 2. Создание многоканальных измерительных устройств, позволяющих выполнять комплекс геофизических исследований в скважине за одну – две спускоподъемные операции. 3. Улучшение метрологических характеристик, повышение надежности, термои баростойкости скважинной аппаратуры на основе использования новой элементной базы, конструкционных материалов и улучшения технологии производства. 4. Создание метрологического обеспечения геофизических исследований скважин. 5. Разработка спуско-подъемного оборудования и геофизического кабеля для исследования скважин глубиной 10–15 тыс. м. 6. Создание геофизических лабораторий и спуско-подъемного оборудования для морских скважин. 7. Дальнейшее расширение работ по созданию автономных скважинных приборов и устройств для геофизических исследований в процессе бурения. Геофизические исследования скважин (ГИС) применяются на всех стадиях поиска, разведки месторождений нефти и газа, подсчета запасов полезных ископаемых, ввода в эксплуатацию месторождений и их промышленной разработки (табл. 1). Затраты на ГИС составляют в среднем около 4% от объема капитальных вложений на глубокое бурение. Ежегодный экономический эффект от использования ГИС за счет уменьшения отбора керна и сокращения количества испытаний в колонне оценивается примерно в 20% всех затрат на бурение нефтяных и газовых скважин, а за счет уменьшения количества пропущенных и невыявленных продуктивных пластов в разрезе - увеличением прироста запасов углеводородов примерно на 2%. Эффективность оперативных заключений ГИС составляет около 84%. Уровень использования данных ГИС при подсчете запасов более высокий. При утверждении в ГКЗ значения пористости по данным ГИС принимают по 86% месторождений, нефтегазонасыщенности - до 98% [27}. Совре менное состояние нефтегазовой отрасли характеризуется тем, что вместе с ростом скорости проходки скважин, глубин залегания продуктивных пластов, применением горизонтального и кустового бурения одновременно усложняются объекты разведки и разработки и изменяется структура информации. Развитие методов ГИС, разработка более совершенных информативных скважинных приборов для более сложных геологических и технических задач и скважинных условий требуют постоянного роста количества скважинной информации (рис. 1). Например, в Западной Сибири доля сложных коллекторов составляет более 60%, для них число испытаний в колонне достигает трех на одну скважину, из них 15-18% - испытания скважин бесприточных или со смешанными притоками, и их интерпретация часто ошибочна. Таким образом, повышение эффективности нефтегазовой отрасли зависит от того, насколько достаточна и оперативна информация для реализации современных технологий бурения скважин, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Необходимые объемы и потоки информации могут быть получены путем повышения точности и быстродействия скважинной аппаратуры, применения новых более информативных методов ГИС и более прогрессивных технологий исследования скважин. Полная совокупность отмеченных качеств может быть получена лишь при использовании современных информационно-измерительных систем. Таблица 1 Геофизические исследования и работы в скважинах Технологические операции в скважинах Бурение скважин Геофизические исследования и работы в открытом стволе скважины Планирование по результатам ГИС дальнейших работ на буровой Испытания перспективных интервалов испытателями на бурильных трубах и кабеле Заканчивание скважин Ввод в эксплуатацию скважин Проектирование режима разработки Направления деятельности промыслово-геофизи ческой службы Виды работ и ГИС Проблемы и задачи ГИС Геолого-технологические исследования (ГТИ) Обеспечение безаварийности технологического процесса, получение экспресс-информации о процесса, получение экспресс-информации о пройденных горных породах, выявление перспек тивных на нефть и газ горизонтов Взрывные методы ликвидации и предупреждения аварий в бурении Использование взрывных и импульсных процессов по строительству горизонтальных скважин Расчленение разрезов скважин, выделение кол лекторов, оценка характера насыщения Отбор образцов горных пород сверлящими и стреляющими керноотборниками на кабеле Контроль технического состояния ствола скважин измерения инклинометрами, каверномерами, профилемерами, расходомерами Оперативное заключение о разрезе скважины, спуске колонны, цементировании, установке заколонных пакеров Рекомендации по интервалам испытаний Измерения параметров пласта и поступающего в трубы флюида Регистрация кривых восстановления давления Специальные методы изучения сложно построенных коллекторов ГИС - испытания - ГИС Оценка качества изоляции затрубного пространства Рациональный комплекс работ по вскрытию пласта перфорация, установка мостов и пакеров Испытание продуктивных горизонтов через ко лонну с целью уточнения их продуктивности Комплексная интерпретация с целью определения подсчетных параметров пористости, нефтегазонасыщенности, глинистости и др , Лекция 2. Основные элементы и характеристики СГИИС Основные элементы и процессы измерений: потоки скважинной геофизической информации Структурная и информационная схемы СГИИС, особенности преобразования информации в различных ее частях. Структура СГИИС как совокупность измерительных преобразователей, устройств обработки, передачи, хранения и отображения количественной информации. Функции и основные конструктивные элементы аппаратуры ГИС. Характеристики информационно-измерительных систем. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ В СКВАЖИНАХ Особенность промыслово-геофизических исследований заключается в том, что объект измерений (горные породы) находится в скважине. Значительная удаленность изучаемого объекта от места наблюдения, небольшой диаметр скважины, наличие промывочной жидкости и т. п. делают невозможным непосредственное определение измеряемых величин. Поэтому геофизические исследования скважин, как процесс измерения на расстоянии, являются разновидностью телеизмерений. Комплекс технических средств, обеспечивающих измерения в скважинах, будем называть скважинной геофизической информационно-измерительной системой (СГИИС) состоящей из систем телеизмерений (ТИ), телесигнализации (TC), телерегулирования (TP) и телеуправления (ТУ). Основное назначение TИ – получение и передача информации об объекте исследования. Носителем измерительной информации в СГИИС является сигнал. На входе системы расположен блок передачи информации, который обеспечивает преобразование измеряемой величины х в сигнал A=f(х), имеющий форму, удобную для передачи по каналу связи. Под каналом связи понимают совокупность технических средств, необходимых для передачи сигналов информации на заданное расстояние. Составной частью канала связи является линия связи, т. е. физическая среда, по которой передаются сигналы. В электрические, акустические, телеизмерительных системах используются гидравлические, оптические и другие каналы связи. В скважинных телеизмерительных системах преимущественное распространение получили электрические каналы связи, основанные на использовании проводной кабельной линии связи. В процессе передачи по каналу связи сигнал А подвергается воздействию помех. Помехой принято называть посторонние сигналы, спектр которых полностью или частично совпадает со спектром сигнала информации. Помехи могут иметь различную природу и по-разному влиять на полезный сигнал. В результате действия помех, а также вследствие особенностей канала связи сигнал А преобразуется в сигнал B =ϕ(A) В блоке восприятия информации поступивший из канала связи сигнал В трансформируется в сигнал C = ψ(B), который в свою очередь преобразуется блоком представления информации 5 в сигнал или символ D = Ф(C), удобный для анализа, обработки и других операций. Таким образом, показания на выходе блока представления информации являются достаточно сложной функцией измеряемой величины D = F(X). Функциональные зависимости A=f(x), В = ϕ(А), C = ψ (B) и D = Ф(C) отражают особенности преобразования сигнала информации в различных блоках CГИИС и носят название характеристик преобразования соответствующих блоков. СОСТАВ И НАЗНАЧЕНИЕ БЛОКОВ СКВАЖИННЫХ ТЕЛЕИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ Обобщенная структурно-функциональная схема телеизмерительной системы изображена на рис. 7. В ее состав входят зонд 1, блок первичных измерительных преобразователей 2, блок передачи информации 3, линия связи, блок приема информации 4 и блок представления и обработки результатов измерения 5. Часть системы (блоки 1, 2 и 3) располагается в скважине, другая часть (блоки 4 и 5) – на поверхности. Линией связи обеих частей системы является геофизический кабель. Зонд служит для создания в околоскважинном пространстве физического поля, измерения его параметров и характера изменения по стволу скважины. Для формирования поля с заданными параметрами применяется источник (излучатель), а для измерения – приемник. Зонды, используемые для изучения естественных физических полей, содержат только приемник. Работа источника поля осуществляется по заданной заранее программе либо по команде с поверхности (от человека-оператора). В зависимости от количества одновременно измеряемых величин, принципа измерения и т. п. зонд может содержать несколько источников поля и приемников. В ряде случаев (измерение диаметра, профиля, искривления скважины и т. п.) восприятие измерительной информации осуществляется с помощью датчика – конструктивной совокупности нескольких измерительных преобразователей, размещенных вблизи изучаемого объекта. Построение системы ГИС по информационному признаку показано на рис. 3. В составе системы ГИС, в свою очередь, можно выделить ряд подсистем: автоматизированной обработки и интерпретации данных ГИС на ЭВМ; информационноизмерительные; телемеханики и др. Понятие "телемеханика" объединяет в любой комбинации более частные понятия, такие как телеуправление, телесигнализация, телеизмерение, телерегулирование. Если команды оператора с помощью специальных устройств передаются по каналам связи к скважинному прибору, принято говорить о телеуправлении, если сообщения о состоянии объекта исследования, устройств и элементов скважинного прибора передаются в обратном направлении - о телесигнализации, телеконтроле и телеизмерении. Устройства, выполняющие перечисленные функции, составляют аппаратурный комплекс ГИС. В общем виде аппаратурный комплекс для геофизических исследований скважин состоит из скважинной аппаратуры, наземной измерительной, регистрирующей аппаратуры, метрологических установок и подъемника для выполнения спускоподъемных операций. Скважинная аппаратура спускается в скважину на геофизическом кабеле, по которому осуществляется питание электрическим током скважинных устройств, передача электрических сигналов от скважинного прибора к наземной регистрирующей аппаратуре и который используется для измерения глубин. Приемник зонда и датчик составляют блок первичных преобразователей геофизической информации. Основное назначение этого блока – преобразование измеряемой величины в электрический сигнал, удобный для дальнейших операций. Блок передачи информации служит для кодирования передаваемой информации, т. е. представления ее в форме, удобной для передачи по линии связи. В зависимости от способа передачи информации этот блок может содержать: а) аналоговые преобразователи (измерительные усилители, выпрямители, генераторы-модуляторы и др.); б) аналого-цифровые преобразователи (АЦП); в) коммутаторы; г) устройства сигналов кодо-импульсной модуляции и тактовых импульсов (синхроимпульсов); д) выходные суммирующие и согласующие устройства и др. функции измерения и регистрации результатов в виде каротажных диаграмм В многоканальных телеизмерительных системах такие преобразования осуществляются в нескольких передающих каналах. В отдельных случаях измерительная информация с выхода блока первичных преобразователей может быть передана по линии связи без дополнительных преобразований. Блок приема информации, служащий для декодирования воспринимаемых сигналов, содержит один или несколько измерительных каналов, обычно наделенных избирательными свойствами, что позволяет выделить из довольно сложного поступающего сигнала информацию, характеризующую измеряемую величину. В общем случае в состав блока входят: а) канальные фильтры; б) аналоговые преобразователи (измерительные усилители, выпрямители, демодуляторы и др.); в) цифро-аналоговые преобразователи (ЦАП); г) коммутаторы; д) устройства выделения тактовых импульсов (синхроимпульсов) в системах с КИМ и др. На выходе блока приема информации обычно формируется электрический сигнал, удобный для измерения, регистрации или соответствующей обработки. Аналоговые и цифровые регистраторы, цифровые вычислительные (ВУ) и запоминающие (ЗУ) устройства образуют блок представления и обработки результатов измерения. Регистрирующие устройства, входящие в этот блок, обычно совмещают (светолучевые осциллографы, автоматические потенциометры, плоттеры др.) и записи на магнитный носитель. Как указывалось выше, в состав телеизмерительной системы обычно входят элементы телеуправления (ТУ), обеспечивающие подключение соответствующего зонда (датчика), установку требуемого предела измерения и т. п. В качестве переключающих устройств в скважинной части системы применяются различные переключатели и реле. Управление работой переключающих устройств осуществляется с поверхности. Система телесигнализации (TC) включает в себя устройства индикации подключенного зонда (датчика), предела измерения, контроля величины питающего тока и т. п. Питается телеизмерительная система обычно от источников, расположенных на поверхности. В зависимости от вида подаваемого по геофизическому кабелю тока (переменный, постоянный) в состав скважинной части телеизмерительной системы могут входить преобразующие выпрямительные и стабилизирующие элементы для питания различных цепей электрической схемы. В отдельных случаях скважинная часть" системы снабжается автономным источником электропитания (например, батареей сухих элементов), однако такой способ применим лишь при небольшой потребляемой мощности или при исследовании неглубоких скважин. Обеспечение работоспособности скважинной части системы достигается ее конструктивным оформлением в виде скважинного прибора. Основными конструктивными элементами скважинного прибора являются: 1) охранный кожух, служащий для герметизации тех узлов и элементов системы, которые по условиям эксплуатации не должны иметь непосредственного контакта с окружающей средой. Конструкция охранного кожуха обеспечивает подключение выхода блока передачи информации к жилам геофизического кабеля и подсоединение груза для улучшения проходимости прибора по стволу скважины; 2) центрирующие и прижимные устройства, применяющиеся в случаях, когда по условиям измерения необходимо центрирование зонда (датчика) по оси скважины или его прижатие к стенке скважины. Центрирующие и прижимные устройства нередко имеют механизм дистанционного управления, входящего в систему телеуправления. В состав наземной части аппаратуры ГИС кроме указанных выше блоков входят различные вспомогательные устройства, обеспечивающие контроль за перемещением зонда (датчика) по стволу скважины, определение глубины его погружения, измерение натяжения геофизического кабеля, нанесение и отбивку меток глубин и др. Наземная часть аппаратуры ГИС (наземные часть СГИИС, источники электропитания, элементы телесигнализации, телеуправления и вспомогательные устройства) обычно выполняются в виде блоков, имеющих определенное функциональное назначение; они унифицированы по размерам, внешним соединениям и т. п. Совокупность наземных блоков, размещенных в общем стенде, образует измерительную установку измерительную промыслово-геофизическую лабораторию. Скважинные геофизические информационно-измерительные системы предназначены для получения количественной информации о состоянии объекта исследования и выдачи ее потребителю. Следовательно, СГИИС как средство получения информации нужно рассматривать в неразрывной связи с объектом исследования и потребителем. Такое рассмотрение позволяет правильно оценить процесс получения и использования количественной информации, дать основание для выбора наиболее важных характеристик СГИИС и оценки влияния их изменения на получение информации. Под характеристиками СГИИС подразумевается описание отдельных качественных свойств, определяющих способность СГИИС выполнять свое назначение. НЕКОТОРЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ CГИИС Статические погрешности Статические погрешности отражают степень соответствия показаний измерительного прибора действительному значению измеряемой величины и могут быть выражены как в единицах измеряемой величины, так и в относительных единицах. В зависимости от этого различают: абсолютную погрешность Δ, равную разности между измеренным х* и действительным х значениями измеряемой величины: Δ= х* –х; относительную погрешность б, равную отношению абсолютной погрешности А к действительному значению измеряемой величины: δ=Δ/x приведенную погрешность е, равную отношению абсолютной погрешности А к максимальному значению измеряемой величины: ε=Δ/хmax* Относительная и приведенная погрешности могут выражаться как в ТаблицаЗ Характеристики СГИИС Свойства СГИИС в связи с объектом исследования и потребителем 1 Свойства объекта исследования, подлежащие количественной 2. Отражающие оценке энергетические и информационные аспекты взаимодействия СГИИС с объектом исследования Характеристики СГИИС Временное и спектральное представление исходного (первичного) сигнала Характеристики взаимодействия с объектом исследования входной импеданс, информационная избыточность, предельная пропускная способность канала связи, обратное воздействие на объект исследования, перегрузочная способность Градуировочная характеристика, 3. Метрологические чувствительность, погрешности средств измерения, динамические 4. Мешающие, Помехоустойчивость, функции влияния действующие на СГИИС 5. Отражающие Эргономические, стоимостные и взаимодействие СГИИС с эксплуатационные характеристики: потребителем устойчивость к перегрузкам, динамические свойства, удобство монтажа и обслуживания, размеры, вес, надежность и относительных единицах, так и в процентах. Статические погрешности измерения зависят от многих факторов (условий измерения, особенностей изучаемого объекта, точности измерительного прибора и т. п.) и по-разному проявляются в результатах измерения. Выделяют следующие виды статических погрешностей. 1. Систематические погрешности, которые постоянны или изменяются по определенным, известным заранее законам, зависящим от источников их возникновения (окружающей температуры, внешних электрических и магнитных полей, нестабильности питающего тока и др.). Влияние систематических погрешностей может быть сведено к минимуму путем сохранения постоянства условий измерения, использования различных компенсирующих элементов, а также введения соответствующих поправок в полученные результаты. 2. Случайные погрешности, которые имеют непостоянный характер; зависимость их от вызывающих факторов не может быть должным образом исследована ввиду сложности и нестационарности процессов, приводящих к появлению этих помех. Влияние случайных погрешностей проявляется в отсутствии повторяемости результатов при многократных измерениях в одних и тех же условиях. 3. Промахи – это погрешности, явно не соответствующие правильному результату измерения. Причины их возникновения – несоблюдение надлежащих условий измерения, наличие погрешности в отсчете показаний, градуировке аппаратуры или вычислениях. При обработке опытных данных наблюдения, содержащие промахи, исключают как недостоверные. Часто средства измерения характеризуются максимальными из возможных значений абсолютной или приведенной погрешностями. При этом выделяют максимальную погрешность при нормальных условиях эксплуатации, оговоренных техническими условиями (ее называют пределом допускаемой основной погрешности), и отдельно погрешности, обусловленные воздействием каждого из внешних факторов (их называют дополнительными). Совокупность максимальных значений основной и дополнительной погрешностей служит основанием для отнесения средств измерения к определенному классу точности. Динамические характеристики Динамические, характеристики отражают работу средств измерения при измерении меняющихся во времени величин. К динамическим характеристикам относятся время установления показаний измерительного (регистрирующего) прибора и динамические погрешности измерения. Временем установления показаний называют промежуток времени с момента изменения значения измеряемой величины до момента установления соответствующих показаний прибора. Это время устанавливается теоретически, если известно уравнение движения подвижной части прибора и можно найти хотя бы приближенное решение этого уравнения. Возможно также экспериментальное определение времени установления путем изучения переходных процессов измерительного прибора или с помощью моделирующих устройств. Среди динамических погрешностей выделяют амплитудную и фазовую погрешности. Амплитудная погрешность отражает степень несоответствия показаний измерительного (регистрирующего) прибора действительному значению измеряемой величины. Она проявляется в том, что выходной сигнал средства измерения еще не успевает достигнуть своего номинального значения, а входная величина уже начинает изменяться. Фазовая погрешность проявляется в отставании по фазе выходного сигнала по отношению к изменению входной величины. Динамические характеристики системы зависят не только от инерционности отдельных ее узлов, определяемой особенностями электрической схемы и конструкции, но и от характера изменения во времени измеряемой величины. В связи с этим при конструировании скважинной аппаратуры необходимо учитывать специфику изучаемого объекта и процесса измерения. Помехоустойчивость Помехоустойчивостью принято называть способность средств измерения обеспечивать измерение изучаемой величины с погрешностью, не превышающей, допустимую. Искажение результатов измерения, связано, как правило, с воздействием различных помех, проникающих в измерительный канал по входным цепям; цепям питания, в результате действия внешних электромагнитных полей, влияния соседних каналов (в многоканальных системах) и т. п. Наличие помех приводит не только к появлению погрешностей в результатах измерения, но иногда и к нарушению работы измерительного прибора. Помехоустойчивость средств измерения определяется совокупностью многих факторов: характером помех, соотношением уровней полезного сигнала и помех, принципом действия и динамическими характеристиками системы и др. Различают следующие виды помех. Информационные критерии Понятия «измерение» и «информация» относятся к числу основных понятий при геофизических исследованиях скважин. Под измерением обычно понимают комплекс экспериментальных операций, выполняемых с целью определения значения измеряемой величины, выраженного в принятых единицах Измерение, как правило, является многооперационной процедурой, осуществляемой для получения сведений о состоянии материального мира. Совокупность таких сведений охватывается обобщенным понятием информации. Наибольшую ценность имеет измерительная информация, представляющая собой полученные при измерении значения физической величины. В соответствии с этим определением под геофизической измерительной информацией следует понимать количественные сведения о каком-либо физическом параметре (или совокупности параметров) горных пород, полученные в результате измерения в скважине с помощью технических средств, взаимодействующих с горными породами. В качестве меры количества информации может быть принято уменьшение неопределенности, происшедшее в результате измерения. К. Шенноном установлено, что количество информации в одном сообщении о равновероятных событиях наилучшим образом выражается логарифмической функцией При а = 2 результат измерения выражается в двоичных единицах (или битах от английского Binary digit) информации: Используемые мера количества информации и единица информации разработаны для дискретных сообщений. Между тем геофизическая измерительная информация представляет собой непрерывное сообщение, т. е. непрерывную функцию того или иного геофизического параметра в зависимости от глубины или при постоянной скорости каротажа – в зависимости от времени. Поскольку эти функции непериодические, то они имеют сплошной (неограниченный) спектр частот. Однако, как показано в работе [15], геофизическую информацию можно с известной степенью точности рассматривать как функцию с ограниченным спектром, т. е. спектром, не содержащим составляющих с частотой выше некоторой частоты, обычно называемой частотой среза fc. Согласно теореме Котельникова, каждая непрерывная функция с ограниченным спектром частот может быть представлена в виде отдельных отсчетов (т. е. дискретной), если максимальный интервал между отсчетами не превышает В пределах абсолютной погрешности измерения Δ значения измеряемой величины практически неразличимы, поэтому представление непрерывной функции в виде ее дискретных значений вполне допустимо и дает возможность оценить количество информации. Если все возможные (дискретные) значения измеряемой величины в пределах от нуля до xmax считать равновероятными, то количество информации (в дв. ед.) может быть подсчитано как Из формулы (1.12) следует, что чем меньше погрешность измерения, тем больше количество информации, передаваемой телеизмерительной системой. Пропускной способностью измерительного к а н а л.,а называется количество информации, которое может быть передано по измерительному каналу в единицу времени (в дв. ед./с) : Пропускная способность многоканальной телеизмерительной системы определяется числом одновременно действующих измерительных каналов: Максимальная пропускная способность реальных телеизмерительных систем во многом определяется пропускной способностью используемого канала связи, которая, в свою очередь, зависит от выбранного периода дискретизации (интервала времени между отдельными отсчетами), полосы пропускания частот канала связи и соотношения уровней полезного сигнала и помех. Надежность Под термином «надежность» понимается свойство телеизмерительной системы выполнять необходимые функции в определенный период времени и при заданных условиях эксплуатации. Основным показателем надежности является безотказность, определяемая следующими параметрами: 1) вероятностью (р) безотказной работы системы, т. е. вероятностью того, что при заданных условиях эксплуатации и в определенном интервале времени не произойдет отказа; 2) средним «временем безотказной работы T, т. е. ожидаемым временем исправной работы системы до первого отказа; 3) интенсивностью отказов λ, – отношением числа отказавших изделий (систем) Зависимость частоты отказов λ аппаратуры за промежуток времени t ее работы к числу работоспособных изделий (систем) в начале этого промежутка. Иногда для оценки надежности применяют и другие показатели. На рис. изображена типичная кривая интенсивности отказов. Участок / (от нуля до t1) характеризуется уменьшением интенсивности отказов и соответствует начальному периоду работы (так называемой приработке) системы. На этом этапе выходят из строя наименее надежные, недоброкачественные элементы, выявляются все дефекты сборки, монтажа и настройки. Продолжительность периода приработки зависит от сложности аппаратуры, культуры производства и длится от нескольких десятков до нескольких сотен часов. Основным и наиболее продолжительным по времени является участок П/ (от t1 до t2). Отказы в этот период носят случайный характер, но средняя частота их резко снижается и становится приблизительно постоянной. Длительность этого периода иногда называют, условной долговечностью. Она зависит от условий эксплуатации аппаратуры, её сложности и многих других причин. Участок III (начинающийся за t2) характеризуется возрастанием интенсивности отказов вследствие износа и старения элементов и материалов, из которых выполнены блоки телеизмерительной системы. На надежность средств измерения влияет много факторов, определяемых условиями эксплуатации:, окружающая температура и скорость ее изменения, электрический режим, вибрационные воздействия, механические удары, линейные ускорения, влажность, внешнее давление и др. Отдельные узлы и элементы в геофизической аппаратуре связаны между собой так, что отказ хотя бы одного из них нарушает работоспособность всей системы. С точки зрения надежности такое соединение является последовательным. В этом случае вероятность безотказной работы системы, содержащей n элементов, каждый из которых характеризуется вероятностью безотказной работы pэ (t), будет определяться выражением Например, если для каждого элемента pэ(t)=0,99, то аппаратура, состоящая из 100 таких элементов, будет иметь p(t) = = 37%, из 250 элементов – 8%, а из 500 элементов – только 1%. Таким образом, надежность геофизической аппаратуры зависит от количества использованных в ней элементов и деталей, их надежности, правильности выбора, технологичности конструкции и т. д. Повышение надежности может быть достигнуто путем допустимого ее упрощения, выбора соответствующих элементов, материалов и конструкций, тщательности изготовления, а также специальными приемами – использованием элементов в разгруженном режиме, тренировкой элементов перед применением их в аппаратуре, и резервированием. Лекция 3. Информационная модель геофизических исследований скважин (ГИС). Схема передачи информации при изучении разрезов скважин: Метрологические особенности информационной модели. Калибровка геофизической аппаратуры. Метрологическое обеспечение геофизических подразделений. ИНФОРМАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ СГИИС Рассмотрим стадии обращения информации с целью дальнейшего ее использования для интерпретации данных ГИС. Поскольку материальным носителем информации является сигнал, то указанные стадии можно рассматривать одновременно и как стадии преобразования сигналов, несущих информацию. Технические средства, служащие для восприятия, преобразования, передачи, обработки, хранения и представления информации, составляют информационную технику ГИС (см.рис.3). Восприятие состоит в том, что формируется образ объекта, проводятся его опознание и оценка. В результате восприятия получается сигнал в форме, удобной для передачи или обработки. В фазу восприятия могут включаться операции подготовки информации, ее нормализации, квантования, кодирования, модуляции сигналов, а также приемы подавления помех. Первый в измерительной цепи преобразователь, к которому подведена измеряемая величина, называется первичным измерительным преобразователем, а его элемент, находящийся под непосредственным воздействием измеряемой величины, чувствительным элементом. Конструктивная совокупность измерительных преобразователей, расположенных в непосредственной близости от объекта исследования, предназначенная для преобразования неэлектрических величин в электрические, называется датчиком, а разновидности геофизических датчиков, характеризующиеся радиальной чувствительностью, - зондами. Основной особенностью зондов, отличающих их от датчиков, является изменение глубинности зондов при исследовании физических полей. Глубинность зависит от размера зонда, частоты зондирующего поля и от времени исследования, прошедшего после создания искусственного поля. Изменение радиуса исследований околоскважинного пространства осуществляется: 1) путем изменения длины (размера) зонда в методах электрометрии, радиометрии, магнитометрии и акустических исследований скважин; 2) изменением времени наблюдения после создания искусственного физического поля в методах искусственного теплового поля, радиометрии и др.; 3) изменением частоты зондирующего поля при инфракрасном зондировании, акустическом частотном зондировании и др. Для определения глубинности, как правило, используются функции веса, вклада различных областей околоскважинного пространства в измеряемый сигнал. Промысловая геофизика занимается исследованием практически всех физических свойств горных пород (электрических, ядерных, механических, молекулярных) и, кроме того, определением геометрических параметров скважины (диаметра, траектории), исследованием процессов, протекающих в скважине при разработке месторождений (давления, скорости притока). Отсюда и разнообразие сигналов, поступающих от датчиков геофизических параметров. Одни из самых старых и информативных геофизических методов - методы электрометрии. Диапазон изменения удельного электрического сопротивления необычайно велик, и даже в пределах одной скважины (особенно для зондовых установок с фокусировкой тока) измеряемый параметр может изменяться в десятки тысяч раз. Первичный измеряемый параметр выдается в виде напряжения переменного тока с частотой от нескольких единиц до сотен герц. У всех современных скважинных приборов зондирующим током является ток питания скважинного прибора с частотой 300 или 400 Гц при скорости перемещения скважинных приборов без прижимных устройств до 3600 м/ч, и при шаге квантования по глубине 0,1 м частота дискретизации не превышает 10 Гц. В методе самопроизвольной поляризации (ПС) измеряют потенциал измерительного электрода, перемещаемого вдоль ствола скважины, относительно другого фиксированного потенциала электрода. Очевидно, что создать фиксированный потенциал можно только у неподвижного электрода (в аппаратуре используется измерительное заземление на поверхности), поэтому должна быть обеспечена гальваническая связь между этими двумя электродами (а это несколько километров кабеля) и регистрирующим прибором. Амплитуда ПС едва достигает нескольких десятков милливольт на фоне постоянной составляющей до полутора вольт, которая при измерении компенсируется. Спектр сигнала ПС не превышает нескольких герц, поэтому во многих случаях удается отфильтровать ПС от переменного синусоидального тока питания скважинного прибора. При высокочастотных методах электрометрии поле формируется катушками индуктивности, и генераторы тока размещаются внутри скважинного прибора. Величина измеряемого параметра задается амплитудой переменного синусоидального напряжения с частотой 20-50 кГц в индукционном методе, отношением амплитуд синусоидальных напряжений с частотой 0,4-2,5 МГц в электромагнитном методе или фазой между двумя синусоидальными напряжениями с частотой до 50 МГц в диэлектрическом методе. Диапазон изменения измеряемого параметра при высокочастотных методах существенно меньше, чем для стандартной электрометрии. Во всех методах радиометрии, независимо от модификаций и применяемых типов детекторов ионизирующих излучений, измеряется частота следования импульсов, распределение которых во времени подчиняется закону Пуассона. Амплитуда импульса информативна только в спектрометрической аппаратуре, которая до настоящего времени широкого распространения не получила. Скорость счета для разных приборов колеблется в пределах 10-1000 имп./с, но все методы радиометрии в силу статистического распределения регистрируемых импульсов относятся к медленным с усреднением регистрируемого параметра за время 1-20 с, что ограничивает скорость измерения до 200 м/ч и частоту дискретизации от долей до единиц герц. В методе ядерно-магнитного резонанса информацию несет в себе форма огибающей радиоимпульсов с амплитудой 1-30 мкВ и длительностью 30-500 мс, следующих с частотой 1-5 с. В акустических исследованиях разрезов скважин, цементометрии и изучении технического состояния скважин информационными параметрами являются скорость распространения упругой волны и ее затухание в зависимости от свойств пород. Первичные измеряемые параметры: интервальное время между двумя радиоимпульсами (70-600 мкс) и отношение амплитуд (до 30 дБ) этих импульсов. Считается целесообразным регистрирование полной волновой картины сигналов, поступающих от акустических приемников так как выделение из общей волновой картины продольной и поперечной волн, волн Рэлея, Лэмба, Стоунли позволяет существенно повысить информативность метода. В ряде приборов (термометры, манометры, инклинометры, профилемеры, влагомеры) первичные параметры задаются сопротивлением или емкостью. Измеряемыми параметрами в конечном счете являются напряжение, частота или длительность импульсов, которые получают после промежуточных преобразований во времязадающих, резонансных и тому подобных целях. В последних вариантах скважинных инклинометров, использующих в качестве элементов феррозонды, измеряемый параметр выдается в виде фаз низкочастотных напряжений. Передача информации состоит в переносе ее на расстояние посредством сигналов различной физической природы соответственно по электрическим и другим каналам связи. Прием информации на другой стороне канала имеет характер вторичного восприятия со свойственными ему операциями борьбы с шумами. Совокупность функциональных блоков, осуществляющих необходимые преобразования измерительной информации с целью передачи ее на расстояние, называется телеизмерительной системой. Характерные особенности телеизмерительной системы определяются количеством информации и спецификой передачи информации на расстояние по линиям связи. Промыслово-геофизические исследования скважин с каждым годом пополняются новыми методами, имеющими свою специфику формирования сигнала. Задача телеизмерительной системы состоит в том, чтобы преобразовать все эти сигналы от датчиков геофизических параметров, скомплексированных в одном скважинном приборе, к единому формату сигнала, обеспечивающему передачу всей информации от скважинного прибора к наземной аппаратуре, и в наземной аппаратуре привести принятые сигналы к виду, удобному для регистрации. Представление информации требуется при обработке на ЭВМ программноуправляемых станций для контроля качества результатов измерений или интерпретации с участием интерпретатора. Оно заключается в демонстрации перед интерпретатором качественных и количественных характеристик выходной информации в виде диаграмм, сопоставлений, кросс-плотов и др. Для этого используются устройства, способные воздействовать на органы чувств человека. Информация о параметрах исследуемых скважин в цифровом виде может поступать непосредственно на ЭВМ, входящую в комплект геофизической измерительной лаборатории. Однако в некоторых случаях организовать непрерывный во времени процесс обработки непосредственно на скважине невозможно или нецелесообразно. Поэтому в наземный комплект лаборатории чаще включают устройства запоминания и регистрации, которые дают возможность накапливать информацию на промежуточные носители в виде, удобном для дальнейшего ввода и обработки на ЭВМ. В процессе проведения геофизических исследований необходимо выводить информацию в виде, удобном для визуального наблюдения и чтения оператором, а в некоторых случаях - для последующей обработки или представления в качестве официального документа (например, протокола испытаний скважины). Это можно осуществить при использовании устройств индикации и печатающих устройств. Таким образом, в СГИИС могут быть три типа устройств представления информации: устройства отображения, регистрации в виде, удобном для чтения, и промежуточные накопители информации. Наиболее удобным средством отображения информации являются устройства с использованием электронно-лучевой трубки (дисплеи) или цифровые табло, составленные из электронных знаковых элементов. Для регистрации (документации) информации в виде, удобном для чтения, применяют аналоговые и цифровые регистраторы, механические и немеханические печатающие устройства. В некоторых случаях, например в акустической аппаратуре АКР, ИФКД, выполняют документирование непосредственно со средств отображения информации. Цифропечатающие регистраторы относятся к устройствам невысокого быстродействия. Они предназначены главным образом для документирования измерительной информации. Результаты измерений регистрируются ими на бумаге в виде десятичных чисел. В СГГИС результаты измерений печатаются на бумажной ленте с помощью АЦПУ, которые могут подключаться к цифровым вольтметрам, частотомерам. В качестве промежуточного носителя для накопления (регистрации) информации удобно использовать перфоносители, на которые информация наносится в виде пробивок на бумажной ленте, и различные магнитные носители (магнитная лента, диски, проволока и т.д.). Из перечисленных носителей информации в настоящее время наиболее широко применяют магнитные ленты. Для последующего ввода данных в ЭВМ удобно использовать 12,7-миллиметровую магнитную ленту, при этом применяется такой способ записи и размещения информации на ленте, чтобы обеспечивалась совместимость формата записи со стандартными средствами вычислительной техники. Реализуемая при этом плотность записи достигает 32 девятиразрядных строк на миллиметр ленты, что позволяет накапливать на одной стандартной 750-метровой катушке 108 двоичных знаков и более. Обработка информации заключается в решении задач, связанных с преобразованием информации-. Обработка выполняется при помощи устройств или машин, осуществляющих аналоговые или цифровые преобразования поступающих величин и функций. Промежуточным этапом обработки может быть хранение в запоминающих устройствах. Применение ЭВМ обобщает и централизует функции обработки. Интерпретация - истолкование результатов измерений и обработки с целью выдачи заключения о решаемой задаче. Таким образом, рассмотренная последовательность операций от восприятия информации до интерпретации представляет собой информационную систему. Система - это совокупность элементов (подсистем, процессов, машин, приборов) с определенными структурой и набором связей между элементами, объединенных общей целью и алгоритмами функционирования. ГИС является сложной подотраслевой производственно-научной системой, характеризующейся большой масштабностью и информационной значимостью в геологоразведочных работах МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГИС ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И ВЕЛИЧИНЫ Метрология - наука об измерениях, методах и средствах обеспечения их единства и способах достижения требуемой точности. Единство измерений - такое состояние измерений, при котором результаты измерений выражены в узаконенных единицах, а погрешности измерений известны с заданной вероятностью. Широкое внедрение в нашей стране государственной системы обеспечения единства измерений (ГСИ) позволяет гарантировать нормированную точность применяемых средств измерении (СИ) и предусматривает применение аттестованных и стандартизованных методик выполнения измерений (МВИ). Практика обеспечения единства измерений опирается на единообразие средств измерений в эксплуатации, на разработку и внедрение научно обоснованных методов, стандартизованных и аттестованных методик выполнения измерений. Понятие "единообразие средств измерения" можно рассматривать как составную часть понятия "единство измерений". Обеспечение единообразия, высокого качества средств измерений в эксплуатации является начальной, но важнейшей ступенью обеспечения единства измерений. Под единообразием средств измерений понимают такое состояние СИ, которое характеризуется тем, что они проградуированы в узаконенных единицах и их метрологические свойства соответствуют нормам. К основным проблемам метрологии относятся общая теория измерений, единицы физических величин и их системы, методы и средства измерений, методы определения точности измерений, основы обеспечения единства и единообразия СИ, эталоны и образцовые СИ, методы передачи размеров единиц от эталонов или образцовых СИ рабочим средствам измерений. При геофизических исследованиях скважин перечисленные проблемы осложняются спецификой используемых физических величин, необходимостью выполнять измерения и определять погрешности параметров неоднородных пластов, пересеченных скважиной Конечная цель деятельности метрологической службы в области ГИС обеспечение такого состояния измерений, когда для каждого результата измерений можно обоснованно указать доверительные границы погрешности. Например, коэффициент пористости пласта кп = 24±3% определен с доверительной вероятностью Р = 0,95. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СГИИС Структура метрологического обеспечения ГИС Метрологическое обеспечение в ГОСТ 1.25 - 76 определено как "установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности измерений". Направленность метрологического обеспечения на единство и требуемую точность измерений не является самоцелью. Оно, в свою очередь, служит достижению главной цели - повышению эффективности производства, включая эффективность управления, исследований и качество результатов исследований. Эти направления обладают и достаточно глубокой экономической взаимосвязью. Метрологическое обеспечение создается и применяется метрологической службой под которой понимается сеть государственных и ведомственных метрологических органов и их деятельность, направленная на обеспечение единства измерений и единообразия СИ в стране. Сеть государственных метрологических органов называют государственной метрологической службой, сеть метрологических органов отдельного ведомства -ведомственной метрологической службой, состоящей, в свою очередь, из ряда служб предприятий. В целом метрологическое обеспечение ГИС представляет собой совокупность нормативной документации, методических приемов и технических средств, обеспечивающих применяемым при ГИС средствам измерений заданные (регламентированные) метрологические характеристики. Основные проблемы разработки и применения метрологического обеспечения ГИС приведены в табл. 5. Организационными направлениями деятельности метрологической службы геофизической отрасли являются сертификация геофизической продукции, проведение государственных испытаний и метрологический надзор за состоянием и правильностью применения СИ и др. Сертификация средств и методик выполнения измерения выполняется путем государственных (сертификационных) испытаний. Техническая составная часть метрологического обеспечения скважинной геофизической аппаратуры охватывает все этапы ее "жизненного цикла" проектирование, производство и эксплуатацию - и включает в себя метрологическую экспертизу технической документации, метрологическую аттестацию СИ (сертификационные испытания) и метрологическое обеспечение в процессе эксплуатации. Методическая составная часть метрологического обеспечения ГИС представляет собой различные методы измерений и выполнения метрологических процедур, методики выполнения измерений и обработки результатов измерений и др. Одним из наиболее важных методических направлений метрологической деятельности является стандартизация методик выполнения измерении. Это обусловлено тем, что погрешности результатов измерений зависят не только от погрешностей применяемых средств измерений, но и от методических погрешностей. Различие между погрешностью результата измерений и погрешностью применяемых СИ объясняется рядом обстоятельств: сложными условиями измерений, сложными СГИИС, обработкой результатов комплексных измерений, выполненных в различных условиях, различными СИ. Все перечисленные факторы являются причиной того, что погрешность результата измерении часто в несколько раз превышает погрешность применяемых СИ. Единственный способ высокоэффективного решения данной проблемы - широкое применение хорошо разработанных методов стандартизации, в данном случае стандартизации методик выполнения измерений. Никакие сверхточные эталоны не могут играть роль исходных стабилизаторов результатов измерений, если отсутствует четко регламентированная нормативным документом система передачи размеров физических величин от этих эталонов к рабочим СИ. Обеспечение единства геофизических измерений может быть достигнуто в результате контроля нормированной точности применяемых СИ и метрологической аттестацией методик выполнения геофизических измерений. Метрологическое обеспечение должно охватывать все виды преобразований информации, происходящих как в средствах измерения, так и в их алгоритмическом обеспечении для обработки и интерпретации измерительной информации с учетом специфических особенностей методов ГИС. Оно должно содержать единый комплекс метрологических характеристик для всех звеньев системы включая алгоритмы обработки информации) и для системы в целом, обеспечивать расчет погрешности аппаратуры и результатов измерений по метрологическим характеристикам и погрешностям звеньев. Лекция 4. Условия измерений, нормальные и рабочие условия измерений, номинальные значения влияющих величин, условия применения геофизической аппаратуры. Эксплуатационные нагрузки: механические климатические и электрические нагрузки – их действие на геофизическую аппаратуру. Принципы проектирования СГИИС. Согласование элементов СГИИС по мощности, чувствительности. Методические основы стандартизации. Выбор и обоснование параметрических рядов аппаратуры. Унификация узлов и деталей. Общие вопросы конструирования геофизических приборов. Агрегатированная система геофизических приборов (АСГП). Условия измерений – совокупность влияющих величин, описывающих состояние объекта, окружающей среды и средства измерений. Влияющая величина – это физическая величина, не измеряемая данным средством измерения, но оказывающая влияние на его результаты. Влияние условий измерения на СИ проявляется в изменении его метрологических характеристик. В соответствии с установленными для конкретных ситуаций диапазонами значений влияющих величин различают нормальные, рабочие и предельные условия измерений. Нормальные условия измерений – это условия, при которых влияющие величины имеют нормальные или находящиеся в пределах нормальной области значения. Нормальная область значений влия-ющей величины – это область значений, в пределах которой изменением результата измерений под воздействием влияющей величины можно пренебречь в соответствии с установленными нормами точности. Нормальные условия измерений задаются в нормативно-технической документации на СИ. В табл. 2 приведены номинальные значения ряда влияющих ФВ при нормальных условиях для общетехнических СИ. Рабочими называются условия измерений, при которых погрешности измерений, обусловленные влияющими величинами, находятся в заданных пределах. Предельные условия измерений – это условия, характеризуемые экстремальными значениями влияющих величин, которые СИ может выдержать без разрушения и ухудшения его метрологических характеристик. различных влияющих величин. Условия измерений определяют конструктивные особенности скважинной аппаратуры в целом и ее отдельных частей. Условия эксплуатации скважинного прибора резко отличаются от условий эксплуатации полевых наземных приборов и общетехнических СИ. Скважинный прибор опускают в скважины относительно малого диаметра, но значительной глубины. Чаще всего прибор спускается под действием собственного веса. Часть геофизических измерений проводят в открытом стволе, так как наличие обсадных труб искажает или экранирует измеряемые характеристики физических полей, созданных в горных породах. Таблица 2 Номинальные значения влияющих величин при нормальных условиях Влияющая величина Значение 1. Температура для всех видов измерений, С (К) 20 (293) 2. Давление окружающего воздуха для измерений ионизирующих излучений, теплофизических, температурных, магнитных, электрических измерений, измерения давления и параметров движения, кПа (мм рт. ст.) 100 (750) 3. Давление окружающего воздуха для линейных, угловых измерений, измерения массы, силы света и измерений в других областях, кроме указанных в п.2, кПа (мм рт. ст.) 101,3 (760) 4. Относительная влажность воздуха для линейных, угловых измерений, измерений массы, измерений в спектроскопии, % 58 5. Относительная влажность воздуха для измерений электрического сопротивления, % 55 6. Относительная влажность воздуха для измерений температуры, силы, твердости, переменного электрического тока, ионизирующих излучений, параметров движения, % 65 7. Относительная влажность воздуха для всех видов измерений, кроме указанных в п. 4-6, % 60 8. Плотность воздуха, кг/м3 1,2 9. Ускорение свободного падения, м/с 2 9,8 10. Частота питающей сети переменного тока, Гц 50±1% 11. Напряжение питающей сети переменного тока, В 220±10 Геофизическая аппаратура и ее отдельные блоки находятся под действием В соответствие с формой ствола скважины скважинным приборам чаще всего придают цилиндрическую форму или форму с цилиндрической симметрией. Размеры цилиндра, помимо других соображений, определяют исходя из необходимости создания наиболее благоприятных условий для продвижения прибора в скважине. Промывочная жидкость, неровности, каверны в стенках скважины, а также искривление ствола создают препятствия для свободного прохождения прибора. В связи с этим необходимо выбрать такие размеры и форму скважинного прибора, которые позволили бы ему легко преодолеть препятствия. Диаметр скважинного прибора должен обеспечить соответствующий зазор между прибором и стенкой скважины. Наружные диаметры кожухов скважинных приборов без учета защитных выступающих частей (башмаков) выбираются, согласно ГОСТ 26116-84, из следующего ряда: 25; 28; 30; 32; 36; 42; 48; 54; 60; 64; 73; 80; 89; 100; 110; 120; 130; 146; 152; 168 мм; присоединительные размеры каротажных кабельных наконечников, головок зондов и головок скважинных приборов – по ГОСТ 14214-81. Аппаратуру по воздействующим механическим факторам подразделяют на группы: МС1 – наземные приборы, переносные или устанавливаемые на транспортных средствах, кроме работающих на ходу; МС2 – скважинные приборы, кроме работающих в процессе бурения скважин; МС3 – скважинные приборы, работающие в процессе бурения скважин. Предельные условия применения геофизической аппаратуры по механическим факторам приведены в табл. 3 Таблица 3 Предельные условия применения геофизической аппаратуры по механическим факторам Воздействующий фактор Группа аппаратуры Вибрация: частота, Гц Максимальное ускорение, м/с 2 МС1 МС2 МС3 10-60 10-70 10-300 10 35 300 Подгруппа 150 Рабочая температура, °С Гидростатическое давление, МПа Удары: частота, мин-1 Максимальное ускорение, м/с2 Длительность ударов, мс Климатические нагрузки (температура, влажность, конденсационная влага, гидростатическое давление) воздействуют на аппаратуру на всех этапах ее эксплуатации. Аппаратуру по воздействующим климатическим факторам подразделяют на группы: КС1 – наземные приборы, предназначенные для работы в геофизических лабораториях, отапливаемых автобусах и специально оборудованных прицепах; КС2 – наземные приборы, предназначенные для работы в помещениях, где колебания температуры и влажности воздуха мало отличаются от колебаний на открытом воздухе, например в геофизических подъемниках, не отапливаемых кузовах и прицепах машин, в палатках; КС3 – наземные приборы, предназначенные для работы на открытом воздухе или под легким укрытием; КС4 – скважинные приборы. Аппаратуру КС4 подразделяют на шесть подгрупп (КС4-1 – КС4-6) в зависимости от максимальных значений температуры и давления в скважине (табл. 4). В результате воздействия климатических факторов (нагрузок) наблюдаются: изменение значений электрических констант (R, L, С и т.д.), размягчение и потеря эластичности изоляции, уменьшение поверхностного и объемного сопротивления изоляции, переохлаждение и замерзание движущихся частей аппаратуры, размыкание и замыкание контактов вследствие коробления, изменение прочности конструкционных элементов, чрезмерный механический износ подвижных частей аппаратуры вследствие проникания песка и пыли. 10-50 50 150 6-12 В результате воздействия механических нагрузок наблюдаются: смещение скользящих и вращающихся деталей и узлов аппаратуры, разрушение паек, короткое замыкание близко расположенных проводников и деталей, размыкание нормально замкнутых контактов, замыкание нормально разомкнутых контактов, обрыв и разрушение элементов конструкции. Таблица 4 Подгруппы геофизической аппаратуры в зависимости от максимальных КС4-1 КС4-2 КС4-3 КС4-4 КС4-5 КС4-6 50 80 120 150 200 250 30 60 100 100 150 180 значений температуры и давления в скважине Климатические нагрузки в отдельных частях аппаратуры могут резко отличаться от их значений в окружающей среде. Электрические нагрузки (ток, напряжение, рассеиваемая мощность) обычно определяются для отдельных элементов изделия и реже для его узлов. Электрическая нагрузка зависит от принципиальной электрической схемы, конструкции аппаратуры и стабильности частоты и напряжения питания. Режим работы элементов и узлов аппаратуры можно характеризовать коэффициентом электрической нагрузки. В результате воздействия электрических нагрузок появляются: обрыв элементов или узлов аппаратуры в результате их перегорания, короткое замыкание элементов или узлов в результате пробоя, изменение значений электрических констант (L, R, С и т.п.). Электрическая нагрузка в значительной степени зависит от режима работы аппаратуры. В установившемся режиме работы действующее значение нагрузки близко к расчетному, всегда меньшему, чем номинальное ее значение. В этом случае коэффициент нагрузки обычно меньше единицы. В переходных режимах работы аппаратуры величина электрической нагрузки может в несколько раз превышать ее расчетное значение, и тогда коэффициент нагрузки становится большим единицы. В таких случаях обычно появляется и большее число отказов аппаратуры, чем при работе в установившемся режиме. ПРИНЦИПЫ АГРЕГАТИРОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ Большое разнообразие геофизических методов исследования скважин, многоплановая деятельность геофизических предприятий привели в 70-е годы к общему низкому уровню стандартизации и унификации геофизических приборов и, как следствие, отрицательно сказывались на эксплуатации, ремонте и, в конечном счете, на времени и качестве исследования скважин. В то же время в приборостроительной отрасли страны стали заметны тенденции построения ИИС на основе агрегатирования: агрегатированная система электронной техники (АСЭТ), агрегатированная система вычислительной техники (АСВТ), применения унифицированных типов конструкций (УТК) и др. В 1976-1980 гг. начинается внедрение УТК, АСЭТ в геофизическом приборостроении. Принципы агрегатирования приборов состоят в выделении элементов (блоков), обладающих наибольшими комбинационными возможностями, и обеспечении их конструктивной, информационной, электрической, метрологической, эксплуатационной совместимости при построении из этих элементов аппаратуры с заданными функциями. Конструктивная совместимость обеспечивается на основе создания и использования унифицированых типовых конструкций (УТК) при проектировании и производстве аппаратуры; информационная - на основе нормированных входных и выходных сигналов, использования унифицированной телесистемы; электрическая - путем нормирования параметров питания приборов и электронных блоков, использования стандартных межблочных электрических разъемов с единой классификацией позиций контактов и т.д.; метрологическая - внедрением Государственной системы измерений (ГСИ), единого подхода к выбору и нормированию метрологических характеристик блоков системы, а также методами их поверки; эксплуатационная - на основе идентичности эксплуатационных характеристик блоков, таких как термобаростойкость, надежность, условия эксплуатации и др. Принципы, положенные в основу указанных систем, позволяют: создавать изделия различного состава и назначения, используя ограниченное количество унифицированных приборов; значительно сократить сроки разработки и проектирования новых приборов; улучшить качественные характеристики приборов, повысить их надежность и долговечность; поднять технологический уровень и расширить масштабы производства; обеспечить большую гибкость и мобильность предприятий при переходе на выпуск новых изделий; снизить стоимость приборов, сократить расходы на их эксплуатацию и ремонт, т.е. существенно улучшить технико-экономические показатели создания, внедрения и эксплуатации новой техники. В агрегатированной системе геофизических приборов (АСГП) учитываются специфика и назначение геофизических методов и направлений деятельности при исследованиях в открытом стволе, контроле за разработкой, контроле технического состояния скважин. 1. Разбиение на блоки: а) система блоков должна обеспечивать возможность реализации всех приборов параметрического ряда; б) блоки системы должны представлять собой конструктивно и функционально законченные изделия (для их настройки); в) количество блоков должно быть минимальным; г) применяемость блоков должна быть максимальной; д) блоки по степени сложности должны организовывать иерархическую систему (0, 1, 2, 3-го порядков). 2. Пространственное расположение блоков: а) обеспечение для применяемых методов минимальной не исследуемой ("мертвой") зоны, прилегающей к забою скважины, например, наиболее информативные зонды для оценки Kп, K н размещаются внизу; б) исключение или уменьшение взаимного влияния физических полей различных методов, например, фокусированные зонды и профилемер включает в различные циклы измерений с целью исключения влияния электропроводных ножек каверномера-профилемера; в) удобство эксплуатации, например, в радиометрических приборах РГП - внизу (более тяжелый), ГМ - вверху, НГМ -внизу (более удобно вставлять источник нейтронов). 3. Возможности технической реализации. 4. Особенности базовой телесистемы (ВИМ, КИМ). 5. Обоснование параметров системы. 6. Комплексирование. Лекция 5. Измерение первичных геофизических величин Физические основы получения геофизических величин. Физические явления и эффекты, используемые для получения измерительной информации. Измерительные геофизические преобразователи: контактные, резистивные, магнитные, емкостные, радиационные, пьезоэлектрические, индукционные. Унифицированные первичные измерительные преобразователи в агрегатированной системе геофизических приборов (АСГП). Геофизические зонды и датчики. Измерение глубин в СГИИС. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ НЕЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН В ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ Значительное число параметров, изучаемых при геофизических исследованиях скважин (естественная и искусственно созданная радиоактивность, упругие, магнитные, тепловые свойства горных пород; диаметр, азимут и зенитный угол скважины и др.) или контролируемых в процессе проведения геофизических работ (глубина спуска и скорость перемещения скважинного прибора и др.), представляет собой неэлектрические величины. В качестве первичных преобразователей информации об этих величинах используют преобразователи неэлектрических величин в электрические. Выбор типа и конструкции такого преобразователя в каждом конкретном случае определяется видом входной неэлектрической и выходной электрической у величины. Входными величинами измерительного преобразователя могут быть: а) механические – линейные или угловые перемещения, давление, скорость, ускорение, частота колебаний и т. п.; б) физические – магнитные, тепловые, упругие и другие свойства среды, интенсивность и спектральный состав излучения и т. п.; в) химические – концентрация вещества и его количество. Выходными электрическими величина измерительного преобразователя являются: активное, индуктивное или емкостное сопротивление, электродвижущая сила или падение напряжения, частота и фаза переменного тока и т. п. Измерительные преобразователи этой группы различаются по назначению, конструкции, принципу действия и другим признакам. КОНТАКТНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ Контактными называют измерительные преобразователи, в которых в результате внешнего воздействия происходит замыкание или размыкание контактов, управляющих электрической цепью. Работа контактных преобразователей может быть связана с влиянием механических (линейные или угловые перемещения) или физических (температура, магнитное поле) величин. Наибольшее распространение получили контактные преобразователи, содержащие несколько пар контактов. Такие преобразователи применяются, например, в инклинометрах для подключения соответствующего указателя к измерительной схеме и других типах геофизической аппаратуры. Недостатком контактных преобразователей является их механическая нестабильность, требующая весьма тщательной технологии производства и регулировки преобразователей. Наличие подвижных контактов вносит элемент ненадежности и ограничивает срок службы устройства. Следует, однако, иметь в виду, что в измерительных схемах контакты коммутируют ничтожно малые мощности, поэтому срок их службы и надежность неизмеримо выше, чем в контактных устройствах энергетических систем. РЕЗИСТИВНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ В резистивных преобразователях изменение входной величины приводит к изменению сопротивления преобразователь электрическому току. В зависимости от вида преобразуемой величины различают несколько разновидностей резистивных преобразователей. Реостатные (потенциометрические) преобразователи Под реостатным преобразователем понимают переменный резистор, подвижный контакт которого перемещается в соответствии с изменением входной величины, какой обычно является линейное или угловое перемещение изучаемого объекта. Выходной величиной такого преобразователя является активное сопротивление. Реостатные преобразователи выполняют в виде намотки из изолированной манганиновой, константановой или вольфрамовой (а иногда из специальных сплавов) проволоки на каркасе из изолирующего материала. Форма каркаса может быть самой разнообразной: прямоугольной, кольцевой и др. Характеристика реостатного преобразователя зависит от распределения сопротивления по пути движения контакта и может быть линейной или нелинейной (показательной, логарифмической и др.). Нелинейность получают путем использования каркаса переменной высоты, намотки с переменным шагом или проводом переменного сечения, шунтирования отдельных частей реостата постоянными резисторами и т. п. Рис. 9. Принципиальная схема потенциометрического преобразователя Часто реостатный преобразователь включается в электрическую цепь делителем напряжения, и тогда он называется потенциометрическим (рис. 9). Выходной величиной такого преобразователя является падение напряжения между подвижным, и одним из неподвижных контактов. Характеристика потенциометрического преобразователя (зависимость выходного напряжения U от перемещения L подвижного контакта) соответствует закону изменения сопротивления вдоль потенциометра. В преобразователях с линейной характеристикой выходное напряжение пропорционально отклонению подвижного контакта. Увеличение чувствительности потенциометрического преобразователя может быть достигнуто путем повышения питающего напряжения. Реостатные и потенциометрические преобразователи являются дискретными (ступенчатыми), так как непрерывному изменению входной величины обычно соответствует скачкообразное изменение сопротивления, определяемое переходом подвижного контакта преобразователя с одного витка (или группы витков) на другой (другую группу). Это обстоятельство обусловливает погрешность измерения, уменьшающуюся с увеличением числа витков w обмотки потенциометра. Поэтому у проволочных потенциометрических преобразователей максимальное значение чувствительности зависит от допустимой (из соображений точности преобразования) величины ступенчатости, определяемой падением напряжения на одном витке обмотки потенциометра: Чувствительность потенциомётрических преобразователей обычно не превышает 3 – 5 В/мм. На точность преобразования влияют стабильность питающего напряжения, тщательность изготовления и температурная стабильность преобразователя, а также другие факторы. Погрешность их в среднем равна 0,2–0,5 %. Преимущества потенциомётрических преобразователей: простота конструкции и регулировки, малые масса и габариты, возможность питания постоянным и переменным током и др. Недостаток – наличие подвижного, контакта, что снижает надежность и ограничивает срок службы преобразователей. Потенциометрические преобразователи широко применяются в геофизической аппаратуре. Их используют в приборах для измерения диаметра и искривления скважин, системах контроля за натяжением геофизического кабеля, автоматических потенциометрах и других устройствах. Терморезисторы Измерительные преобразователи этого типа основаны на свойстве некоторых проводников и полупроводников изменять свое активное сопротивление в результате теплообмена с окружающей средой. Интенсивность теплообмена в общем случае определяется: а) температурой окружающей газовой или жидкой среды и самого преобразователя; б) физическими свойствами (теплопроводностью, плотностью, вязкостью и т. п.) среды; в) скоростью движения среды относительно преобразователя; г) геометрическими размерами и конструкцией преобразователя, а также состоянием его поверхности. Зависимость температуры (а, следовательно, и сопротивления) терморезисторов от перечисленных факторов может быть использована для измерения различных неэлектрических величин – температуры, скорости, плотности, концентрации и др. Для достижения необходимой точности преобразования материалы, применяемые в качестве терморезисторов, должны обладать возможно большим температурным коэффициентом сопротивления а и высоким удельным электрическим сопротивлением р. С этой точки зрения наибольший интерес представляют объемные полупроводниковые терморезисторы, у которых величина относительная чувствительномть достигает (0,03 ÷ 0,04) 1/°С, однако сильно зависит от температуры. Поэтому основными материалами для терморезисторов являются чистые металлы – платина, медь и никель, которые обладают положительным температурным коэффициентом сопротивления, колеблющимся (в интервале 0 – 100 0C) от 0,0035 до 0,0068 1/0C. Зависимость количества тепла, отдаваемого нагретым терморезистором в окружающую среду, от ее теплофизических свойств может быть использована для анализа состава газов. При постоянной скорости газового потока эффект охлаждения терморезистора будет определяться главным образом теплопроводностью газа и изменяться в зависимости от процентного содержания отдельных компонентов в газовой смеси. Состав горючих газов может быть также изучен на основе измерения количества тепла, которое выделяется при их сгорании и воспринимается терморезистором. На этом принципе построены термохимические газоанализаторы, широко применяющиеся при проведении газового каротажа. Чувствительный элемент (рис. 13) состоит из двух рабочих камер 6 – основной и запасной (на рисунке не показана), располагающихся в металлической колодке 4. В камерах находятся платиновые терморезисторы 7, подключаемые к электрической схеме газоанализатора через выводы 9. Каждая камера каналами 5 соединена с входным 2 и выходным 3 штуцерами, через которые она подключается, к газовоздушной линии. Для регулирования объемной скорости исследуемой газовоздушной смеси и уравнивания давлений в камерах используются игольчатые вентили 8. Чувствительный элемент защищен корпусом 1 из текстолита. Рис. 13. Чувствительный элемент термохимического газоанализатора. Тензорезисторы Работа тензорезисторов основана на явлении тензоэффекта, который заключается в изменении активного сопротивления проводников под влиянием механических деформаций. Величина тензоэффекта характеризуется коэффициентом относительной тензочувствительности – отношением изменения сопротивления к изменению длины проводника: где εR = ΔR/R – относительное изменение сопротивления проводника; εl = Δ l/ l – относительное удлинение проводника. Опытные данные, однако, показывают, что тензоэффект возникает не только вследствие изменения геометрических размеров проводника в процессе деформации, но и в результате изменения его удельного сопротивления р. Если активное сопротивление проводника, имеющего длину l и поперечное сечение S, то изменение этого сопротивления определяется выражением Относительное изменение сопротивления где b – поперечный размер проводника квадратного сечения или радиус круглого. Относительное удлинение и поперечное сокращение твердых тел связаны, как известно, соотношением ε b=-μεl где ερ= (ρ2-ρ1)/ ρ – относительная величина поперечного сокращения; μ – коэффициент Пуассона. Тогда Обозначив относительное изменение удельного сопротивления проводника через ερ= (ρ2-ρ1)/ ρ , получим, что коэффициента относительной тензочувствительности преобразователя будет равен: где c=ε ρ/εl Матеρриалы, для тензорезисторов должны характеризоваться возможно" большими величинами коэффициента относительной тензочувствительности и удельного электрического сопротивления при минимальных значениях температурного коэффициента сопротивления. Материалами тензорезисторов обычно служат сплавы (константен, манганин, нихром), никель, висмут, а также полупроводники – германий и кремний. Последние обладают довольно большим коэффициентом относительной тензочувствительности (от – 200 до 850), в 60 – 80 раз превышающим значение Кот для металлов. Тензорезисторы применяют для измерения давления, натяжения кабеля и др. Электролитические преобразователи Электролиты (водные растворы солей, кислот и щелочей), как известно, характеризуются ионной проводимостью. Активное сопротивление электролита определяется выражением (11.22), в котором S – действующая площадь погруженных в электролит электродов; l – расстояние между электродами. Удельное электрическое сопротивление р электролита зависит от концентрации, степени диссоциации молекул растворенного вещества, подвижности ионов и концентрации электролитов.- Зависимость сопротивления от геометрических размеров измерительной установки способствует использованию электролитических преобразователей и для измерения различных механических величин – линейных и угловых перемещений, деформаций и др. Электролитические преобразователи обычно питаются переменным током для уменьшения погрешности за счет поляризации электродов и во избежание электролиза изучаемого раствора. В геофизической практике электролитические преобразователи применяют при лабораторных исследованиях водных растворов. Разновидностью электролитических преобразователей являются также некоторые типы скважинных резистивиметров. Индуктивные преобразователи Принцип действия индуктивных (электромагнитных) преобразователей основан на изменении сопротивления катушки индуктивности при введении в нее ферромагнитного сердечника или при изменении величины воздушного зазора в магнитном сердечнике, на котором помещена катушка. Входной может быть механическая величина х (линейное или угловое перемещение, давление, деформация и др.), а выходной – изменение индуктивности L или полного сопротивления Z катушки. На рис. 15 изображены некоторые типы индуктивных преобразователей. Наиболее распространен преобразователь с малым воздушным зазором 6 (рис. 15, а), величина которого связана с перемещением изучаемого объекта. Изменение зазора приводит к изменению сопротивления магнитной цепи, а следовательно, и индуктивности катушки, надетой на сердечник и включенной в цепь переменного тока. Рис. 15. Разновидности индуктивных преобразователей: а–с переменной толщиной воздушного зазора; б–с переменной площадью воздушного зазора; в – с перемещающимся сердечником При этом применяются индуктивное и полное сопротивление катушки, в результате чего обеспечивается функциональная зависимость Z =f(x) Изменение сопротивления катушки индуктивности может быть связано с , изменением площади воздушного зазора (рис. 15,6) в соответствии с изменением входной величины или с перемещением ферромагнитного сердечника внутри катушки (рис. 15, в). Преобразователь, изображенный на рис. 15, в, носит название индуктивного преобразователя с разорванной магнитной цепью; его обычно применяют для измерения значительных механических перемещений. Разновидностью индуктивных преобразователей являются трансформаторные (взаимоиндуктивные) преобразователи (рис. 16), содержащие две катушки, одна из которых (намагничивающая или первичная) питается стабильным переменным током. Выходной величиной таких преобразователей является индуцированная во вторичной катушке э. д. с., которая зависит от сопротивления на пути магнитного потока, сцепленного с витками обеих катушек, а, следовательно, и от толщины воздушного зазора 6. Величина этой э. д. с. измеряется вольтметром. МАГНИТНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ Работа магнитных преобразователей основана на изменении параметров магнитной цепи (магнитного сопротивления, магнитной проницаемости и т. п.) под воздействием входной величины. Из большого числа магнитных преобразователей, использующихся для измерения неэлектрических величин, в геофизической аппаратуре применяются индуктивные, магнитоупругие и магнитомодуляционные преобразователи. Рис. 17. Характеристика индуктивтивного преобразователя Пренебрегая возможными путями утечки магнитного потока, можно представить величину ZM как сумму двух сопротивлений – магнитного сопротивления ZMCT стального участка магнитной цепи и магнитного сопротивления ZMδ воздушного зазора. Магнитное сопротивление воздушного зазора, в свою очередь, зависит от его площади S, толщины δ и магнитной проницаемости μ0 воздуха. Зависимость Z= f(δ) индуктивного преобразователя является нелинейной (рис. 17). С известным приближением она может быть представлена совокупностью линейных отрезков, длина которых не превышает ΔS= (0, 1 ÷ 0,1 5)δо (здесь δо – начальная величина зазора). Такая же зависимость наблюдается и между величиной зазора и потоком, сцепленным с витками катушек, а, следовательно, и вторичной э. д. с. в преобразователях трансформаторного типа. Увеличения линейного участка характеристики можно добиться, используя дифференциальные индуктивные преобразователи. Обычно катушки дифференциального преобразователя включаются в соседние плечи мостовой схемы, которая уравновешивается при начальном значении толщины зазора. Тогда при перемещении сердечника под действием преобразуемой величины будет изменяться электрический сигнал, определяемый разностью Z1–Z2. Линейный участок характеристики дифференциального индуктивного преобразователя значительно увеличен и достигает Δδ= (0,3 ÷ 0,4) 60. Для дифференциального преобразователя трансформаторного типа получение сигнала е2, пропорционального разности Z2–Z1, достигается встречным включением измерительных катушек 2 и 2''. Индуктивные преобразователи характеризуются весьма большой мощностью преобразования (1–5 BA). В геофизической практике индуктивные преобразователи используют в устройствах для измерения диаметра и профиля скважины, отбивки муфтовых соединений металлических колонн и выявления дефектов в них, контроля за натяжением кабеля и т. п. Магнитоупругие преобразователи Работа магнитоупругих преобразователей основана на явлениях, возникающих в результате взаимодействия между магнитными и механическими состояниями ферромагнитных тел, обычно объединяемых под названием магнитоупругих явлений. На применении собственно магнитоупругого эффекта основана работа прихватоопределителей – устройств для определения мест прихвата в скважине бурильных и насосно-компрессорных труб. Различают собственно магнитоупругий эффект– .изменение магнитных свойств под воздействием механических деформаций и ферромагнитных тел магнитострикционный эффект – изменение формы и размеров ферромагнитных тел под воздействием внешнего магнитного поля. При магнитоупругом эффекте действие внешней силы P вызывает в ферромагнитном теле механические напряжения, обусловливающие изменение магнитной проницаемости тела. Если ферромагнитное тело используется в качестве сердечника катушки индуктивности, то изменение магнитной проницаемости приводит к изменению сопротивления магнитной цепи и, как следствие, к изменению полного электрического сопротивления катушки. При магнитострикционном эффекте происходит обратное явление. Величина магнитоупругого и магнитострикционного эффектов может быть охарактеризована относительным изменением магнитных свойств εμ = Δμ/μ и относительным удлинением εl = Δl/l ферромагнитных тел. Численные значения коэффициентов εμ и εl зависят от материала ферромагнетика, напряженности магнитного поля H или величины нагрузки P, окружающей температуры и других факторов. Во многих случаях зависимости εμ =f(P) и εl =ϕ(Я) являются нелинейными. В общем случае магнитоупругий эффект характеризуется коэффициентом относительной магнитоупругой чувствительности В качестве материалов для магнитоупругих преобразователей используют никель, железо-никелевые (пермаллой, пермен-дюры К49Ф2 и К-65) и железоалюминиевые (альферы Ю-8, Ю-10 и Ю-12) сплавы, а также ферриты (окислы железа, цинка и закись никеля), характеризующиеся значениями чувствительности ~200. Магнитомодуляционные преобразователи В магнитомодуляционных (ферроиндукционных) преобразователях используется явление изменения магнитного состояния ферромагнитных тел, намагничиваемых переменным магнитным полем стабильной напряженности, при наложении постоянного поля, индукция которого изменяется. Существует ряд разновидностей преобразователей, различающихся способом возбуждения, формой ферромагнитного сердечника и т. п. Магнитомодуляционные преобразователи обладают высокой чувствительностью, простотой и надежностью конструкции. Они применяются в аппаратуре магнитного каротажа для измерения составляющих земного магнитного поля, а также в устройствах для улавливания магнитных меток глубин при проведении геофизических исследований скважин. ЕМКОСТНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ К емкостным относятся измерительные преобразователи, у которых электрическая емкость и диэлектрические потери в ней изменяются под действием входной величины. Известно, например, что емкость С плоскопараллельного конденсатора с площадью обкладок S и расстоянием между ними δ определяется выражением где ε– диэлектрическая проницаемость среды между обкладками. Изменяя путем воздействия входной неэлектрической величины ε, S или б, можно изменять электрические параметры емкостного преобразователя. Преобразуамая величина может быть связана с линейным или угловым перемещением изучаемого объекта, давлением, усилием, деформацией; она может также отражать состав или различные физико-химические свойства веществ. Из формулы (11.38) следует, что емкостные преобразователи, у которых входная величина связана с δ, имеют нелинейную характеристику. Для повышения точности преобразования и расширения диапазона измерения обычно применяют дифференциальные емкостные преобразователи, состоящие из двух половин (аналогично-дифференциальным индуктивным преобразователям). При изменении δ под воздействием входной величины емкость C1 одной половины преобразователя увеличивается, а емкость C2 другой половины соответственно уменьшается. При включении дифференциального преобразователя в соседние плечи мостовой схемы его характеристикой является зависимость C1-C2 =f(x). Подобные преобразователи, обычно использующиеся для измерения малых (0,2–0,4 мм) перемещений, отличаются высокой чувствительностью (до 500 В/мм) и точностью преобразования. Преимуществом преобразователей с переменной площадью пластин, применяющихся для измерения больших линейных (более 1 см) и угловых (до 270°) перемещений, является возможность получения любой функциональной зависимости между изменением емкости и входной величиной. Это достигается подбором соответствующей формы пластин. Зависимость емкости и диэлектрических потерь преобразователя от диэлектрической проницаемости среды между его пластинами (обкладками) позволяет применять емкостные преобразователи для анализа состава различных сред, в частности, для разделения горных пород по характеру их насыщения методом диэлектрического каротажа. Изменение емкости конденсатора под влиянием характера насыщения и других свойств горных пород преобразуется в изменение частоты генерируемых колебаний. Для емкостных преобразователей характерны высокая чувствительность, хорошая стабильность и практически безынерционность; однако они обладают .небольшой выходной мощностью. Датчики для измерения глубин и натяжения кабеля В качестве примера для улавливания магнитных меток глубин рассмотрим преобразователь с продольным возбуждением, который состоит (рис. 21) из двух одинаковых и параллельно расположенных пермаллоевых стержней /, длина которых превышает их поперечные размеры. На стержнях размещены намагничивающие обмотки 2, питаемые напряжением U1~Umaxsinωt; они включены между собой, последовательно и навиты так, что в каждый момент времени магнитные потоки в сердечниках имеют одинаковое значение и встречное направление. При полной идентичности обеих половин преобразователя и отсутствии внешнего магнитного поля э. д. с., индуцируемая в измерительной обмотке 3, охватывающей оба сердечника, будет равна нулю. Если же преобразователь поместить в постоянное магнитное поле напряженности H0, направленное под произвольным углом г|з к осям стержней, то в них образуется магнитный поток ГЕНЕРАТОРНЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ где μ – магнитная проницаемость пермаллоя; S – сечение каждого сердечника. Э. д. с., индуцируемая в измерительной обмотке (с учетом встречного включения намагничивающих обмоток) В генераторных преобразователях, в отличие от резистивных, магнитных, емкостных и радиационных, иногда объединяемых под общим названием параметрических, выходной величиной является э. д. с., возникающая в результате действия входной величины. К числу генераторных относятся пьезоэлектрические и индукционные преобразователи. Индукционные преобразователи Принцип действия индукционных преобразователей основан на явлении электромагнитной индукции, которая возникает при движении катушки в магнитном поле, создаваемом постоянным магнитом или электромагнитом. При изменении магнитного потока Ф, сцепленного с витками катушки, в ней индуцируется э. д. с. где ω – число витков катушки. Таким образом, входной величиной х индукционного преобразователя является скорость линейных или угловых перемещений. По принципу действия индукционные преобразователи подразделяются на две группы. В преобразователях первой группы сопротивление на пути магнитного потока остается постоянным, а изменение индуцированной э. д. с. определяется перемещениями катушки и магнита относительно друг друга: В преобразователях второй группы катушка и магнит неподвижны, а величина индуцированной э.д.с. определяется изменением магнитного потока в результате изменения сопротивления магнитной цепи. Чувствительность индукционного преобразователя может быть повышена путем увеличения числа витков катушки. Однако при этом возрастает сопротивление катушки, что может затруднить согласование преобразователя с измерительной схемой; увеличиваются масса и размеры преобразователя; возрастает реакция поля катушки, что приводит к развозбуждению преобразователя и уменьшению его чувствительности. К индукционным преобразователям относятся сельсины и тахогенераторы, применяющиеся в геофизической практике соответственно для дистанционной передачи вращения мерного ролика блок-баланса и контроля скорости перемещения приборов (зондов) по стволу скважины. здесь H– напряженность переменного поля возбуждения; В - значение индукции в сердечниках; W2 – число витков измерительной обмотки. Рис. 21. Принципиальная схема магнитомодуляцицонного преобразователя подвесному ролику служат проушины 1 и 10. Датчик позволяет измерять усилие натяжения геофизического кабеля до 500 H с приведенной погрешностью не более 1,5 %. Рис. 22. Характеристика B=f (H) и кривая изменения магнитной проницаемости материала μ стержней магнитомодуляционного преобразователя Так как dB/dH = μ– магнитная проницаемость, то где К1 – постоянная, определяемая конструкцией преобразователя. Пермаллой обладает способностью быстро насыщаться в относительно слабых магнитных полях, поэтому уже при U< (8 ÷ 10)dc (где dc – диаметр скважины). Для повышения разрешающей способности зонда длину L0 Центрального электрода следует выбирать возможно меньшей. Уменьшение влияния скважины и вмещающих пород на результаты измерения обеспечивается выбором диаметра зонда d, который должен быть более 0,25 диаметра исследуемой скважины. В соответствии с указанными положениями общая длина зонда отечественной аппаратуры бокового каротажа трехэлектродным зондом (ТБК, АБКТ, Э-1 и др.) принята равной L = = 3,2 м, длина центрального электрода L0 = 0,15 м, а диаметр d = 70 –73 мм. Микрозонды Микрозонд представляет собой трехэлектродную измерительную установку с небольшими (2,0 – 2,5 см) расстояниями между электродами, используемую для изучения прискважинной части разреза. Для уменьшения влияния промывочной жидкости на результаты измерения такую установку монтируют на башмаке из изоляционного материала, который в процессе исследования специальным устройством прижимается к стенке скважины. Конструкция микрозонда должна обеспечить надежный и постоянный контакт электродов с горными породами. Это достигается выбором соответствующей формы башмака и конструкцией прижимного устройства. На рис. 34 показаны некоторые разновидности измерительных башмаков микрозондов. Жесткий башмак (рис. 34, а) изготавливают из износоустойчивой резины 2, армированной стальной пластиной 3. В башмак на расстоянии 25 мм .один от другого вмонтированы три латунных электрода I диаметром 10 мм. С помощью выводов 5 электроды соединяются с измерительной схемой. Ввиду плотного облегания электродов резиной рабочей является только торцовая поверхность электродов. Места выводов электродов тщательно изолируются резиной 4, Такую конструкцию имеют измерительные башмаки микрозондов МДО-2, Э-2 и некоторых других. Однако жесткий башмак не всегда обеспечивает плотный контакт электродов со стенкой скважины из-за ее неправильной формы. Более надежный контакт достигается при использовании гидравлического башмака, имеющего гибкую внешнюю поверхность (рис. 34, в). Находясь под воздействием прижимного устройства, гидравлический башмак принимает форму, соответствующую поверхности стенки скважины. Внутренняя полость башмака заполняется трансформаторным маслом. Поскольку размеры электродов микрозондов и межэлектродные расстояния соизмеримы, коэффициент микрозондов в отличие от обычных зондов КС определяют экспериментально по результатам измерения в жидкости известного удельного сопротивления. Рис. 34. Измерительные башмаки микрозондов :а - жесткий; б – гидравлический Рис. 35. Кинематическая схема прижимного устройства скважинного прибора Э-2 На рис. 35 изображена кинематическая схема управляемого прижимного устройства скважинного прибора Э2. В качестве двигателя прижимного устройства используется импульсный электромагнит /, сочлененный с редуктором 2 через храповой механизм 3 одностороннего действия. Кривошип 4, расположенный на выходном валу редуктора, связан шатуном 5 с поршнем 7, который помещен в цилиндр 6. Шток 8, нежестко связанный с поршнем, соединен с пружиной 9 и системой рычагов 10, несущих башмаки 11 микрозонда. Все узлы, за исключением башмаков и системы рычагов, размещены в защитном кожухе, который заполнен кремнийорганической жидкостью и снабжен компенсатором давления. При расположении кривошипа 4 в нижнем положении (как показано на схеме) шток 8 под действием пружины 9 переместится вниз, раскрыв рычаги 10, которые прижимают башмаки 11 к стенке скважины. В таком положении выполняются подъем прибора и измерение ρк. При изменении диаметра скважины шток свободно перемещается относительно поршня 7. Для закрытия системы рычагов после проведения исследований в скважине или перед повторным спуском прибора с поверхности по кабелю подают импульсы тока. Под действием этих импульсов якорь электромагнита совершает возвратнопоступательное перемещение, приводя в действие редуктор через храповой механизм. Кривошип постепенно из нижнего положения переходит в верхнее, перемещая шатун, поршень и шток. Пружина при этом сжимается, а рычаги складываются. Приближение кривошипа к верхнему крайнему положению определяется по электрическому сигналу, передаваемому на поверхность от контактного механизма, связанного с кривошипом (на схеме не показан). Соединение шатуна со штоком через поршень обеспечивает плавность раскрытия рычагов. Зонды бокового микрокаротажа Зонд бокового микрокаротажа, как и обычный микрозонд, предназначен для изучения части разреза, непосредственно примыкающей к скважине, и отличается от него числом, формой и размерами электродов, размещенных на измерительном башмаке. Боковой микрокаротажный зонд, показанный на рис. 36, а, представляет собой систему из точечного (основной токовый) A0 и кольцевых (измерительные M и N и экранный Аэ) электродов. В боковой проекции такая установка эквивалентна семиэлектродному зонду бокового каротажа. Другой микрозонд (рис. 36,6) имеет два электрода (A0 и Aэ), имеющих вид концентрически расположенных металлических пластин, и соответствует трехэлектродному зонду бокового каротажа. Микрозонд, изображенный на рис. 36, в, отличается от показанного на рис. 36, б наличием рамочного электрода M, расположенного между основным A0 и экранным Аа электродами. Преимущественное применение в отечественной аппаратуре БМК (КМБК-3, Э2) получил двухэлектродный зонд. Зонды бокового микрокаротажа, как и микрозонды, снабжены неуправляемыми или управляемыми прижимными устройствами. Коэффициент таких зондов также определяется экспериментально. измерения и фиксируемое значение электропроводности было возможно ближе к удельной электропроводности породы. С помощью дополнительных катушек, кроме того, Рис. 36. Схемы измерительных башмаков зондов бокового микрокаротажа. Зонд: а – четырехэлектродный, б – двухэлектродный, в – трехэлектродный Зонды для электромагнитных методов В эту группу входят зонды индукционного и диэлектрического каротажа. Индукционные зонды предназначены для измерения кажущейся удельной электропроводности горных пород путем создания в околоскважинном пространстве высокочастотного электромагнитного поля и исследования его параметров. В простейшем случае индукционный зонд состоит из генераторной и измерительной катушек, расположенных по одной линии на некотором расстоянии друг от друга. Через генераторную катушку (излучатель зонда) пропускается переменный ток частотой f несколько десятков килогерц, величина которого I сохраняется постоянной в процессе измерения. С помощью измерительной катушки (приемник зонда) измеряют величину э. д. с., наводимую вихревыми токами, которые индуцируются в окружающей среде и связаны с ее электропроводностью σ. Если окружающая среда однородна и немагнитна, то величина регистрируемой э. д. с. определяется выражением] где sr и nг – площадь и число витков генераторной катушки; sи и nи – площадь и число витков измерительной катушки; L -длина индукционного зонда – расстояние между серединами генераторной и измерительнбй катушек; Kи – коэффициент индукционного зонда. Как видно, индукционный каротажный зонд в принципе аналогичен индуктивному измерительному преобразователю трансформаторного типа. Наибольшее распространение получили многокатушечные индукционные зонды (рис. 37), которые кроме главных (генераторной и измерительной) содержат дополнительные катушки, называемые фокусирующими. Количество таких катушек, взаимное расположение и число витков в них выбирают такими, чтобы скважина, зона проникновения и вмещающие породы оказывали минимальное влияние на результаты Рис. 37. Схемы индукционных зондов. Зонд: а –4И1 (аппаратура ПИК-1М), б – 4Ф1 (аппаратура ВИК-1М). в – 6Ф1 (аппаратура АИК-3, АИКМ), г –6Э1 (аппаратура Э-3, Э-ЗМ), 5 – 8И1.4 (аппаратура АИК-4); Г0 и И0 – основные генераторная и измерительная катушки компенсируется э.д. с. прямого поля генераторной катушки. Таким образом, фокусирующие катушки обеспечивают направленность действия индукционного зонда. Степень фокусировки многокатушечного зонда оценивается отношением Kф=емк/едк где емк – э. д. с. в однородной среде для многокатушечного зонда; едк – э. д. с. в однородной среде для двухкатушечного зонда, образованного главными катушками многокатушечного. Различают зонды со слабой (Кф>0,3) и сильной (Кф<0,3) фокусировкой. Если фокусирующие катушки расположены симметрично относительно точки записи (середины расстояния между главными катушками), то индукционный зонд называется симметричным, в противном случае – несимметричным. По расположению дополнительных катушек относительно главных различают зонды: а) с внутренней фокусировкой – дополнительные катушки расположены в пределах длины зонда (т. е. между главными катушками): б) с внешней фокусировкой – дополнительные катушки расположены за пределами длины зонда; в) со смешанной фокусировкой – дополнительные катушки расположены как в пределах, так и вне длины зонда. Внешняя фокусировка позволяет улучшить вертикальную характеристику индукционного зонда, т. е. уменьшить влияние вмещающих пород на результаты измерения, и в меньшей степени – на его радиальную характеристику. Внутренней фокусировкой удается существенно уменьшить влияние скважины и зоны проникновения на результаты измерения, т. е. улучшить радиальную характеристику зонда. Катушки обычно выполняются однослойными на общем стержне, так что диаметры и площади их витков одинаковы. Числа витков главных катушек в большинстве случаев также одинаковы. . Основу индукционного зонда 6Э1 аппаратуры индукционного каротажа типа Э-3 составляет стержень 9 из стеклопластика, на котором размещены шесть катушек 7 – три генераторные (L2, L3 и L6) и три измерительные (L1, L4, и L5). Расстояние между серединами главных катушек (L2 и L5), т. е. длина зонда, составляет 1 м. Катушки в генераторной и измерительной линиях зонда соединены последовательно; обе линии симметричны относительно «земли». Каждая катушка состоит из двух секций. Фокусирующие катушки выполнены так, что общее число витков в них равно числу витков соответствующих главных катушек зонда. Этим обеспечивается равенство моментов всех катушек по вторичному магнитному полю вихревых токов в массе провода, а также равенство индуктивности и активного сопротивления катушек, что существенно снижает нулевой уровень зонда и стабилизирует его при значительных изменениях окружающей температуры. В стержне 9 имеются пазы 8, в которые уложены соединительные провода, помещенные в статические экраны. Сверху все катушки обмотаны изолирующим слоем 5 в виде жгута из стеклоткани, пропитанного компаундом на основе мономера 4ФА. От агрессивного воздействия промывочной жидкости в скважине зонд защищен тепло- и маслобензостойкой резиновой оболочкой 6. Снизу зонд оканчивается хвостовиком 10, а сверху – промежуточным мостом 4, к которому крепится корпус предварительного усилителя 3 измеряемой э.д.с., снабженный разъемами 2 и направляющими 1. С помощью промежуточного моста индукционный зонд электрически и механически соединяется с электронным блоком скважинного прибора. Места соединения герметизируются резиновыми кольцами. При исследовании скважин с диаметром более 200 мм, заполненных хорошо проводящей (рс<0,2 Oм·м) промывочной жидкостью, индукционный зонд снабжается центрирующими устройствами (аппаратура Э-ЗМ). Общая длина индукционного зонда 3,84 м, диаметр 73 мм. Зонд предназначен для исследования скважин глубиной до 7500 м с максимальной температурой 200°C и гидростатическим давлением до 100 МПа. Зонды волнового диэлектрического каротажа обычно включают в себя одну излучающую (генераторную) и две измерительные катушки. Поскольку в данном методе создается и изучается электромагнитное поле более высокой (десятки МГц) частоты, то для уменьшения помех в зонде предусматриваются специальные меры. Генератор, питающий излучающую катушку, и усилители высокой частоты, соединяемые с измерительными катушками, располагаются в непосредственной близости от зонда, образуя единую с ним конструкцию – зондовый блок. Измерительные катушки, представляющие собой маловитковые контуры, и усилители помещаются в электростатические экраны. Соединение катушек с усилителями осуществляется высокочастотными кабелями (фидерами). Скважинные резистивиметры Резистивиметр представляет собой обычный зонд КС или индукционный зонд, предназначенный для измерения удельного сопротивления (удельной электропроводности) заполняющей скважину жидкости. В соответствии с назначением конструкция резистивиметра должна обеспечивать минимальное влияние горных пород, слагающих разрез скважины, и обсадной колонны на получаемые результаты. Это достигается соответствующим выбором размеров, формы и взаимного расположения элементов зонда, а также использованием экранирующих приспособлений. На рис. 39 изображена конструкция скважинного резистивиметра, входящего в многоэлектродный зонд электрометрической аппаратуры КСП-2. Резистивиметр образован системой электродов, запрессованных в резиновый трубчатый корпус. В центре расположен токовый электрод 3, имеющий форму кольцевой пластины со сферической наружной поверхностью. Один из измерительных электродов 4 размещен внутри токового І изолирован от него изоляционным вкладышем 5. Другой измерительный электрод выполнен в виде шести дужек 2, расположенных по сферической поверхности, концентричной токовому электроду. Выводы 6 электродов соединяются с соответствующими зондовыми проводами многоэлектродного зонда. Рис. 39. Скважинный резистивиметр Индукционный скважинный резистивиметр РИС-42, в отличие от описанного выше резистивиметра, используют для бесконтактного измерения удельной электропроводности заполняющей скважину жидкости. Его измерительная установка представляет собой индуктивный преобразователь трансформаторного типа, состоящий из двух соосно расположенных тороидальных катушек. Внутри катушек проходит канал, который через окна в кожухе из непроводящего материала свободно заполняется жидкостью, находящейся в скважине. Одна из катушек (генераторная) питается переменным током частотой 5 кГц, который создает в окружающей жидкости вихревые токи, направленные вдоль оси преобразователя. Пересекая витки другой (измерительной) катушки, эти токи индуцируют в ней э. д. с., пропорциональную удельной электропроводности жидкости. Обе катушки изолированы от жидкости и защищены экраном. Индукционный резистивиметр обеспечивает качественное измерение при наличии нефти и газа в исследуемой жидкости. Ввиду небольших размеров измерительной установки коэффициенты резистивиметров обоих типов определяют экспериментально при погружении в раствор известного удельного сопротивления. Лекция 7. Акустические зонды. Особенности работы двух-, трех- и многоэлементных зондов. Конструктивные элементы зондов сейсмоакустической аппаратуры: излучатели, приемники, акустические изоляторы. Метрологическое обеспечение акустических исследований скважин. Магнитоупругие преобразователи Основное назначение магнитоупругих преобразователей – возбуждение и прием упругих колебаний, поэтому они широко применяются в аппаратуре акустического каротажа и других устройствах, основанных на изучении распространения упругих волн. Магнитоупругий преобразователь (рис. 20) конструктивно представляет собой пакет крепко стянутых пластин из магнитоупругого материала, образующий замкнутый магнитопровод 1, на котором расположена обмотка 2. Рис. 20. Магнитострикционные излучатели: а – стержневой; б – кольцевой Поскольку при пропускании тока по обмотке деформация магнитоупругого материала происходит вдоль линий магнитной индукции, выбором соответствующей формы пластин можно добиться определенной направленности действия преобразователя. У преобразователей стержневого типа (рис. 20, а) магнитоупругий эффект направлен вдоль оси пакета пластин. Цилиндрические (кольцевые) преобразователи в наибольшей степени отвечают геометрии среды при скважинных исследованиях; они получили преимущественное распространение в акустической геофизической аппаратуре. Такой преобразователь (рис. 20,6) выполнен в виде полого цилиндра, состоящего из тонких (0,1–0,2 мм) кольцевых пластин из магнитоупругого материала, склеиваемых между собой. Высота цилиндра обычно мала по сравнению с длиной излучаемой волны, поэтому такие преобразователи практически не обладают направленностью действия. В пластинах предусматриваются отверстия или пазы для обмотки с целью ее защиты от механических повреждений. Иногда сердечник преобразователя выполняют путем навивки из ленты магнитоупругого материала и последующей его склейки в виде цилиндра. В цилиндрических преобразователях линии магнитной индукции имеют форму колец с центром на оси цилиндра и замыкаются внутри обмотки. Поэтому при пропускании по обмотке переменного или пульсирующего тока будет происходить периодическое изменение длины средней окружности цилиндра, а следовательно, и длины его наружной и внутренней окружностей, что вызовет радиальные упругие колебания преобразователя, которые передадутся в окружающую среду. При работе преобразователя в режиме приема упругих колебаний происходит обратный процесс. Магнитоупругие преобразователи являются острорезонансными системами, собственная частота которых определяется материалом и геометрическими размерами сердечника. Так, собственная частота радиальных колебаний (в Гц) цилиндрического преобразователя с толщиной стенки 0,1–0,25 диаметра определяется выражением где v – скорость распространения звука в материале сердечника, м/с; d – средний диаметр сердечника, м. Резонансную частоту стержневого преобразователя можно 'приближенно' оценить по формуле где I – длина стержня. Магнитоупругие преобразователи, применяемые в аппаратуре акустического каротажа, обычно работают в диапазоне частот 3–80 кГц. При более низких частотах требуется увеличение размеров сердечника; при более высоких частотах возможны значительные потери мощности за счет вихревых токов. Магнитоупругие преобразователи характеризуются простотой конструкции, высокой механической прочностью и не нуждаются в герметизации, вследствие чего устраняются потери энергии упругих колебаний на герметизирующей оболочке; в то же время они обладают значительной акустической мощностью и сравнительно высоким электроакустическим к. п. д. (отношением акустической мощности, отдаваемой на выходе, к электрической мощности, потребляемой на входе). Для возбуждения преобразователей, работающих в режиме излучения колебаний, не требуется высокого напряжения, а нужен лишь мощный импульс тока в обмотке для создания магнитного поля. Это весьма важно в условиях скважины, где иногда трудно обеспечить высокое качество электрической изоляции. В скважинкой акустической аппаратуре магнитоупругие преобразователи используются главным образом в качестве излучателей и реже – приемников упругих колебаний. Пьезоэлектрические преобразователи Действие пьезоэлектрических преобразователей основано на явлении пьезоэффекта, который возникает в результате взаимосвязи между электрическим и механическими свойствами некоторых диэлектрических материалов, называемых пьезоэлектриками. Различают прямой и обратный пьезоэлектрические эффекты. Прямой пьезоэффект проявляется в возникновении электрических зарядов на гранях пьезоэлектриков под влиянием механических напряжений и исчезновении зарядов после снятия внешней нагрузки. . Обратный пьезоэффект заключается в изменении формы и геометрических размеров пьезоэлектриков, помещенных в электрическое поле. Способность различных материалов к пьезоэффекту характеризуется пьезоэлектрической постоянной, численно равной величине заряда (в кулонах), возникающего при действии внешней силы в 1 H. Наиболее сильно пьезоэлектрический эффект выражен у сегнетоэлектриков – кристаллических веществ с аномально высокой диэлектрической проницаемостью и аномально большими значениями Кпд. К ним относятся сегнетова соль, кварц, турмалин, титанат бария, дигидрофосфат аммония, цирконат-титанат свинца и др. Сегнетова соль (C4H4O6KNa) обладает наибольшей пьезоэлектрической чувствительностью (7СПЭ»300 • 10~12 Кл/Н), однако отличается повышенной гигроскопичностью и низкой механической прочностью. Кварц (SiO2) характеризуется пьезоэлектрической постоян. ной Kпэ = 2,1 • 10~12 Кл/Н, практически не меняющейся при температуре до 500 0C, а также хорошими механическими свойствами. Титанат бария (BaTiO3)–синтетическое поликристаллическое вещество, применяемое обычно в виде поляризованной керамики. Пьезоэлектрические свойства керамики титаната бария определяются ее составом (наличием примесей) и технологией изготовления. Значение Кпэ составляет приблизительно 107 • 10~12 Кл/Н и не меняется при повышении окружающей температуры до 12O0C. Керамика обладает высокой механической прочностью и не подвержена воздействию влаги. Цирконат-титанат свинца (ЦТС) Pb(ZrTi)O3, метаниобат свинца-бария (PbBa)Nb2O6 и некоторые.другие пьезоэлектрические материалы, также применяющиеся в виде керамики, обладают столь же ярко выраженным пьезоэффектом, сохраняющимся при более высокой (до 150–200 0C) температуре. Ценным свойством керамики.является возможность изготовления из нее- преобразователей любой формы, в том числе и цилиндрической, наиболееной для исследований в скважинах. . Рассмотрим на примере кристалла кварца основные соотношения- для. пьезоэлектрических преобразователей. В кристалле кварца (рис. 28), представляющем собой гексагональную призму, выделяют следующие кристаллографические оси: оптическую оси х, проходящие через ребра кристалла нормально к оптической оси, и механические (нейтральные) оси у, нормальные к граням кристалла. Рис. 28 Схема кристалла кварца: а - общий вид , б -.поперечное сечение Если из кристалла кварца вырезать пластинку в форме параллелепипеда с гранями a, b и с, параллельными главным осям, то под влиянием внешних сил, направленных перпендикулярно к оптической оси, пластинка будет поляризоваться: на плоскостях, перпендикулярных к оси х, появятся электрические заряды. Под действием силы, направленной вдоль оптической оси, электризации пластинки не происходит. Упрощенно явление пьезоэффекта можно объяснить нарушением электрического равновесия кристаллической решетки при ее деформации под действием внешней силы. Пьезоэлектрический эффект характеризуется линейной зависимостью между интенсивностью поляризации и деформацией (а в пределах упругих деформаций – давлением). Пьезоэффект, проявляющийся при действии механической силы вдоль электрической оси, называется продольным. Величина возникающих при этом зарядов определятся лишь значением силы и не зависит от размеров пластинки. Если внешняя сила действует на пластинку вдоль механической оси, то заряды снова возникают на гранях ас, перпендикулярных к электрической оси, однако знаки зарядов будут противоположными по отношению к рассмотренным выше случаям. При действии однородной сжимающей силы Fy вдоль оси у знаки зарядов на гранях ас изменятся на противоположные. Пьезоэффект, проявляющийся при действии внешней силы вдоль механической оси, называется поперечным. Величина зарядов, которые возникают в этом случае, определяется не только значением Fy, но и геометрическими размерами пластинки. Эту особенность обычно используют для повышения чувствительности пьезоэлектрических преобразователей. В тех случаях, когда внешняя сила направлена под углом к электрической или механической оси, а также когда грани пластинки не параллельны главным осям кристалла, величина возникающих зарядов будет меньше, чем в рассмотренных случаях. Поскольку величина зарядов меняется в соответствии с действующей силой, пьезоэлектрические преобразователи могут быть применены для измерения динамических нагрузок, деформаций, перемещений и т. п. В промысловой геофизике пьезоэлектрические преобразователи используют для изучения особенностей распространения упругих колебаний в околоскважинном пространстве. Обычно они имеют вид тонкостенных цилиндров из пьезокерамики с серебряным покрытием (электродами) на внутренней и внешней поверхностях. К электродам в зависимости от назначения преобразователя подключают источник переменного (пульсирующего) тока или измерительную схему. В первом случае под воздействием тока периодически изменяется длина средней, окружности цилиндра и возникают его радиальные колебания, во втором – процесс протекает в обратном направлении. Пьезоэлектрические преобразователи характеризуются простотой конструкции и малыми' размерами, однако их применение в условиях скважины невозможно без жесткой оболочки, защищающей чувствительный элемент от механических повреждений, проникновения промывочной жидкости, контакт с которой приводит к замыканию электродов преобразователя, уменьшения гидростатического давления и т. п. Эта оболочка вместе с электроизоляционным материалом (масло, резиноподобные материалы), заполняющим пространство между ней и чувствительным элементом, существенно снижает чувствительность преобразователя и искажает излучаемое (воспринимаемое) волновое поле. В аппаратуре акустического каротажа пьезоэлектрические преобразователи используют преимущественно в качестве приемников упругих волн. В скважинном акустическом телевизоре, а также акустических каверномерах и профилемерах они служат приемоизлучателями. АКУСТИЧЕСКИЕ ЗОНДЫ Акустические зонды предназначены для изучения упругих свойств окружающей среды путем наблюдения за характером . распространения в ней упругих колебаний. С помощью акустических зондов определяют либо скорость распространения колебаний в горных породах (акустический каротаж по скорости), либо уменьшение энергии колебаний на определенном отрезке пути (акустический каротаж по затуханию). Наблюдения в большинстве случаев осуществляют над преломленными головными волнами. Основными элементами акустического зонда являются излучатели и приемники упругих колебаний. По числу элементов различают двухэлементные, трехэлементные и многоэлементные зонды. Отдельную группу составляют акустические зонды, у которых излучатель возбуждает упругие колебания в виде узкого сфокусированного луча, вращающегося в горизонтальной плоскости. Излучатель и приемник в этих зондах могут быть разделены (двухэлементный зонд) или совмещены (одноэлементный зонд). Рис. 44. Схемы акустических зондов Зонды: а и б – двухэлементные, в и г – трехэлементные, д – четырехэлементный Двухэлементный акустический зонд (рис. 44, а, б) представляет собой спускаемую на геофизическом кабеле простейшую акустическую систему, состоящую из излучателя И и приемника П колебаний, разделенных акустическим изолятором. Характерной величиной зонда является его база 5 – расстояние между серединами излучателя и приемника. При определении скорости распространения колебаний в изучаемой среде фиксируется время, прошедшее с момента посылки излучателем импульса колебаний до момента прихода колебаний к приемнику. Характер происходящих при этом преобразований по.ясняется схемой, показанной на рис. 45, а. Излучатель 1 преобразует электрические импульсы, вырабатываемые генератором 2, в импульсы упругих колебаний, распространяющиеся в окружающем пространстве. Акустический импульс, прошедший через породу, преобразуется приемником 3 в электрический сигнал, поступающий на блок передачи информации 4, который видоизменяет сигнал в соответствии с выбранным способом передачи. Как видно, при работе акустического зонда происходит трансформация электрической энергии в механическую и обратно. Из теории распространения сейсмических волн следует, что минимальное расстояние между излучателем и приемником, на котором головная волна приходит первой, может быть определено по формуле где h – расстояние от элементов зонда до стенки скважины; i= = arcsinVc/Vп – –угол полного внутреннего отражения (Vc и Vn -скорости распространения упругих волн в промывочной жидкости и горной породе). Время распространения этой волны на пути Smin Таким образом, база двухэлементного зонда при работе на головных волнах должна быть достаточно большой, во всяком случае превосходить Smin. Однако при этом следует иметь в виду, что значительное увеличение S нежелательно или невозможно из-за сравнительно небольшой мощности излучателя и заметного поглощения упругих колебаний на больших базах. Размеры реальных двухэлементных зондов определяются их назначением и кинематическими характеристиками исследуемой среды. Поскольку диапазон изменения скорости упругих волн в большинстве горных пород составляет 1800 – 7000 м/с, базу двухэлементных зондов обычно выбирают 1,2 – 2,5 м. В зондах, предназначенных для контроля цементирования скважин, база составляет около 3,0 м. При существующих диаметрах скважин и собственной частоте излучателей и приемников 20 – 30 кГц на этом расстоянии наилучшим образом выражена связь между амплитудой колебаний, распространяющихся по колонне, и качеством цементирования колонны. Общее время распространения упругих колебаний складывается из времени их прохождения в породе и времени прохождения в промывочной жидкости: ⎛v ⎞ S 2h 1 − ⎜⎜ c ⎟⎟ t= + vп vc ⎝ vп ⎠ 2 Ш5 Из выражения (III.5) следует, что для получения достоверных данных о скорости распространения колебаний в горных породах необходимо обеспечить неизменность положения зонда относительно стенки скважины путем его центрирования (см.рис. 44, а) или прижатия к стенке (см. рис. 44, б). Тем не менее непостоянство диаметра скважины (наличие каверн) приводит к существенным погрешностям в определении измеряемых значений пластовой скорости Vn, поэтому двухэлементные зонды для установления этого параметра обычно не применяются. Наибольшее распространение для этой цели получили трехэлементные зонды. Они представляют собой дифференциальные системы, которые при соответствующем расположении в скважине позволяют существенно уменьшить погрешность измерения интервального времени путем исключения времени распространения колебаний по промывочной жидкости. Трехэлементный зонд содержит один излучатель и два приемника колебаний (см. рис. 44, в) либо два излучателя и один приемник (рис. 44, г). В первом зонде измеряется время Δt распространения колебаний, излучаемых источником, на отрезке Δt между серединами приемников, называемом базой зонда. Преобразования сигналов, происходящие в этом случае, показана на рис. 45, б. Излучатели И1 и И2 другого трехэлементного зонда осуществляют поочередную посылку акустических импульсов, которые после прохождения по породе воспринимаются приемником П. Разница во. временах пробега колебаний At на участке И1 И2, определяет скорость распространения их в породе. Действительно, поскольку t1=S1/Vп+2hcosi/V c , а t2= S2/Vп+2hcosi/Vc то Таким образом, при отсутствии значительных каверн, пустот и т. п. отмеченное трехэлементным зондом время не зависит от расположения его элементов относительно стенки скважины и зонд не нуждается в специальной ориентации в скважине. Тем не менее выражение (III. 6) справедливо, пока В противном случае абсолютная погрешность в определении интервального времени возрастает с удалением зонда от стенки скважины и уменьшается пропорционально S\. В силу изложенного трехэлементные зонды, как и двухэлементные, нередко снабжаются прижимными ПУ или центрирующими ЦУ устройствами (см. рис. 44). Расстояние Si от излучателя до ближайшего приемника (или от приемника до ближайшего излучателя) трехэлементного зонда выбирают по тем же соображениям, что и базу двухэлементного зонда. Расстояние между приемниками (излучателями) устанавливают в соответствии с требуемой разрешающей способностью акустического зонда – чем меньше база ΔS, тем более тонкие пласты могут быть отмечены при акустическом каротаже. Дальнейшим развитием трехэлементного зонда является четырехэлементный. Он состоит (см. рис. 44) из двух излучателей и расположенных симметрично между ними двух приемников колебаний и представляет собой сочетание двух поочередно работающих трехэлементных зондов И1 П1 П2 и П1 П1 И2. Регистрируемой величиной является полусумма интервальных времен, зафиксированных каждым из трехэлементных зондов. Это позволяет значительно уменьшить погрешности измерения, обусловленные наклоном зонда относительно оси скважины, резким изменением ее диаметра и наличием кавернозных участков в интервале исследований. Известны конструкции и более сложных пяти, шести и восьмиэлементных зондов, но они не получили распространения. Выбор излучателей упругих колебаний акустических зондов определяется не только их мощностью, частотным спектром излучаемых колебаний, электроакустическим к. п. д., но и рядом дополнительных требований, вытекающих из условий эксплуатации излучателей в скважинах. Излучатель должен: 1) иметь небольшой наружный диаметр в соответствии с ГОСТом на скважинную геофизическую аппаратуру; 2) обладать работоспособностью при высоких температурах (до 250 0C) и гидростатических давлениях (до 200 МПа); 3) характеризоваться высокой абразивостойкостью, ударной прочностью и вибропрочностью; 4) обладать высокой надежностью и долговременной стабильностью; 5) потреблять небольшую мощность и обеспечивать частоту посылок акустических импульсов не менее 6 Гц. Этим требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магнитострикционные излучатели цилиндрического типа, которые с целью компенсации образующегося магнитного поля выполняются на двух сердечниках с обмотками, имеющими встречное включение. Представляют интерес электрогидравлические, излучатели, основанные на принципе электроискрового разряда в непроводящей жидкости. Они характеризуются, большой акустической мощностью и широким спектром излучаемых колебаний с максимумом в области низких частот, что способствует существенному увеличению глубины исследования акустического зонда. Однако небольшая частота посылок акустических импульсов и ряд других недостатков ограничивают применение электрогидравлических излучателей. Основные требования к приемникам колебаний заключаются в следующем: 1) в высокой чувствительности, обеспечивающей неискаженный прием акустических сигналов; 2) в равномерности амплитудно-частотной характеристики во всей полосе применяемых частот (0,5 –50 кГц). Приемниками акустических зондов обычно служат цилиндрические и сферические пьезокерамические преобразователи (см. гл. II, § 6). Устройство пьезокерамического приемника упругих колебаний показано на рис. 46. Чувствительный элемент приемника в виде цилиндра 5 из керамики ЦТС-19 помещен в толстостенный корпус 1, заполненный маслом и закрытый крышкой 3. Герметизация внутренней полости корпуса осуществляется уплотнительными кольцами 2. Чувствительный элемент подключается к измерительной схеме с помощью контактного кольца 6 и проводов, проходящих через изолятор 7. Между крышкой 3 и чувствительным элементом 5 помещена изолирующая пластина 4. Некоторые характеристики акустических зондов приведены в табл. 3. Акустические зонды обычно выполняют в виде жесткой конструкции, объединяющей в себе не только излучатели и приемники, но и электрически связанные с ними узлы измерительной схемы, т. е. в виде скважинного прибора. Таблица 3 Характеристики акустических зондов Для предотвращения распространения упругих колебаний по корпусу прибора применяют акустические изоляторы трех типов: а) герметичный изолятор, являющийся одновременно контейнером электронной схемы и выполненный в виде стальной трубы, на внешней поверхности которой проточены кольцевые канавки для рассеивания ультразвуковой энергии; кроме того, внешняя поверхность трубы обрезинена; б) бесконтактные изоляторы, представляющие собой резиновые подушки между сочленяемыми металлическими частями корпуса скважинного прибора; в) разгруженный изолятор в виде толстостенной стальной трубы, поперек оси которой в шахматном порядке прорезаны сквозные пазы. Внутренняя и внешняя поверхности трубы покрыты резиной, заполняющей и пазы в ней. Для уменьшения помех от толчков и вибраций, возникающих при перемещении прибора в скважине, центрирующие и прижимные устройства также обрезинивают. Иногда приборы снабжают резиновыми амортизаторами, выполняющими одновременно и роль центраторов. Лекция 8. Зонды радиометрии. Излучатели и детекторы. Конструктивные особенности зондов различных методов радиометрии. Основы теории статистических отсчетов при радиометрических измерениях. Зонды ядерно-магнитного резонанса. Метрологическое обеспечение аппаратуры радиометрии. РАДИАЦИОННЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ Радиационные измерительные преобразователи, иначе называемые счетчиками (детекторами) радиоактивного излучения, служат для преобразования энергии ядерного излучения в электрическую энергию. Из большого числа радиационных преобразователей, использующих различный принцип действия, в геофизической аппаратуре преимущественно применяются преобразователи, основанные на явлении ионизации газов при прохождении через них ядерного излучения (газоразрядные преобразователи) или люминесценции некоторых веществ под действием ядерного излучения (сцинтилляционные преобразователи). Газоразрядные преобразователи В газоразрядном преобразователе происходит непосредственное преобразование энергии ядерного излучения в электрические импульсы. Преобразователь (рис. 23) представляет собой цилиндрический стеклянный баллон /, в котором помещены два электрода – металлическая нить 2, расположенная по оси баллона и являющаяся анодом, и металлический цилиндр 3 (или металлизированная внутренняя поверхность баллона), являющийся катодом. Некоторые типы газоразрядных преобразователей выполнены в виде металлического баллона, который одновременно служит катодом. Баллон заполнен газом под низким давлением (порядка 1,33- 104Па). Газоразрядные преобразователи различаются механизмом переноса ионов в электрическом поле электродов. На рис. 24 показана вольт-амперная характеристика преобразователя зависимость импульса тока I, возникающего при его работе, от напряжения U на электродах. Вначале при малых напряжениях на электродах величина тока I возрастает пропорционально напряжению U – так называемая омическая область работы (I). Начиная с некоторого значения напряжения UH,ток достигает насыщения и не изменяется при дальнейшем росте U в значительном интервале напряжения. Это связано с тем, что при малых напряжениях не все ионы, образовавшиеся под действием ядерного излучения, достигают электродов. Часть их, сталкиваясь с ионами противоположного знака, рекомбинирует. Величина ионизационного тока в интервале напряжений Un–Uu определяется только количеством образующихся ионов в единицу времени. Преобразователи, работающие в этой области (11), носят название ионизационных камер. Рис. 23. Устройство и схема включения газоразрядного преобразователя При дальнейшем увеличении напряжения на электродах (U>US), несмотря на постоянство начальной ионизации, наблюдается рост тока в импульсе. Это связано с возникновением ударной ионизации, при которой электроны, образовавшиеся при первоначальном воздействии радиации, сильно ускоряются электрическим полем и ионизируют молекулы газового наполнителя. При этом достигается значительное усиление ионизационного тока. Отношение числа ионов, достигающих анода преобразователя, к числу первичных ионов, созданных ионизирующей частицей, называется коэффициентом газового-усиления. Величина его зависит от приложенного напряжения и может достигать 107. С возникновением ударной ионизации вначале наблюдается пропорциональная зависимость между амплитудой выходного импульса, с одной стороны, и напряжением U на электродах преобразователя и ионизирующей способностью исследуемых частиц – с другой. Эта область обычно называется областью пропорциональности (3) и характеризуется относительно невысоким коэффициентом газового усиления (порядка нескольких тысяч). При дальнейшем увеличении напряжения в интервале Um–UT пропорциональность между величиной импульса и начальной ионизацией нарушается – область ограниченной пропорциональности (IV). Вслед за ней располагается область Гейгера (V), в которой амплитуда импульса совершенно не зависит от начальной ионизации. Коэффициент газового усиления здесь достигает 108–109 и увеличивается с повышением напряжения питания электродов. Рис. 24. Вольт-амперная характеристика радиационного преобразователя К области Гейгера примыкает область непрерывного разряда (V/), для возникновения которого не нужен специальный ионизатор – достаточно к электродам преобразователя приложить напряжение, превышающее Uнепр, как наступает самопроизвольный разряд. Следует отметить, что как непрерывный разряд, так и разряд в области Гейгера относятся к самостоятельному разряду, который в отличие от несамостоятельного не требует для своего поддержания внешних ионизаторов. Газоразрядные преобразователи, применяющиеся в геофизической аппаратуре, служат для измерения интенсивности гамма-излучения и плотности потока нейтронов и работают в пропорциональной области (пропорциональные преобразователи) и в области Гейгера (преобразователи Гейгера–Мюллера). Пропорциональные газоразрядные преобразователи (пропорциональные счетчики), баллон которых заполнен трехфтористым бором, используют преимущественно для измерения плотности тепловых нейтронов. При работе таких преобразователей нейтроны захватываются атомами бора, и выделяющиеся альфачастицы вызывают ионизацию газа. Для измерения нейтронов надтепловых энергий пропорциональные преобразователи окружают слоем водородсодержащей среды (парафин, полиэтилен), а затем – тонким (около 0,5 мм) слоем кадмия, обладающего большим сечением захвата тепловых нейтронов и пропускающего к преобразователю практически только надтепловые нейтроны. Последние замедляются водородсодержащей средой до тепловых скоростей и фиксируются преобразователем. Газоразрядные преобразователи Гейгер – Мюллера применяют при измерении интенсивности гамма-излучения. В качестве газового наполнителя баллона таких преобразователей используют инертный газ (аргон, гелий), в который добавляют пары высокомолекулярных органических соединений (этиловый спирт, этиловый эфир) или галогенов (хлор, бром). Такая добавка способствует гашению непрерывного разряда: положительные ионы, образовавшиеся в процессе ионизации инертного газа, нейтрализуются при столкновении с молекулами высокомолекулярного соединения или галогенов и не вызывают вторичной электронной эмиссии с катода. При работе газоразрядного преобразователя за счет» газового разряда усиливается ионизационный ток, повышается чувствительность преобразователя и создается принципиальная возможность измерения каждого попавшего гамма-кванта или нейтрона. Однако в течение некоторого времени (порядка 10~4с) после регистрации очередной элементарной частицы газоразрядный преобразователь не способен отмечать попадание следующей частицы (так называемое «мертвое время»), или реагирует на нее образованием импульса пониженной амплитуды («время восстановления»). Таким образом, величина «мертвого времени» и «времени восстановления» определяет разрешающую способность и эффективность газоразрядного преобразователя. преобразователя называется количество Разрешающей способностью ионизирующих частиц Nmax, уверенно отмечаемых преобразователем в единицу времени. Этот параметр связан с «мертвым временем» τм и «временем восстановления» τB соотношением Разрешающая способность может быть также определена как минимальный промежуток времени между моментами прохождения ионизирующих частиц, необходимый для уверенной регистрации последних. В этом случае Под эффективностью газоразрядного преобразователя понимается отношение числа частиц, отмеченных преобразователем, к общему числу частиц, прошедших через его объем. Повышение эффективности, необходимое для увеличения точности преобразования и -производительности исследований, обычно достигается увеличением рабочей поверхности катода, т. е. параллельным соединением газоразрядных преобразователей. Основной рабочей характеристикой газоразрядного преобразователя является его счетная характеристика (рис. 25) – зависимость частоты импульсов N на выходе преобразователя при постоянной интенсивности облучения от напряжения U, приложенного к электродам преобразователя. Участок ab, являющийся рабочим участком, называется плато. Чем больше протяженность плато 'и меньше его наклон, тем лучше преобразователь. У газоразрядных преобразователей Гейгера – Мюллера с примесью многоатомных газов (типа СИ, BC, MC) протяженность плато составляет 250–300 В, угол наклона плато– -3– 5 % на 100 В. Галогенные газоразрядные преобразователи (типа СГС) имеют плато шириной до 200 В и больший угол наклона– 10–15 % на 100 В. Рис. 25. Счетная характеристика газоразрядного преобразователя Гейгера–Мюллера К недостаткам газоразрядных радиационных преобразователей относятся: 1) невысокая эффективность счета (от долей процента до нескольких процентов у преобразователей Гейгера-Мюллера, – до 10 % у пропорциональных преобразователей) и малая разрешающая способность; 2) постоянство амплитуды выходных импульсов независимо от энергии гаммаквантов – для преобразователей Гейгера-Мюллера, что не позволяет использовать их для изучения энергетического спектра излучения; 3) ограниченный срок службы – для преобразователей Гейгера-Мюллера (108– 1010 ими.), связанный с необратимым распадом молекул многоатомного наполнителя. У галогенных преобразователей за счет рекомбинации молекул срок службы несколько выше. Вместе с тем газоразрядные преобразователи сохраняют работоспособность при повышенных (до 250–300 0C для преобразователей СИ-31Г) температурах. Наличие достаточно широкого плато позволяет снизить требования к стабилизации питающего напряжения. Кроме того, такие преобразователи характеризуются достаточно высокой мощностью – амплитуда выходных импульсов достигает единиц и даже десятков вольт. Сцинтилляционные преобразователи Сцинтилляционный радиационный преобразователь (рис. 26) представляет собой конструктивную совокупность люминофора / (оптически прозрачного вещества, люминесцирующего под действием ядерного излучения) с фотоэлектронным умножителем (ФЭУ) 2. Сцинтилляционный преобразователь работает следующим образом. В результате взаимодействия попавшей элементарной частицы (или гаммакванта) с материалом сцинтиллятора часть атомов сцинтиллятора переходит в возбужденное состояние. Обратный переход в нормальное состояние сопровождается испусканием кратковременной (порядка 10-7–10-9 с) световой вспышки. Фотоны в дальнейшем преобразуются фотоэлектронным умножителем. Рис. 26. Устройство и схема включения сцинтилляционного преобрателя Фотоэлектронный умножитель представляет собой комбинацию фотоэлемента с электронным усилителем, действие, которого основано на явлении вторичной электронной эмиссии. Фотоны из сцинтиллятора попадают на фотокатод 3 и выбивают из него фотоэлектроны, которые, ускоряясь электрическим полем, устремляются к первому диноду 4 ФЭУ. Вследствие вторичной электронной эмиссии каждый электрон выбивает из динода вторичные электроны, число которых зависит от напряжения между электродами. Эти электроны, в свою очередь, ускоряются полем второго динода и при попадании на него также вызывают вторичную электронную эмиссию. В дальнейшем процесс повторяется и заканчивается .образованием электронной лавины, достигающей анода 5 ФЭУ. При попадании элементарной частицы на сцинтиллятор в энергию светового излучения преобразуется только небольшая часть всей поглощенной энергии частицы. Образовавшиеся фотоны разлетаются во все стороны, частично поглощаются в толще сцинтиллятора и т. д. Поэтому только часть фотонов достигает фотокатода ФЭУ и преобразуется в электрические импульсы. Таким образом, параметры сцинтилляционного преобразователя определяются свойствами как сцинтиллятора, так и фотоэлектронного умножителя. Характеристиками сцинтиллятора являются его физическая и техническая эффективность. Физическая эффективность сцинтиллятора характеризует долю энергии ядерного излучения, преобразованную в световое излучение, техническая эффективность – долю энергии ядерного излучения, достигшую в виде энергии фотонов поверхности фотокатода ФЭУ и преобразованную в электрические импульсы. Важной характеристикой сцинтиллятора является также зависимость физической эффективности от энергии исследуемых частиц. При линейном характере этой зависимости сцинтилляторы могут применяться для спектрометрических исследований. Основными характеристиками ФЭУ являются эффективность и спектральная характеристика фотокатода, а также общий коэффициент усиления и темновой ток ФЗУ. Эффективность фотокатода показывает, какая часть попадающих на катод фотонов вырывает фотоэлектроны, а спектральная характеристика отражает величину фототока Наибольшей эффективностью при облучении световыми волнами различной длины. характеризуются сурьмяно-цезиевые катоды, максимум спектральной характеристики которых совпадает с максимумом спектра излучения сцинтилляторов. Общий коэффициент усиления ФЭУ определяется усилением одного каскада а и числом п каскадов; Нижний предел чувствительности ФЭУ определяется темновым током, протекающим в анодной цепи умножителя при неосвещенном катоде. Темновой ток вызывается эмиссией электронов с фотокатода и первых динодов, усиливающихся последующими каскадами ФЭУ, и возрастает с увеличением напряжения питания умножителя, повышением температуры и др. В качестве сцинтилляторов в геофизической аппаратуре обычно применяют монокристаллы галлоидных щелочных металлов с небольшой (порядка 0,1 –1,0%) добавкой таллия: NaI(Tl), CsI(Tl), KI(Tl) –для регистрации гамма-излучения, и кристаллы сернистого цинка с добавкой серебра (или меди) и бора: ZnS(Ag) и ZnS(Cu) – для измерения плотности тепловых нейтронов. Примесь активатора (Tl, Ag, Cu) способствует созданию в решетках неорганических кристаллов дополнительных центров люминесценции. С целью повышения чувствительности сцинтилляционного преобразователя, точности преобразования, а также производительности работ размеры сцинтиллятора выбирают возможно большими. При этом диаметр кристалла определяется диаметрами фотокатода ФЭУ и скважинного прибора, а длина – технической эффективностью сцинтиллятора. Например, при измерении естественного гамма-излучения кристаллы, работающие с фотоумножителем ФЭУ-35, имеют размер 30X70 мм. При измерении рассеянного гамма-излучения ввиду большей его интенсивности применяют сцинтилляторы меньших размеров. Защита кристалла от атмосферного воздействия обеспечивается его герметизацией с помощью дюралюминиевого цилиндра, .один из торцов которого выполнен из стекла. Через стекло фотоны попадают на фотокатод ФЭУ. В цилиндре кристалл окружают слоем окиси магния, создающим отражающую поверхность для световых вспышек. В некоторых случаях (например, при ГК и НГК) сцинтиллятор окружают металлическим (дюралюминиевым, свинцовым или кадмиевым) экраном для поглощения мягкой компоненты гамма-излучения или защиты от активации нейтронами. Для регистрации тепловых нейтронов применяют светосоставы T-I и Т-2 (смесь порошка из кристаллов ZnS(Cu) или ZnS(Ag) с борсодержащим веществом), которые размещают в пазах плексигласового цилиндра (сцинтилляторы типа ЛДН) или наносят на внутреннюю поверхность цилиндра, пластины, Т-образной емкости и др. (сцинтилляторы типа ГОИ). Здесь, как и в пропорциональных газоразрядных преобразователях, при захвате нейтрона ядром бора происходит выделение альфачастицы, которая затем отмечается преобразователем. Для регистрации надтепловых нейтронов сцинтиллятор окружают водородсодержащим веществом (полиэтилен, парафин) и кадмием. Счетная характеристика сцинтилляционного преобразователя, в отличие от газоразрядного, имеет плато очень небольшой протяженности, в связи с чем для питания преобразователей следует применять высокостабилизированное напряжение. Сцинтилляционные преобразователи обладают рядом преимуществ перед газоразрядными. Основными из них являются следующие: 1) высокая эффективность, достигающая 20 % для гамма-излучения и еще больших величин для тепловых нейтронов; 2) большая разрешающая способность, позволяющая регистрировать более высокие скорости счета; 3) зависимость амплитуды выходных импульсов от энергии гамма-излучения, дающая возможность изучать энергетический спектр последнего; 4) небольшие размеры. Вместе с тем большинство сциртилляционных преобразователей характеризуется низкой термостойкостью и термостабильностью, что требует .их термостатирования в скважинкой радиометрической аппаратуре. Полупроводниковые преобразователи Принцип действия полупроводниковых радиационных преобразователей основан на ионизации атомов в области, которая называется p-n-переходом и создается при тесном соприкосновении двух пластинок полупроводников, обладающих различной проводимостью. В местах соприкосновения пластинок происходит диффузия электронов из n-полупроводника в р-полупроводник. При этом часть дырок в тонком граничном слое р-полупроводника нейтрализуется, и этот слой заряжается отрицательно. Аналогично тонкий граничный слой n-полупроводника заряжается положительно. Таким образом, создается р-n переход, препятствующий дальнейшей диффузии носителей заряда и обладающий свойствами диода. Если подключить n-полупроводник к отрицательному полюсу источника тока, а р-полупроводник – к положительно-му, то через переход потечет ток; при обратной полярности сопротивление р-n-слоя, называемого запорным, возрастает и система не проводит тока. Рис. 27. Схемы включения полупроводниковых радиационных преобразователей При прохождении ионизирующей частицы (гамма-кванта) через запорный слой в нем происходит ионизация и образуются свободные носители заряда, которые под действием электрического поля дрейфуют к соответствующим электродам, что приводит к возникновению импульса напряжения на нагрузке R (рис. 27). Амплитуда импульса пропорциональна числу носителей зарядов, образованных ионизирующей частицей, а следовательно, ее энергии, что дает возможность изучать энергетический спектр излучения. Эффективность регистрации гамма-квантов повышают увеличением толщины чувствительного (запорного) слоя. Для этого в контактирующий торец полупроводника с дырочной проводимостью добавляют литий, обладающий высоким коэффициентом диффузии. В результате получается трехслойный детектор с р-і-n-переходом. Слой, куда проникли атомы лития, сохраняет р-проводимость. Тонкий слой, в котором преобладает литий, обладает свойствами л-полупроводника. В промежуточном слое концентрации лития и полупроводника-акцептора равны. Этот слой, обладающий высоким удельным сопротивлением, называется i-слоем. Его толщину в отдельных случаях удается довести до 8 мм, что достаточно для хорошего энергетического разрешения и неплохой эффективности (до 10,%) для гамма-квантов. Преимущества полупроводниковых радиационных преобразователей – экономичность питания, весьма малые размеры и хорошее амплитудное разрешение (в 20–30 раз лучше, чем у сцинтилляционных преобразователей). Однако их широкое применение ограничивается относительно небольшими размерами чувствительной части. ЗОНДЫ ДЛЯ РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН Схемы зондов, предназначенных для выполнения различных видов радиометрии скважин, изображены на рис. 40. В общем случае зонд для радиометрии скважин состоит из источника (излучателя) радиоактивного излучения и приемника (детектора). Исключение составляют зонды для измерения общей интенсивности естественного гамма-излучения (гамма-каротаж) и его энергетических составляющих (спектрометрия гамма-излучения), в которых имеется только приемник радиоактивного излучения. Расстояние (L) между серединами источника и приемника излучения называется длиной зонда. Конструкция зонда должна обеспечивать: 1) требуемую точность и высокую производительность исследований; 2) герметизацию источника и приемника радиоактивного излучения во всем рабочем диапазоне температур и давлений; 3) направленность действия зонда (коллимирование) или фиксированное положение его по оси скважины; 4) экранирование в осевом направлении для исключения влияния источника излучения на приемник; 5) изменение в заданных пределах длины зонда, быстрое отсоединение и смену источника излучения. Выбор типа и конструкции приемника определяется видом исследуемого радиоактивного излучения (гамма-кванты, нейтроны), его. энергетическим спектром, геологическими условиями (мощность пластов, средний уровень излучения), условиями эксплуатации (температура окружающей среды и величина гидростатического давления) и другими факторами. В качестве приемников используют радиационные преобразователи Рис. 40. Схемы зондов для радиометрии скважин: а -ГK.; б - ГГK; в –НГК и ИНГК; г – HHK и ИННК; д – нейтронного активационного каротажа; е – гамма-нейтронного каротажа; I – стальной экран; П – свинцовый экран; Ш – водород-содержащая среда; 1 – точка записи результатов измерения; 2 – детектор гамма-излучения; 3 – источник гамма-излучения; 4 – детектор нейтронов; 5 – источник нейтронов видов – газоразрядные самогасящиеся, сцинтилляционные, различных пропорциональные. При измерении относительно малых интенсивностей гаммаизлучения газоразрядные преобразователи вследствие их невысокой эффективности соединяют в группу от двух до шести штук. Иногда группируют и сцинтилляционные преобразователи (например, в аппаратуре ДРСТ-3). Для повышения термостойкости и термостабильности сцинтилляционные преобразователи термостатируются – помещаются в сосуд Дюара. В качестве источников гамма-излучения в рассматриваемых зондах используют радиоактивные изотопы некоторых элементов, различающиеся по своим техническим (величина энергии и степень энергетической однородности испускаемых гамма-квантов, наличие сопровождающего излучения и др.) и эксплуатационным (скорость распада и общий выход гамма-квантов, т. е. мощность) характеристикам (табл. 1). Скорость распада источников гамма-излучения определяет срок их службы, а общий выход гаммаквантов – статистическую точность результатов исследования. Обе эксплуатационные характеристики источников должны быть возможно большими. Таблица 1 Характеристики источников гамма-квантов, применяемых в качестве излучателей зондов для радиометрии скважин Общий недостаток источников гамма-излучения – относительно низкая (не более 3 МэВ) энергия гамма-излучения. Для создания в скважине нейтронных полей используют ампульные источники нейтронов и малогабаритные генераторы нейтронов. В источниках обоих типов выход нейтронов происходит за счет ядерных реакций, протекающих при бомбардировке ядер легких элементов (дейтерия, лития, бериллия, бора и др.) потоком элементарных частиц. Нейтронные источники различаются по общему выходу и энергетическому составу нейтронов, природе и интенсивности сопровождающего излучения и т. п. В ампульных источниках для получения нейтронов наибольшее распространение получили ядерные реакции типа (α, n). В качестве альфа-излучателей используют радий, полоний или плутоний; мишенью обычно является бериллий, реже бор. Источник представляет собой порошкообразную смесь препаратов альфаизлучателя и мишени, помещенную в герметичную ампулу. Выход нейтронов в основном зависит от способа приготовления источника (степени измельчения, чистоты вещества и других, трудно учитываемых факторов) и может колебаться в пределах нескольких десятков процентов при одних и тех же содержаниях альфа-излучателя и мишени. Срок службы (скорость распада) ампульных источников нейтронов определяется периодом полураспада альфа-излучателей, составляющим соответственно 24360 лет для плутония, 1617 лет для радия и 138,3 дня для полония. Наибольшее распространение в геофизической практике получили полониевобериллиевые источники ввиду меньшей интенсивности гамма-излучения, сопровождающего выход нейтронов. Для получения нейтронов невысоких энергий используют ядерные реакции типа (γ, n), при которых мишенями служат изотопы 9Be и 2H, а гамма-излучателями – препараты искусственных и естественных радиоактивных изотопов, у которых энергия гамма-излучения выше пороговых значений энергии гамма-излучения мишеней (соответственно 1,67 и 2,23 МэВ) [5]. Гамма-нейтронные источники характеризуются меньшим выходом нейтронов по сравнению с источниками, основанными на реакции (α, n). Наибольшее практическое распространение при скважинных исследованиях получили сурьмяно-бериллиевые источники. Таблица 2 Основные характеристики ампульных нейтронных источников Характеристики некоторых ампульных нейтронных источников приведены в табл. 2. Основные недостатки ампульных источников: 1) относительно невысокая энергия нейтронов, обусловливающая малую глубину исследования; 2) немонохроматичность испускаемых нейтронов;3) наличие гамма-фона, сопровождающего выход нейтронов;4) нестабильность во времени выхода нейтронов вследствие распада альфа- и гамма- излучателей; 5) опасность облучения обслуживающего персонала. Получение нейтронов с помощью малогабаритного генератора основано на ядерных реакциях типа (d, n), протекающих при бомбардировке мишени из легких элементов (дейтерий, тритий, бериллий, литий и др.) потоком ускоренных ионов дейтерия (дейтонов) или трития. Основной частью генератора является нейтронная трубка. Несмотря на значительное многообразие нейтронных трубок, разработанных в СССР и за рубежом, все они содержат общие элементы: ионный источник, ускоряющий зазор, тритиевую мишень и систему регулировки давления. Принципиальная схема одного из вариантов нейтронной трубки показана на рис. 41. Трубка представляет собой стеклянный баллон, заполненный дейтерием. Электроны, испускаемые накаленным вольфрамовым катодом 2, ускоряются разностью потенциалов 200 В, приложенной между катодом и цилиндрическим анодом 4. Магнитное поле, создаваемое током, протекающим по катушке 1 электромагнита, заставляет электроны двигаться по спиралеобразным траекториям, увеличивая эффективную длину их пробега. На электрод 5, в котором расположена мишень 6, подается переменное синусоидальное напряжение со вторичной обмотки, высоковольтного трансформатора Tp. При отрицательном потенциале на электроде 5 ускоренные электроны начинают осциллировать (совершать колебательные движения) между высоковольтным электродом 5 и катодом 2, ионизируя нейтральные молекулы дейтерия. Образующиеся при этом положительные ионы дейтерия ускоряются электрическим полем высоковольтного электрода и, бомбардируя мишень из циркония или титана, насыщенных тритием, генерируют быстрые нейтроны с энергией 14 МэВ. При положительном значении потенциала на электроде 5 осцилляция электронов прекращается, и они ускоряются по направлению к высоковольтному электроду, обеспечивая электронную проводимость, свойственную кенотрону. Рис. 41. Принципиальная схема ускорительной трубки В промежутки времени, когда потенциал на электроде 5 положителен, конденсатор С, включенный в цепь вторичной обмотки трансформатора Tp, заряжается почти до амплитудного значения напряжения электронным током трубки. Поэтому в моменты максимумов отрицательного напряжения на вторичной обмотке трансформатора Tp потенциал электрода 5 почти вдвое превышает амплитудное значение высокого напряжения. Таким образом, потенциал на высоковольтном электроде пульсирует от небольшого положительного значения до почти удвоенного амплитудного напряжения отрицательной полярности. Это позволяет существенно упростить конструкцию высоковольтного трансформатора. В отпаянных ионных приборах, к которым относится и нейтронная трубка, со временем происходит уменьшение давления вследствие ионной сорбционной откачки. Для поддержания требуемого давления в трубке используется натекатель 3, представляющий собой спираль из титановой проволоки, насыщенной дейтерием, или специальный контейнер из зернистого титана, насыщенного дейтерием, с подогревателем. При нагревании натекатель выделяет газ, компенсирующий уменьшение давления. Для работы генератора нейтронов в импульсном режиме положительное напряжение на анод 4 трубки подается в виде прямоугольных импульсов от специального генератора, синхронизированного с высоковольтным трансформатором Tp. При длительности импульсов 50 –100 икс и частоте 400 Гц обеспечивается выход нейтронов до 2·107 нейтр./с, составляя в среднем (2 ÷ 3)·106 нейтр./с. Основным преимуществом генераторов лейтронов перед ампульными источниками является возможность получения больших потоков нейтронов высоких энергий с моноэнергетическим излучением, а также существенное улучшение безопасной работы обслуживающего персонала. При проведении радиометрических исследований источник гамма-излучения или ампульный источник нейтронов размещают в камере специального зондового устройства, сочленяемого со скважинным прибором. Камера (рис. 42) состоит из прочного корпуса 1, имеющего с одной стороны замок для соединения со . скважинным прибором, а с другой – отверстие с резьбой для ввинчивания вставки с источником. Капсула 2 с источником помещается в держатель 3, закрепленный в пробке 5, и фиксируется винтом 4. Герметизация камеры осуществляется с помощью резиновых колец 6. Рис. 42. Камера нейтронного источника аппаратуры ДРСТ-3 Рис. 43. Зондовая часть аппаратуры РГП-2 Малогабаритный генератор нейтронов размещают в отдельном блоке, соединяющемся с измерительным блоком скважинного прибора специальным переходником с штепсельным разъемом. На рис. 43 показана конструкция зондовой части скважинного прибора, предназначенного для измерения рассеянного гамма-излучения двумя зондами ГТК различной длины с целью исключения влияния глинистой корки, неровностей стенки скважины и других факторов на результаты измерения объемной плотности горных пород. В качестве источника излучения 1 используют изотоп 137Cs; приемниками служат сцинтилляционные преобразователи 5 и 9, удаленные соответственно на расстояния 155 и 360 мм от источника. Регистрируемое гамма-излучений коллимируется свинцовыми экранами 6 под углом 45° для большого зонда и 60° для малого. Поглощение мягкой компоненты обеспечивается комбинированными экранами из свинца и кадмия. Излучение источника проходит в породу через коллиматор из вольфрама под углом 60°. Для устранения влияния прямого фона источника на приемники используют вольфрамовые экраны 3 и 7. В коллимационные окна 2, 4 и 8 запрессован полиэтилен. С помощью управляемого прижимного устройства многократного действия скважинный прибор вместе с зондовой частью прижимается стороной, на которой расположены коллимационные окна, к стенке скважины. Конструкция зонда обеспечивает работоспособность при максимальной температуре окружающей среды +150 0C и гидростатическом давлении до 80 МПа. Лекция 9. Датчики каверномеров и профилемеров. Датчики инклинометров. Датчики термометров и расходомеров. Образцовые средства измерения для воспроизведения единиц геофизических величин. Средства поверки геофизической аппаратуры. ДАТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ТЕРМОМЕТРОВ И ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РАСХОДОМЕРОВ В качестве чувствительных элементов скважинных термометров и термоэлектрических расходомеров обычно используют терморезисторы – резистивные измерительные преобразователи, изменение активного сопротивления которых определяется изменением интенсивности теплообмена с окружающей средой. В случае использования таких преобразователей при температурных измерениях их естественной входной величиной является температура изучаемой среды. Если терморезистор применяют для изучения скорости движения жидких и газообразных сред, то естественной входной величиной является величина сноса тепла, определяющая температуру, а следовательно, и сопротивление терморезистора. Таким образом, в обоих случаях отпадает необходимость в предварительном преобразовании измеряемой величины, и датчик электрического термометра и термоанемометра содержит только основной преобразователь – терморезистор. Чувствительными элементами датчиков электрических термометров и термоэлектрических расходомеров служат медные, платиновые, вольфрамовые и полупроводниковые терморезисторы, являющиеся частью измерительной схемы и конструкции соответствующего скважин-ного прибора. Основным конструктивным параметром датчика является его тепловая инерция, характеризующая реакцию датчика на изменение исследуемой величины и определяемая временем, в течение которого датчик отреагирует на установленное изменение этой величины. Это время обычно называют постоянной времени датчика. Например, постоянная времени датчика термометра численно равна времени, в течение которого датчик, перемещенный из среды с температурой Ti в среду с температурой T2., отметит 0,63 разности температур этих сред. Тепловая инерция датчиков зависит от многих факторов: конструкции чувствительного элемента, теплофизических свойств, температуры и скорости перемещения потока изучаемой среды относительно датчика и т. п. Терморезисторы Зависимость сопротивления металлов от температуры в общем случае нелинейна, однако, для измерения в ограниченном диапазоне температур ее часто представляют в виде линейной функции R = f(T). Например, для медного терморезистора обычно пользуются двучленной формулой где Ro – сопротивление при температуре T0; α0– температурный коэффициент сопротивления для интервала температур, начинающегося с температуры T0. Выбор материала терморезистора определяется также его химической инертностью по отношению к исследуемой среде. С этой точки зрения наибольший интерес представляет платина, которая может быть использована для измерения температуры до 1000–1200 0C. Платину нельзя использовать в восстановительной среде (углерод, пары натрия, калия, кремния и др.). Медные терморезисторы, как правило, применяют в диапазоне температур от –50 0C до 18O0C в атмосфере, свободной от влажности и корродирующих газов. При более высокой температуре происходит окисление меди. Недостатком меди является также ее низкое удельное сопротивление (около 0,0175 Ом·мм2/м). При геофизических исследованиях обычно приходится измерять температуру, меняющуюся во времени. Поэтому представляет определенный интерес рассмотрение работы терморезисторов в динамическом режиме. Известно, что процесс нагревания или охлаждения любого тела включает в себя следующие стадии (рис. 11): 1) стадию дорегулярного (неупорядоченного) режима, характер и продолжительность которой определяются первоначальным распределением температур тела (участок /); продолжительность этой стадии (t1–to) невелика; 2) стадию регулярного режима, не зависящую от первоначального распределения температур тела (участок II); 3) стадию теплового равновесия (участок ///), наступающую теоретически через бесконечный, а практически – через достаточно большой промежуток времени. Таким образом, основное время нагревания или охлаждения тела занимает регулярный режим. Тепловое состояние тела на этой стадии может быть описано Переходные характеристики позволяют дифференциальным уравнением. экспериментально определять постоянную времени преобразователя путем измерения значений Ѳ через определенные промежутки времени. Действительно, что графически отображается прямой линией в полулогарифмическом масштабе (рис. 12). Определив θ1 и θ2, соответствующие моментам времени t1 и t2, можно найти τ: Рис. 11, 12. Изменение температуры терморезистора при скачкообразном изменении температуры среды во времени Таким образом, температура Tn преобразователя может быть определена по формуле из которой следует, что преобразователь воспримет температуру Тс окружающей среды через бесконечно большой промежуток времени. Практически же считают, что равенство температур преобразователя и среды наступает тогда, когда величина θ = TC – Tn станет меньше допустимой абсолютной погрешности измерения Δ. Соответствующий промежуток времени τ1 называется временем установления показаний прибора с данным преобразователем. Нетрудно показать, что величина τ2 пропорциональна постоянной времени терморезистора. Динамические (амплитудная и фазовая) погрешности терморезистора увеличиваются с ростом тепловой инерции и скорости изменения температуры окружающей среды. Терморезисторы, используемые в приборах для измерения температуры, обычно питаются небольшим по величине током, чтобы тепло, выделяемое терморезистором за счет джоулева эффекта, было намного меньше тепла, получаемого от окружающей среды. При значительном нагревании терморезистора током его температура определяется режимом теплового равновесия между подводимым к нему количеством тепла и количеством тепла, уходящим в окружающую среду. Если среда находится в спокойном состоянии, то отдаваемое терморезистором тепло зависит главным образом от теплопроводности среды и в меньшей степени – от естественной конвекции. При движении среды, окружающей терморезистор, преобладает эффект сноса тепла потоком. В этом случае температура и сопротивление терморезистора определяются в основном скоростью потока окружающей среды. На этом принципе строятся приборы для измерения скорости движения жидких и газообразных сред – термоанемометры или количества прошедшего газа или жидкости – термоэлектрические расходомеры. Конструкция датчика должна обеспечить свободный доступ исследуемой жидкости к чувствительному элементу, защиту его от механических повреждений при перемещении прибора по скважине, а также возможное уменьшение тепловой инерции. Выполнение последнего условия, повышающего точность и производительность исследований, достигается: а) уменьшением массы и теплоемкости терморезистора и увеличением его поверхности; б) уменьшением массы и теплоемкости корпуса, в котором размещается терморезистор; в) тепловой изоляцией чувствительного элемента от остальных частей скважинного прибора. С целью уменьшения массы и теплоемкости терморезистора и увеличения его поверхности стремятся увеличивать отношение длины проволочного терморезистора к его диаметру: как правило, это отношение составляет не менее 200. Такой прием к тому же позволяет уменьшить потери через теплопроводность токопроводящих проводников. На рис. 51 показана конструкция датчика температуры скважинного электротермометра ТЭГ-60. Чувствительными элементами датчика являются два терморезистора 5 из медного провода типа ПЭТВ или ПНЭТ-ИМИД диаметром 0,03 мм. Намотка чувствительных элементов выполнена тремя секциями (рис. 52) и скручена в жгут диаметром около 1,0 мм, обвитый стеклонитью и покрытый лаком ПАК-1. Перед установкой в датчик терморезисторы в течение некоторого времени выдерживают при температуре 250 0C для просушки и предварительной «тренировки». Каждый терморезистор помещен в медную трубку 4 (см. рис. 51), заполненную кремнийорганической жидкостью ПМС-50 для уменьшения тепловой инерции. Трубки снизу герметизированы заглушкой 7, а сверху впаяны в нижний мост 2, имеющий резьбу для соединения датчика с корпусом электротермометра. Выводы терморезисторов подсоединены к контактам держателя 1. Теплоизоляция чувствительных элементов от корпуса датчика обеспечивается втулкой 6 из материала с низкой теплопроводностью. От механических повреждений чувствительные элементы защищены фонарем 3 с окнами для доступа промывочной жидкости. Снизу датчик оканчивается хвостовиком-пробкой 8. Рис. 51. Датчик температуры скважинного электротермометра ТЭГ-60. Рис. 52. Схема намотки терморезистора скважинного электротермометра ТЭГ-60 Аналогичную конструкцию имеет датчик термокондуктивного расходомера СТД-2, .который поочередно может использоваться для измерения температуры и объемной скорости жидкости в скважине. ДАТЧИКИ КАВЕРНОМЕРОВ И ПРОФИЛЕМЕРОВ Датчиком называется конструктивная совокупность измерительных преобразователей, расположенных в непосредственной близости от изучаемого объекта. Датчик прибора для измерения неэлектрической величины в общем случае включает предварительный и основной преобразователи. Предварительный преобразователь обеспечивает согласование измеряемой величины с естественной входной величиной основного преобразователя, а также масштабное согласование пределов изменения входной величины с рабочим диапазоном основного преобразователя. Основной преобразователь осуществляет преобразование своей естественной входной величины в электрический сигнал, в дальнейшем поступающий на блок передачи информации. В устройствах, предназначенных для измерения диаметра скважины (каверномерах и профилемерах), в качестве предварительного преобразователя обычно используют механическую систему, состоящую из рычагов или шарниров, которые с помощью прижимного устройства прижимаются к стенке скважины. Изменение положения рычагов, происходящее при изменении диаметра скважины, передается основному преобразователю, на выходе которого возникает электрический сигнал, соответствующий диаметру скважины. Устройство предварительных преобразователей каверномеров показано на рис. 48. В ромбовидном каверномере преобразователь выполнен в виде трех, шарнирных систем 5, которые расположены через 120° и прижимаются к стенке скважины общей центральной пружиной 1. Одна из шарнирных систем снабжена фигурным кулачком 2, который перемещает шток 3, связанный с чувствительным элементом основного преобразователя 4. Рис. 48. Схемы предварительных преобразователей механических каверномеров преобразователь: а – ромбовидный, б – рычажный Рис. 49.Датчик рычажного каверномера с реостатным преобразователем Более широкое распространение получили каверномеры рычажного типа с предварительным преобразователем в виде четырех рычагов 6, расположенных в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Концы длинных плеч рычагов прижимаются к стенке скважины пружинами 1 и изменяют свое положение в соответствии с изменением диаметра скважины. Короткое плечо каждого рычага имеет фигурный кулачок 2, который управляет перемещением штока 3, связанного с чувствительным элементом основного преобразователя. Форма кулачка 2 в обоих предварительных преобразователях подобрана такой, чтобы между изменением положения рычага (шарнирной системы) и перемещением чувствительного элемента основного преобразователя была пропорциональная зависимость. Преобразование изменения диаметра скважины в электрический сигнал принципиально может быть обеспечено с помощью любого из измерительных преобразователей, рассмотренных в гл. II, естественной входной величиной которого является линейное или угловое перемещение. В механических каверномерах для этой цели обычно используют реостатные, (потенциометрические) и индуктивные преобразователи. На рис. 49 показано устройство датчика рычажного каверномера с реостатным преобразователем. Здесь прижатие измерительных рычагов l к стенке скважины осуществляется пружинами 2, и движение каждого рычага происходит независимо от движения остальных. Перемещения всех рычагов складываются с помощью механического суммирующего устройства, состоящего из подвижных 4 и неподвижных 5 роликов, огибаемых тросиком 6. Подвижные ролики перемещаются вместе со штоками 3 при отклонении рычагов, неподвижные – вращаются на неподвижных осях, укрепленных на стойках. Один конец тросика закреплен на корпусе прибора, а другой – на бара-- бане, размещенном на одной оси с ползунком реостата 8. Пружина 7 на оси барабана обеспечивает требуемое натяжение тросика и обратный ход ползунка реостата. Поскольку все рычаги прижимаются к стенкам скважины с одинаковым усилием, они оказывают центрирующее действие на каверномер, так что его ось приблизительно совпадает с осью скважины, диаметр которой dc соответствует диаметру окружности, проведенной через концы длинных плеч рычагов, т. е. где К – коэффициент пропорциональности; l1 l2, l3 и l4 –расстояния от конца длинного плеча каждого из рычагов до оси прибора. Реостатный преобразователь обычно является чувствительным элементом потенциометрической либо мостовой схемы постоянного тока. Рассмотренная конструкция в принципе может быть использована при изучении профиля скважины, т. е. изменения ее диаметра в разных направлениях. В этом случае датчик содержит два основных преобразователя, каждый из которых связан с перемещением пары измерительных рычагов, расположенных в одной плоскости. Сигналы с выходов преобразователей поступают в блок передачи информации, содержащий два измерительных канала (каверномеры-профилемеры СКП-1 и СКПД). При использовании соответствующей рычажной системы возможно измерение диаметра в трех плоскостях и более. Известны конструкции каверномеров, у которых каждый измерительный рычаг, перемещающийся независимо от остальных, механически связан с коллимированным источником гамма-излучения. Детектор, воспринимающий излучение от всех источников, является одновременно и суммирующим устройством, поэтому зарегистрированная им интенсивность гамма-излучения в определенном диапазоне является линейной функцией среднего диаметра скважины. На точность преобразования датчиков механических каверномеров и профилемеров оказывают влияние следующие факторы. 1. Эксцентричное расположение прибора в скважине, обусловленное недостаточным прижимным усилием измерительных рычагов или шарнирных систем, наличие люфтов и зазоров в механических узлах и др. 2. Точность исполнения профиля кулачка, управляющего перемещением штока. 3. Точность преобразования основного преобразователя. Увеличение прижимного усилия рычагов может быть достигнуто применением управляемых прижимных устройств. Степень влияния других факторов определяется тщательностью изготовления отдельных деталей, а также условиями эксплуатации приборов. В последние годы разработаны устройства (скважинный акустический телевизор, акустический каверномер и профилемер), использующие бесконтактный (немеханический) способ измерения диаметра и сечения скважины [4]. Акустический каверномер позволяет получить форму стенки скважины по одной или нескольким вертикальным образующим, а профилемер и скважинный акустический телевизор – горизонтальные сечения скважины. В последнем случае акустический зонд дополняется датчиком азимута, управляющим работой генератора развертки электроннолучевой трубки, на экране которой отображаются результаты измерения. ДАТЧИКИ ИНКЛИНОМЕТРОВ Пространственное положение любого участка скважины определяется его расстоянием от устья, зенитным углом и азимутом. З е н и т н ы м у г л о м называется угол между осью скважины и вертикалью, лежащей в плоскости искривления скважины. А з и м у т о м с к в а ж и н ы называется угол между горизонтальной проекцией участка скважины, взятого в направлении увеличения глубины, и определенным направлением, например, направлением на магнитный север. Таким образом, приборы, предназначенные для измерения искривления скважины,– и н к л и н о м е т р ы – должны содержать измерительные элементы, ориентированные относительно вертикальной плоскости и плоскости магнитного меридиана. В большинстве инклинометров датчики зенитного угла и азимута скважины объединены в общую конструктивную систему, в которой происходит преобразование измеряемых величин в вид, удобный для фиксации их численных значений. По способу отсчета значений зенитного угла и азимута скважины различают фотоинклинометры и электрические инклинометры. В данном параграфе ограничимся рассмотрением электрических инклинометров с дистанционным измерением, получивших наибольшее распространение при геофизических исследованиях. Основная часть электрического инклинометра – и з м е р и т е л ь н а я р а м к а (рис. 50), в которой размещены датчики азимута и зенитного угла. Ось рамки совпадает с главной (продольной) осью прибора, которая в момент измерения параллельна оси скважины. С помощью эксцентрично расположенного груза 18 центр тяжести рамки смещен с ее оси так, что рамка всегда устанавливается перпендикулярно к плоскости искривления скважины. Предварительный преобразователь датчика азимута – буссоль, состоящая из магнитной стрелки 14, вращающейся на подвижной оси 16, и пластмассового корпуса 5. Корпус укреплен в рамке на двух полуосях 20, благодаря чему ось стрелки под действием груза 6 всегда занимает вертикальное положение. Магнитная стрелка состоит из двух намагниченных стерженьков, закрепленных в колпачке 12 с агатовым подшипником, который насаживается на острие 13 подвижной оси 16. Основной преобразователь датчика – р е о с т а т н ы й изм е р и т е л ь н ы й п р е о б р а з о в а т е л ь , выполненный в виде кольцевого реохорда 4, размещенного в корпусе 5 буссоли, с пружинными контактами 15 и токоподводящим кольцом 3. Пружинные контакты жестко соединены с магнитной стрелкой и изолированы от нее. Выводами реохорда и токоподводящего кольца служат гибкие проводники 21. В момент измерения при смещении вниз оси 16 вместе со стрелкой пружинные контакты соединяют реохорд с токопроводящим кольцом. Предварительным преобразователем датчика зенитного угла служит отвес 7, закрепленный, на оси 23. Плоскость качания отвеса перпендикулярна к плоскости рамки и совпадает с плоскостью искривления скважины. Основным преобразователем является реостатный измерительный преобразователь, состоящий из дугового реохорда 10, стрелки 8, играющей роль подвижного контакта, и токопроводящей дужки 9. При измерениях конец стрелки дужкой прижимается к реохорду. Сопротивление реохордa, включаемое в этом случае, пропорционально углу отклонения отвеса от вертикали, т. е. зенитному углу скважины. Для фиксации датчиков азимута и зенитного угла в момент измерения используют механическую систему, приводимую в действие электромагнитом. Она состоит из нажимного кольца 11, возвратных пружин 2, двух толкателей 19, поводка 22, дугообразного рычага 17, дугообразной пружины 24 и муфточки 26, сцепленной с дужкой 9. Под действием электромагнита толкатели 19 смещаются вниз. При этом поводок 22, отклоняя книзу дугообразный рычаг 17, оттягивает подпружиненную ось буссоли, обеспечивая прижатие контактных пружин магнитной стрелки к реохорду и токопроводящему кольцу буссоли. Одновременно кулачок 25 освобождает пружину 24, которая перемещает муфточку 26, а вместе с ней и дужку 9, прижимающую стрелку 8 к реохорду угла Подключение выводов основных преобразователей к измерительной схеме (равновесному мосту постоянного тока) обеспечивается коллектором 1 с тремя контактными кольцами и двумя парами щеток. Описанная конструкция инклинометрического датчика применена в большинстве типов электрических инклинометров, обеспечивающих измерение параметров искривления скважины в заданных точках ее ствола. При использовании в качестве основных измерительных преобразователей других типов (например, индуктивных или емкостных) принципиально можно обеспечить непрерывное измерение зенитного угла и азимута скважины в процессе непрерывного перемещения инклинометра (см. гл. VII, § 4). Погрешность преобразования инклинометрических датчиков определяется точностью изготовления элементов конструкции, тщательностью регулировки и балансировки подвижных частей, а также точностью преобразования основных преобразователей. Лекция 10. Передача скважинной геофизической информации Основные принципы и методы передачи геофизической информации Электрокабельная линия связи. Общая характеристика и устройство геофизических кабелей. Первичные электрические параметры кабелей. Волновые параметры кабелей. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И УСТРОЙСТВО ГЕОФИЗИЧЕСКИХ КАБЕЛЕЙ Кабели грузонесущие геофизические в основном находят применение при ГИРС, а, кроме того, при сейсмических и аэрогеофизических исследованиях. С помощью кабеля производится перемещение приборов и аппаратов по стволу скважины. Одновременно он служит линией связи, по которой подается питание, осуществляется управление скважинными устройствами и передача информации на поверхность. По длине спущенного в скважину кабеля определяется глубина, на которой находится прибор. В соответствии с назначением и условиями эксплуатации каротажный кабель должен обладать следующими свойствами: а) достаточной механической прочностью, чтобы выдерживать собственный вес, вес скважинных приборов и значительные дополнительные усилия, возникающие при спуско-подъемных операциях (трение о стенки скважины, сопротивление промывочной жидкости, затяжки, ударные нагрузки при прострелочно-взрывных работах); б) хорошей электрической изоляцией жил при большом гидростатическом давлении и высокой температуре промывочной жидкости, а также при наличии в ней нефти, газа и различных химически активных веществ; в) небольшим электрическим сопротивлением токопроводящих жил и малым электрическим затуханием; г) геометрической и электрической симметрией жил; д) малым диаметром и большой плотностью. Наиболее распространены одножильные и трехжильные бронированные кабели. Жила кабеля 1 состоит из скрученных медных и стальных проволок (у некоторых кабелей стальные проволоки отсутствуют). Жила кабеля покрыта двухслойной изоляцией. Внутренний слой изоляции 2 обладает высокими изоляционными свойствами, а верхний наружный 3 – устойчив к воздействию агрессивной среды в скважине (нефти, сероводорода и др.). Материалом изоляции служит резина, полиэтилен, фторлон и др. Выбор материала изоляционного покрытия зависит также от максимальной температуры в скважине: 90°С – ПЭНД, 150°С – Бален, 200°С – Ф-40. Поверх изоляции находится подушка 4 под броню, например тканевая обмотка. Броня представляет собой трубу из двух повивов стальной проволоки. Нижний 5 и верхний 6 повивы имеют различное направление, что уменьшает раскручивание кабеля под действием осевой нагрузки. Броня кабеля несет механическую нагрузку и предохраняет жилы от повреждения при спуске кабеля в скважину и намотке на лебедку. В трехжильном и семижильном бронированных кабелях скрученные жилы вместе с пряжей, заполняющей промежутки между ними, образуют круглый жгут, заключенный в оплетку из пряжи или ленты. Бронированный кабель наиболее удовлетворяет указанным выше требованиям. Он имеет меньший диаметр при равном разрывном усилии, большую плотность и больший срок службы. Малый диаметр кабеля позволяет применять лебедки с меньшей емкостью барабана, а большая плотность обеспечивает возможность работы в скважинах с тяжелыми промывочными жидкостями, в скважинах с большим избыточным давлением на устье. Многожильные геофизические кабели, кроме того, должны быть геометрически симметричны во избежание возникновения индуктивных помех. В процессе эксплуатации на кабель действуют повышенная температура, давление, он испытывает также воздействие нефти, газа и агрессивных компонентов, содержащихся в промывочной жидкости. Качественное выполнение геофизических исследований возможно лишь в тех случаях, когда внешние условия не приводят к существенным изменениям механических и электрических характеристик кабеля. Геофизические кабели включают следующие элементы: а) одну или несколько токопроводящих жил; б) изоляционное покрытие; в) защитную оболочку. Геофизические кабели, выпускаемые отечественной промышленностью, классифицируются по характеру защитной оболочки (кабели в оплетке из волокнистого материала, в шланговой оболочке, в проволочной броне), числу токопроводящих жил (одножильные, трехжильные, семижильные, радиочастотные), типу изоляционного покрытия и нагревостойкости (до 90, 180 и 250°C). Шланговые и оплетенные кабели в настоящее время применяются только для исследования неглубоких скважин различного назначения. При исследовании глубоких нефтяных и газовых скважин в основном используют бронированные кабели, обладающие по сравнению с кабелями в шланге и оплетке более высокой механической прочностью, большим удельным весом, способствующим хорошей проходимости их в скважинах, заполненных тяжелой и вязкой промывочной жидкостью; меньшим диаметром, позволяющим размещать на лебедке самоходного подъемника большее количество кабеля и тем самым исследовать скважины значительной глубины. Конструкция бронированных кабелей показана на рис. 76. В зависимости от типа кабеля токопроводящие жилы скручены из медных проволок или выполнены биметаллическими (скрученными между собой стальными и медными проволоками). Каждая жила изолирована несколькими слоями специальной резины или пластмассы (фторопласт, полиэтилен). Жилы многожильных кабелей скручены между собой, а пространство между ними заполнено хлопчатобумажной пряжей для придания скрутке цилиндрической формы. Поверх скрученных жил или слоя изоляции (для одножильных кабелей) уложена оплетка из хлопчатобумажной пряжи, пропитанной противогнилостным составом. Наружная оболочка кабеля (броня) выполняет несколько функций: защищает жилы кабеля от механических повреждений, служит основным грузонесущим элементом, определяющим разрывную прочность кабеля, и дополнительной токопроводящей линией. Обычно ее изготавливают из двух повивов (слоев) стальной оцинкованной проволоки, уложенных во избежание раскручивания в противоположных направлениях. Основные характеристики наиболее распространенных типов геофизических бронированных кабелей приведены в табл. 7. Таблица 7 Общие характеристики бронированных геофизических кабелей Рис. 76. Устройство бронированных геофизических кабелей Кабель: а ~ одножильный; б – трехжильный; в – семижильный; 1 – жила; 2–5 – изоляция жилы; S – заполнение из волокна; 7 –оплетка (подушка под броню); 8проволоки брони ПЕРВИЧНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ КАБЕЛЕЙ Особенности электрического питания скважинных приборов или зондов и качество передачи измерительной информации определяются электрическими параметрами геофизического кабеля, которые оказывают существенное влияние на выбор измерительной схемы, способ питания скважинной части телеизмерительной системы, вид передачи электрических сигналов в наземные блоки аппаратуры и др. Электрические параметры характеризуют свойства единицы длины (1 км) кабеля как электрической линии связи. К первичным параметрам относятся: а) активное сопротивление токопроводящих жил R, Ом/км; б) индуктивность L, Г/км; в) емкость С, Ф/км; г) электропроводность изоляции G, См/км. Активное сопротивление токопроводящих жил Активное сопротивление жилы как проводника электрического тока определяется материалом, из которого она выполнена, геометрическими (длиной, сечением) и конструктивными (характером скрутки проволок) особенностями. Сопротивление километрового отрезка жилы кабеля, изготовленной из медных проволок, может быть рассчитано по формуле где ρ – удельное электрическое сопротивление меди; S – сечение жилы (суммарное сечение всех проволок, скрученных в жилу); т – коэффициент, характеризующий увеличение длины проволок за счет их скрутки. Сопротивление биметаллической жилы рассчитывается как общее сопротивление параллельно включенных медных Rм и стальных RCT: проволок, из которых она скручена: Окружающая температура способствует увеличению сопротивления токопроводящих жил. Расчеты показывают [1], что при температуре порядка 150–20O0C активное сопротивление жил кабеля возрастает на 40–60 % по сравнению с их значениями, измеренными на поверхности. Обычно сопротивление жил ^T, измеренное при любой температуре T, приводят к температуре 2O0C в соответствии с формулой где α – температурный коэффициент сопротивления материала проволок. Увеличение частоты тока, проходящего по кабелю, приводит к возрастанию активного сопротивления токопроводящих жил (рис. 77), что можно объяснить следующими причинами. При прохождении переменного тока как вне жилы, так и внутри ее, возникает переменное магнитное поле, по отношению к которому не все части жилы находятся в одинаковых условиях. Центральная часть жилы охвачена всеми линиями магнитной индукции, а периферийная часть – только линиями, проходящими вне жилы. Поскольку при изменении тока в проводнике изменяется и магнитный поток, то в проволоках, слагающих жилу, возникают индуцированные э. д. с., величина которых тем больше, чем больше магнитный поток, сцепленный с жилой, т. е. чем ближе к центру жилы расположена проволока. Поэтому плотность тока в центральных проволоках меньше, чем у поверхности жилы. На высоких частотах эта разница достигает столь больших значений, что плотность тока во всех частях жилы, за исключением небольшого поверхностного слоя, можно считать практически равной нулю. Неравномерное распределение плотно. Рис. 77. Зависимость первичных электрических параметров (R, L, С ) геофизических кабелей от частоты тока f Интенсивность его проявления возрастает также при увеличении радиуса жилы, магнитной проницаемости и удельной электропроводности материала проволок. Величина R определяет тепловые потери в кабеле при прохождении электрического тока, поэтому необходимо, чтобы она была как можно меньше. Индуктивность Под индуктивностью геофизического кабеля понимается отношение потокосцепления Ф, связанного с кабелем, к величине тока, протекающего по нему: Индуктивность зависит от материала жил, брони кабеля и конструкции кабеля. Индуктивность одножильного кабеля, у которого жила и броня изготовлены из разных металлов, рассчитывается по формуле где μ1 и μ2 – магнитная проницаемость материала жилы и брони кабеля; ρ1 и р2 – удельное электрическое сопротивление материала жилы и брони кабеля. При повышенной частоте тока индуктивность одножильного бронированного кабеля может быть вычислена по формуле для коаксиальных кабелей: Использование формул (V.5) – (V. 7) для расчета индуктивности многожильных кабелей приводит к получению результатов, заниженных на 25 – 30 % по сравнению с измеренными, поскольку индуктивность многожильного кабеля складывается из внутренней индуктивности (жил кабеля) LB и наружной, междужильной индуктивности LH: С увеличением частоты переменного тока в кабеле в результате уплотнения тока у периферии токопроводящих жил происходит уменьшение напряженности магнитного поля внутри жил и как следствие – уменьшение индуктивности кабеля (QM. рис. 77). При частотах более 5 – 10 кГц индуктивность практически не изменяется. Индуктивности бронированных кабелей, спущенных в скважину и намотанных на барабан лебедки, почти не различаются. Емкость Под электрической емкостью кабеля обычно понимают отношение заряда Q, внесенного на токопроводящую жилу, к потенциалу U, до которого зарядилась эта жила под воздействием заряда: Емкость кабеля зависит от диэлектрических свойств изолирующих материалов, толщины слоя изоляции, а также от внешних условий (температуры и давления). Например, емкость одножильного бронированного кабеля с однородным диэлектриком определяется выражением где ε – диэлектрическая проницаемость изоляционного материала; D – внешний диаметр жилы по изоляции; d – диаметр токопроводящей жилы по металлу. Общая емкость многожильного кабеля складывается (рис.78) из частичных емкостей между каждой из жил кабеля (1 – 3) и его броней (оплеткой) и емкостей между каждой парой жил. Ввиду сложности расчета численные значения отдельных составляющих емкостей и их комбинаций для многожильных кабелей определяют экспериментально. Емкость кабеля мало изменяется в зависимости от частоты передаваемого тока (см. рис. 77), а также от температуры и давления. Заметное изменение емкости наблюдается лишь при длительном пребывании кабеля в скважине и связано главным образом с изменением диэлектрических свойств материала изолятора. Проводимость изоляции жил кабеля Проводимость изоляции определяет потери энергии в изоляции токопроводящих жил кабелей. Все электроизоляционные материалы характеризуются определенными значениями проводимости изоляции. В идеальном случае проводимость изоляционных материалов равна нулю; у реальных изоляционных материалов проводимость на единицу длины кабеля изменяется в соответствии с формулой где G0 – проводимость изоляции при постоянном токе; Gf – проводимость изоляции при переменном токе; ω – круговая частота тока; 8 – угол диэлектрических потерь; Rиз - сопротивление изоляции. Величина Rиs представляет собой отношение приложенного к изоляции жилы напряжения постоянного тока U (в В) к току утечки (в А), т. е. где Rv – объемное сопротивление изоляции, численно определяющее препятствие прохождению тока в толще изоляции; Rs – поверхностное сопротивление, определяющее препятствие прохождению тока по поверхности изоляции. Существуют формулы для расчета сопротивления изоляции жил различных кабелей. Например, Rиз (в МОм·км) сухого одножильного кабеля может быть рассчитано по формуле где ρV – удельное объемное сопротивление изоляции; г1 – радиус жилы из скрученной проволоки; г2 – радиус изолированной жилы. Сопротивление изоляции жил кабеля, находящегося в скважине, уменьшается под влиянием температуры и давления. Это уменьшение определяется изменением электрофизических характеристик изоляционных материалов. В частности, при повышении температуры удельное сопротивление электроизоляционных материалов уменьшается в соответствии с выражением К. где ρ0, А и В – постоянные для данного материала; T – абсолютная температура, Резиновая изоляция, кроме, того, быстро стареет в условиях повышенных температур – начинает растрескиваться и крошиться. В связи с этим геофизические кабели с резиновой изоляцией невозможно использовать в условиях глубоких скважин с температурой выше 130 – 140°C. Изоляционные материалы, применяемые в термостойких кабелях (фторопласт марок 40Ш, 4Д, 4М, полиэтилен), сохраняют свои изоляционные свойства при высоких температурах (180 – 250°C). Изменение сопротивления изоляции жил кабелей под влиянием температуры можно определить расчетным путем или экспериментально; рассчитать увеличение проводимости изоляции при возрастании давления трудно. Изоляционные свойства геофизических кабелей существенно зависят от срока их эксплуатации. Если, например, сопротивление изоляции новых кабелей при спуске в скважину с температурой около 10O0C уменьшается от нескольких тысяч мегаомкилометров до десятков, то для кабелей, бывших в эксплуатации, это уменьшение происходит до 8 – 10 МОм·км и ниже. Низкая электропроводность (высокое сопротивление) изоляции жил кабеля – одно из необходимых условий получения точных результатов при геофизических исследованиях скважин. Рассмотрение первичных электрических параметров геофизических кабелей показывает, что они не зависят от напряжения и передаваемого тока, а определяются лишь конструкцией кабеля, свойствами используемых в нем материалов, частотой тока и условиями экслуатации. В процессе геофизических исследований различные отрезки кабеля находятся в неодинаковых условиях, т. е/ испытывают разное по длине кабеля воздействие давления и температуры. В общем случае это приводит к изменению первичных параметров отдельных частей кабеля в зависимости от их расположения в скважине. Однако первичные параметры бронированных кабелей мало изменяются в указанных выше условиях, в связи с чем такие кабели с достаточной степенью точности можно считать однородными электрическими линиями, в которых распределение первичных параметров по длине равномерно и непрерывно. В этом случае геофизический кабель можно уподобить колебательному контуру, составленному из сосредоточенных элементов R, L, С и G, включенных, как показано на рис. 79. Рис. 79. Эквивалентная электрическая схема одножильного бронированного кабеля В данной схеме параметры R и L образуют суммарное характеристическое сопротивление Z = R+jωL, а параметры С и G – суммарную, электропроводность кабеля по отношению к токам утечки (здесь ω – круговая частота тока). Данные о первичных электрических параметрах бронированных геофизических кабелей приведены в табл. 8. Таблица 8 Электрические параметры геофизических кабелей ВТОРИЧНЫЕ (ВОЛНОВЫЕ) ПАРАМЕТРЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ КАБЕЛЕЙ Передача энергии по кабелю осуществляется в виде электромагнитной волны тока (напряжения), распространяющейся в изоляционном слое. Токопроводящие жилы кабеля являются направляющими электромагнитного поля. Электрические свойства кабелей по отношению к передаваемой высокочастотной электромагнитной энергии обычно характеризуются вторичными (волновыми) параметрами. Сведения о вторичных параметрах геофизических кабелей совершенно необходимы при разработке скважинной аппаратуры, в которой информация об измеряемых величинах передается в виде электрических сигналов повышенной частоты (многоканальная аппаратура с частотным разделением каналов, аппаратура с частотной и частотно-импульсной модуляцией, радиометрическая аппаратура для спектрометрии излучений и др.). Вторичные электрические параметры кабелей являются функциями первичных параметров и частоты передаваемого тока (напряжения). Волновое сопротивление Под волновым сопротивлением понимается сопротивление, которое встречает электромагнитная волна при распространении вдоль однородной кабельной линии без отражения: Как видно; величина волнового сопротивления не зависит от длины кабеля, она характерна для определенного типа кабеля и постоянна в любой точке цепи. Волновое сопротивление может быть определено экспериментально по результатам измерения входных сопротивлений кабеля в режимах холостого хода Zx х и короткого замыкания ZK3: С увеличением частоты тока волновое сопротивление монотонно убывает, а начиная с частоты f~20 кГц остается практически постоянным (рис. 80). Из теории однородных проводных линий связи следует, что стационарный процесс распространения волн напряжения, т. е. отсутствие отражений в линии, устанавливается лишь при нагрузке кабеля на волновое сопротивление Z0. Если обозначить выходное сопротивление источника и входное сопротивление приемника электромагнитной энергии, установленных на концах кабеля, соответственно через Zn и Zn, то наиболее полную (без отражения) передачу энергии по кабелю от источника к приемнику можно будет осуществлять лишь при Zи=Zn = Zc. В неоднородных линиях и при несогласованных нагрузках в местах электрических несогласованностей возникают отраженные волны, и часть энергии возвращается к началу линии. Передаваемая энергия при несогласованной нагрузке значительно меньше, чем при согласованной. Соотношение между энергией, поступающей к приемнику, и энергией, отраженной от него, характеризуется коэффициентом отражения Рис. 80. Зависимость вторичных элек параметров геофизических кабелей (Zc, α, р) от частоты тока f При согласованной нагрузке (Zn = Zc) коэффициент отражения равен нулю, и энергия полностью поглощается приемником при режиме холостого хода, когда цепь изолирована на конце (Zn = ∞), коэффициенты отражения равны соответственно – 1 и +1. В случае, когда 010 ÷ 20 кГц. Для бронированных кабелей затухание мало зависит от того, намотан ли кабель на барабан лебедки или спущен в скважину. Уменьшение затухания может быть достигнуто путем уменьшения R (т. е. увеличением диаметра токопроводящих жил или применением медных жил), уменьшения G (применением изоляционных материалов с повышенными электроизоляционными свойствами), уменьшения С (увеличением толщины слоя изоляции) и увеличения L (обычно достигаемого искусственным путем). Мнимая часть выражений (Ѵ.20), т. е. ejαl характеризует изменение угла вектора тока или напряжения на участке кабельной линии длиной l, а параметр α называется коэффициентом фазы (фазовой постоянной) и измеряется в радианах или градусах на 1 км длины кабеля. При увеличении частоты передаваемого тока происходит увеличение, а (см. рис. 80). Таким образом, коэффициент распространения у характеризует изменение передаваемого тока (напряжения) одновременно как по абсолютной величине, так и по фазе на 1 км длины кабеля и является важным параметром, определяющим кабель как электрическую линию связи. В практике частотные характеристики кабелей нередко оценивают с помощью величины Ul/U0, I/I0 или Pl/P0, называемых коэффициентами передачи соответственно по напряжению, току или мощности. Бронированные кабели характеризуются уменьшением коэффициентов передачи при возрастании частоты тока в кабеле, наиболее резко, проявляющемся при частотах более 10 кГц. Данные о вторичных электрических параметрах геофизических кабелей приведены в табл. 8. Основные технические характеристики типовых бронированных геофизических каротажных кабелей, выпускаемых российскими предприятиями ЗАО "Псковгеофизкабель", ЗАО "Пермгеокабель", АОЗТ НПЦ "Гальва", представлены в таблице. Марка кабеля КГЛ 1х0,75-30-90 (150, 200) КГ 1х0,75-55-90 (150, 200) КГ 1х1,5 -55-90 (150, 200) КГЛ 3х0,5-40-100 (150) КГ 3х0,75-60-90 (150, 200) КГ 3х1,5 -70-90 (150) КГ 7х0,75-75-90 (150, 200) Наружный диаметр кабеля, мм 6,3 Электрическое сопротивление жил, не более, Ом/км 25 8,8 9,4 8,4 10,2 10,7 12,3 25 15 39 25 15 25 Расчетный вес 1 км кабеля, кг 171,9 (171,4 175,6) 317,7 (317,0 334,6) 346,4 (345,4 366,9) 259,4 (261,5) 402,0 (400,0 420,5) 442,2 (441,7) 530,6 (529,6 570,4) В маркировке кабеля первая цифра указывает число жил кабеля, вторая и последующие – соответственно номинальное сечение жил, мм2, разрывное усилие, кН, последняя – максимальную рабочую температуру, °С, в скобках указаны другие варианты соответствующих значений температур и расчетного веса кабеля. Срок службы кабеля характеризуется общим пробегом, включая спуски и подъемы через мерный ролик до полного износа кабеля. Этот пробег для бронированных кабелей в зависимости от условий эксплуатации составляет 900–1500 км. Наряду с типовыми бронированными кабелями все большее применение находят кабели специального назначения, также выпускаемые отечественными предприятиями, ЗАО "Пермгеокабель" и др. Сверхминиатюрный кабель диаметром 3,6 мм служит для исследования скважин с герметизированным устьем и может использоваться взамен стальной проволоки для спуска в скважину автономных приборов. Шланговые многожильные кабели используются для изготовления кос и зондов скважинных приборов. Специальные уникальные кабели с повышенной осевой жесткостью обеспечивают не только спуск, но и проталкивание приборов на забой наклонных и горизонтальных скважин. Кабель грузонесущий геофизический с волоконно-оптическим каналом связи позволяет передавать сигнал от скважинных приборов практически без ограничений по объему информации, что обеспечивает проведение исследований видеокамерами, сканирование стенок скважины и др. Лекция 11. Характеристика первичной измерительной информации. Виды сигналов и их математическое описание. Информация и сигнал. Временное и частотное представление сигналов. Спектры и корреляционные характеристики сигналов. Принципы телеизмерений. Методы передачи сообщений при телеизмерениях. Непрерывные виды модуляции сигналов (AM, ЧМ, ФМ). Импульсные виды модуляции сигналов (АИМ, ФИМ, ШИМ, ЧИМ, КИМ). Спектры модулированных колебаний. Требования к современным телеизмерительным системам. Комплексные цифровые геофизические телеизмерительные системы с повторной модуляцией: кодофазо-импульсная (КИМ-ФИМ), время-импульсные телеизмерительные системы (ВИТС, КИМ-ВИМ). СПЕКТРАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИГНАЛОВ Разложение первичных сигналов на частотные составляющие, что и представляет сущность спектрального анализа, уже само по себе дает много информации о объекте исследования. Еще более разнообразны возможности спектрального анализа при фильтрации исходных данных, оценке погрешностей и сравнении эффективности различных методик обработки геофизических данных. Спектральный анализ применим для различных моделей геофизических полей, заданных детерминированными или случайными функциями, для периодических и непрерывных сигналов. Спектральные преобразования выполняют с использованием исходных сигналов s(x), заданных в дискретные моменты наблюдений x = i⋅Δx = i⋅Δ. Разложение дискретной функции с периодом 2π может быть представлено рядом Фурье: ∞ s ( x) = a 0 + 2∑ (a k cos kx + bk sin kx), (7) k =1 Фурье: где х – значение угла в пределах периода; k = 0; 1; 2; .... ; ak, bk – коэффициенты ak = bk = 1 2π 1 2π π ∫ s ( x ) cos kxdx −π (k = 0; 1; 2; ... ). (8) π ∫ s ( x ) sin kxdx −π (k = 1; 2; 3; ... ). (9) В практике ГИС применяют сигналы s(t), являющиеся функцией глубины скважины или времени, поэтому выражение аргумента x в угловых единицах имеет вид 2πt/T или 2πtf1. Величина f1 = 1/T называется основной частотой сигнала, она соответствует периоду T, равному длине интервала обработки. Величина f1 выражается либо в периодах в секунду или герцах, если Δ измерено в секундах, либо в периодах на метр, если Δ измерено в метрах. В последнем случае она называется приведенной частотой η и связана с частотой f1 следующим образом: η= f1 V , ( 10 ) где V – скорость движения скважинного прибора. Большинство сигналов s(t) при цифровой регистрации ГИС в функции глубины скважины можно считать дискретными и удовлетворяющими условиям Дирихле 1. Разложение указанных сигналов s(t) в ряд Фурье запишем в виде: ∞ s (t ) = a 0 + 2∑ (a k cos 2πkf1t + bk sin 2πkf1t ). k =1 При этом коэффициенты ряда Фурье ak = bk = 1 T 1 T T/ 2 ∫ s(t ) cos 2πkf tdt 1 −T/2 (k = 0; 1; 2; ... ). ( 12 ) T/2 ∫ s (t ) sin 2πkf 1 tdt − T/2 (k = 1; 2; 3; ... ). ( 13 ) Исходный сигнал s(t) в результате разложения (11) представляется суммой синусоидальных и косинусоидальных функций, частоты fк которых кратны основной частоте fk = k f1, иначе они называются гармониками основной частоты, их периоды Tk = T/k, а амплитуды ak и bk. Наивысшей из частот является частота frр = 1/2Δ. Эта частота соответствует периоду, равному двум интервалам отсчета, и называется частотой Найквиста. Коэффициент a0 в разложении (11-13), как нетрудно видеть из (12), является средним значением сигнала на интервале его периода. Далеко не всегда геофизические сигналы можно считать периодическими, поэтому практическое значение имеет рассмотрение спектров апериодических непрерывных сигналов. Апериодический сигнал можно считать периодическим с неограниченно увеличивающимся периодом, например, для спектральных преобразований s(x) = е-х полагают величину Т стремящейся к бесконечности. По мере того как Т стремится к бесконечности, частотный интервал между соседними гармониками в спектре становится бесконечно малым, что приводит к непрерывному распределению амплитуд по частоте. Прямое преобразование Фурье (частотный анализ), выраженное в комплексной форме, сводится к определению комплексного спектра S(f) функции s(t), и для реальных, не строго периодических колебательных процессов представляется в виде интеграла Фурье: ∞ S( f ) = ∫ s(t )e − 2πft dt , ( 14 ) −∞ где f – частота в Гц, S(f) – комплексный (амплитудный и фазовый) спектр функции. Обратное преобразование Фурье (синтез функции) имеет вид: ∞ S (t ) = ∫ S ( f )e − 2πft df . ( 15 ) −∞ Широко используется тригонометрическая форма ряда Фурье, для которой вводятся амплитуда Ak и фаза ϕk k-й гармоники, связанные с коэффициентами Фурье соотношениями a2 +b 2, k k tgϕk = ak/bk. Ak = Тригонометрическая форма ряда Фурье ( 16 ) ∞ s (t ) = A0 + 2∑ ( Ak ⋅ sin 2πkf 1t + ϕ k ). дискретизации должна, по меньшей мере, вдвое превосходить граничную (максимальную) частоту спектра сигнала. Геофизическую информацию можно, с известной степенью точности, рассматривать как функцию с ограниченным спектром, т. е. спектром, не содержащим составляющих с частотой выше некоторой частоты fc, обычно называемой частотой среза, такой частоты, при которой амплитуды кривой s(t), восстановленные методом обратного преобразования Фурье, будут отличаться от исходных на заданное значение (например, не более 1%). Каждая непрерывная функция с ограниченным спектром частот может быть представлена в виде отдельных отсчетов (т. е. дискретной), если максимальный интервал между отсчетами не превышает Δt = k =1 Распределение амплитуд гармонических составляющих сигнала Аk в зависимости от частоты (номера гармоники) называется амплитудным спектром (или амплитудно-частотным), распределение фаз этих составляющих ϕk от частоты – фазовым спектром. Амплитудный и фазовый спектры показывает не только значения амплитуд, соответствующих отдельным частотам, но и предписывает в каких фазах их нужно сложить, чтобы получить исходную временную функцию s(t). Спектр представляют графически в виде зависимости амплитуды или фазы сигнала от частоты (амплитудный или фазовый спектр соответственно). Спектр гармонического колебания A = A0cos(ωt) имеет вид одной спектральной линии (рис. 12, а) на частоте ω0. Спектры периодических процессов, которые длятся бесконечно долго, носят линейчатый характер, они состоят из определенных линий, соответствующим дискретным частотам: 0; f1; f2 = 2f1 и т.д. (рис. 12). Спектр непрерывной функции при выполнении граничных условий преобразований Фурье – не линейчатый, а сплошной. Таким образом, практически любой дискретно заданный геофизический сигнал можно представить в виде амплитудного и фазового спектров, образованных гармониками основной частоты 1/nΔ, полагая интервал задания сигнала его периодом. Максимальной из этих частот является частота 1/2Δ, поэтому сигнал s(t) имеет ограниченную полосу частот. В тех случаях, когда спектральный анализ проводится для дискретно полученных наблюдений, интервал, выбранный для обработки, определяет нижнюю частотную границу спектра f1 = 1/T, а шаг наблюдений Δ – верхнюю частотную границу fгр. = 1/2Δ. Величиной 1/T характеризуется также спектральная разрешающая способность, т.е. разность между последовательно разделившимися частотами Δf = 1/T. Чтобы информация о физическом поле была бы минимально искажена, интервал дискретизации аналогового сигнала, шаг квантования цифровых данных задают на основании теоремы Котельникова: любой сигнал s(t) с ограниченным спектром определяется однозначно своими значениями, расположенными через интервал Δt = 1/2fгр. Следовательно, знание значений s(t) в моменты времени t = iΔt = i/2fгр. достаточно для полного восстановления исходной функции при Δt = 1/2fгр. Иначе, для точного восстановления непрерывного сигнала по его дискретным значениям частота 1 2 fc На рис. 12 показаны графики часто встречающихся в геофизических измерениях функций s(t) и соответствующие им амплитудные спектры S(f). При спектральном анализе геофизических данных широко используются основные свойства преобразований Фурье: свойства линейности, подобия, смещения спектра, свертки и др. Например, свертка двух сигналов используется при построении алгоритмов фильтрации, так как спектр свертки сигналов равен произведению спектров этих сигналов, т.е. ∞ ∫ s (t )s 1 2 (t − τ )dτ ↔ S1 (ω ) S 2 (ω ). −∞ МОДУЛИРОВАННЫЕ СИГНАЛЫ ТЕЛЕИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ В связи со значительным многообразием телеизмерительных систем (в том числе и скважинных) в основу их классификации могут быть положены различные признаки: принцип действия, род измеряемой величины, дальность действия и т. п. Наибольшее распространение получила классификация по параметру сигнала, передающего измерительную информацию. Для формирования сигнала могут быть использованы постоянные состояния, колебания или импульсы любой физической природы, которые рассматриваются как носители информации. Как уже отмечалось, в скважинных телеизмерительных системах обычно используют электрические каналы связи, поэтому в них передача информации осуществляется путем изменения одного из параметров тока или напряжения. Процесс управления этим параметром, посредством измеряемой величины называется модуляцией, преобразуемый электрический сигнал – несущим, а сама измеряемая величина – модулирующим сигналом. Основное назначение модуляции – уменьшить действие помех в канале связи. Если несущий сигнал изменяется по гармоническому закону, т. е. определяется выражением то изменению могут подвергаться амплитуда Umax, частота ω или фаза ϕ колебания. Соответственно происходит амплитудная, частотная или фазовая модуляция (рис. 2). При амплитудной модуляции (AM) под воздействием модулирующего сигнала происходит изменение амплитуды несущего сигнала в соответствии с выражением где m = Δϕ/ϕ – глубина модуляции (Δϕ – девиация амплитуды, т.е. наибольшее изменение амплитуды несущего сигнала); f(t) =х/хmax – закон изменения модулирующего сигнала (хmах – максимальное изменение сигнала). При частотной модуляции (ЧМ) под влиянием управляющего сигнала изменяется частота несущего сигнала: здесь m = Δϕ/ϕ – глубина модуляции (Δϕ – девиация частоты – наибольшее изменение частоты сигнала). При фазовой модуляции (ФМ) происходит изменение фазы несущего сигнала под воздействием модулирующего сигнала: где от m= Δϕ/ϕ – глубина модуляции (Δϕ – девиация фазы, т. е. наибольшее изменение фазы модулированного сигнала относительно опорного немодулированного) Частотная и фазовая модуляции иногда объединяются под общим названием угловой модуляции. Рис. 2. Модуляция гармонического сигнала а – модулирующий сигнал; б– сигнал AM; в – сигнал ЧМ; г – немодулированный (опорный) сигнал; д - сигнал ФМ Рис. 12. Временные функции и их спектры: Т – видимый период колебаний; f1 – частота, соответствующая видимому периоду; Δt – длительность импульса Как указывается в работе на практике могут встретиться смешанные виды модуляции – амплитудно-частотная ли амплитудно-фазовая, при которых гармоническое колебание изменяется одновременно по амплитуде и частоте (фазе). Обычно один из видов модуляции является полезным, т.е. выражает закон передаваемого сигнала, другие – паразитными. В качестве несущего сигнала может быть использована и периодическая последовательность импульсов (обычно прямоугольной формы), характеризующихся определенной амплитудой, длительностью, частотой следования и фазой, т. е. сдвигом во времени относительно начального положения (рис. 3,а). Изменяя модулирующим сигналом (рис. 3, б) любой из перечисленных признаков периодической последовательности импульсов, можно получить следующие виды импульсной модуляции. 1. Амплитудно-импульсную модуляцию (АИМ) – изменение амплитуды U импульсов в соответствии с передаваемым сигналом (рис. 3,в), 2. Широтно-импульсную модуляцию – изменение длительности τи импульсов в соответствии с передаваемым сигналом (рис. 3, д). 3. Частотно-импульсную модуляцию (ЧИМ) – изменение частоты f следования импульсов по закону передаваемого сигнала (рис. 3,г). Частным случаем ЧИМ является счетно-импульсная модуляция, выражающаяся в изменении количества импульсов за определенный промежуток времени под действием модулирующего сигнала. 4. Фазово-импульсную модуляцию (ФИМ) – изменение величины сдвига импульсов во времени Δt относительно начального положения по закону передаваемого сигнала (рис. 3, е). Фазово-импульсная модуляции иначе называется время-импульсной модуляцией (ВИМ). Частными случаями ВИМ являются широтно-импульсная и интервально-импульсная модуляции. Если модуляция заключается не в изменении параметров одного импульса, а в изменении параметров комбинации нескольких импульсов (их количества, расположения в сигналах), то она называется кодо-импульсной модуляцией (КИМ) (рис. 3,ж). Все импульсные сигналы могут иметь высокочастотное заполнение, т.е. представляют собой сигналы несущей частоты (радиоимпульсы). В связи с этим применяют двойное обозначение видов модуляции, например АИМ-ЧМ, КИМ-ФМ и др., где второй вид модуляции относится к сигналам несущей частоты зависимости от используемого вида модуляции различают следующие разновидности телеизмерительных систем. 1. Системы интенсивности тока или напряжения, в которых изменение измеряемой величины приводи соответствующему изменению амплитуды тока или напряжения в канале связи (системы с AM и АИМ, системы постоянного тока). При использовании проводного канала связи предпочтительны системы передачи постоянного тока или напряжения, так как в этом случае уменьшаются погрешности, обусловленные непостоянством параметров линии связи по сравнению с системами переменного тока. Это связано с тем, что при установившемся режиме передачи постоянный ток в линии связи зависит только от сопротивления проводов и качества их изоляции, тогда как величина переменного тока определяется также индуктивностью и емкостью линии связи. Изменение этих параметров часто приводит к существенному изменению амплитуды передаваемого сигнала. II. Частотные системы, в которых под воздействием измеряемой величины изменяется частота переменного тока (системы ЧМ) или видеоимпульсов постоянного тока (системы ЧИМ). Поскольку в таких системах определяющим является частотный признак электрического сигнала, изменение параметров канала связи не вносит дополнительной погрешности в результаты измерения, в чем заключается существенное преимущество частотных систем перед системами интенсивности. III. Временные системы (системы времени), в которых измеряемая величина определяет длительность импульсов постоянного тока (системы ШИМ), интервал между импульсами или положение импульсов относительно начального положения (система ИИМ), а также угол сдвига фаз двумя синусоидальными токами – напряжениями (системы ФМ). При передаче информации в виде импульсов тока или напряжения изменение параметров линии связи приводит к искажению фронтов импульсов и появлению погрешности в результатах измерения. Уменьшение этой погрешности достигается путем соответствующего подбора длительности импульсов. Фазо-синусоидальные системы требуют наличия двух проводных линий связи, что ограничивает их практическое применение. Рис. 3. Модуляция импульсного сигнала: a – немодулированная последовательность импульсов; б – модулирующий сигнал; в – сигнал АИМ; г – сигнал ЧИМ; д – сигнал ШИМ; е – сигнал ФИМ; ж – сигнал КИМ Лекция 12. Помехи при геофизических измерениях. Сравнительная оценка помехоустойчивости различных видов модуляции. Основные способы борьбы с помехами в геофизической аппаратуре. Приемы борьбы с помехами, обусловленными изменением сопротивления цепи и наличием в измерительной цепи потенциалов СП. ПОМЕХИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЯХ Флуктуационные помехи, представляющие собой хаотическую последовательность импульсов, амплитуда которых обычно не превышает уровня полезного сигнала. Это позволяет уменьшить влияние флуктуационных помех введением элементов, настроенных на определенный уровень, несколько превышающий амплитуду помех. Синусоидальные помехи, которые состоят из одного или нескольких гармонических колебаний и обычно являются результатом воздействия силовых цепей или промышленных установок. Влияние таких помех обычно устраняют с помощью полосовых фильтров, пропускающих сигнал информации определенной частоты, или заграждающих фильтров, настроенных на частоту помехи. В случае совпадения частоты сигнал информации и помехи, последняя может быть устранена с по мощью различных фазочувствительных элементов. Импульсные помехи, проявляющиеся в виде одиночных импульсов или серии импульсов, амплитуда, длительность и период следования которых в общем случае являются случайными величинами. Источниками таких помех, служат промышленные установки, коммутирующие устройства, плохой контакт в электрических соединениях и т. п. Основной частью телеизмерительной системы, наиболее подверженной воздействию помех, является канал связи. Мерой помехоустойчивости Средств измерения служит динамический диапазон D = xmax/Δ, где xmax – максимальное значение измеряемой величины; Δ – абсолютная погрешность измерения. Динамический диапазон рассчитывают по формуле Помехи при электрометрии скважин Помехи, обусловленные спецификой условий геофизических измерений в скважинах, зависят от различных физических и химических явлений, происходящих в скважине, на контактах скважины с горными породами, на границах пластов и на поверхности электродов, находящихся в промывочной жидкости. Часть из этих явлений и процессов приводит к появлению полезной информации: диффузионноадсорбционные, фильтрационные, окислительно-восстановительные потенциалы связаны с геологическими свойствами пластов. Другая, не менее значимая, часть является помехой при проведении измерений методом ПС: изменение электродной разности потенциалов, трибополяризация, гальванокоррозия и др. При размещении электрода в промывочной жидкости или горных породах катионы атомов металла переходят в раствор, избыточные электроны атомов остаются в электроде и сообщают ему отрицательный электродный потенциал. Этот процесс обратимый, в конечном счете устанавливается некоторое равновесное значение электродного потенциала, которое зависит от природы металла и раствора и от концентрации солей в растворе. Так как электроды М и N и условия их заземления различны, то в измерительную цепь вводится электродная разность потенциалов, являющаяся помехой. Электродная разность потенциалов имеет значительную постоянную составляющую, она может быть намного больше ее переменной составляющей, подлежащей измерению. Чтобы провести с достаточной точностью измерения разности потенциалов, в цепь, предназначенную для измерений ПС, вводят постоянную разность потенциалов, которая скомпенсировала бы постоянную составляющую разности потенциалов ПС Прибор, служащий для введения в измерительную цепь разности потенциалов постоянного тока, называют компенсатором поляризации. Переменная составляющая электродной разности потенциалов чаще всего связана с изменением состояния поверхности электрода, например, вследствие смены состава окислов на поверхности металла или отложения в ней слоя какой-либо соли. Последнее часто наблюдается, если электрод попадает в раствор другого солевого состава по сравнению с тем, в котором он находился ранее. Во избежание изменения поляризации электроды изготовляют из свинца, так как по сравнению с другими проводниками (медь, сталь и т.д.) он дает меньший и наиболее постоянный электродный потенциал. Если применение свинца недостаточно для обеспечения устойчивости электродного потенциала, пользуются неполяризующимися электродами: с хлористым свинцом, упрощенные (без хлористого свинца), с уксуснокислым свинцом. Преимущественно применяют неполяризующиеся электроды с хлористым свинцом. Гальванокоррозия. На контакте металлических частей спущенной в скважину установки (зонда, скважинного прибора) с промывочной жидкостью возникают, как и обычно на контакте металла с электролитом, электродные потенциалы. Если детали установки изготовлены из разных металлов, то их электродные потенциалы будут разными. В этом случае под действием разности электродных потенциалов отдельных частей установки возникают токи, называемые токами гальванокоррозии. Потенциалы, создаваемые токами гальванокоррозии, изменяются в зависимости от удельного сопротивления горных пород и могут иметь большее значение по сравнению с потенцалами ПС. Влияние гальванокоррозии уменьшают при удалении электрода, которым, измеряется ПС, от скважинного прибора, груза или путем покрытия металлических частей установки слоем изоляции. Трибополяризация обусловлена движением электрода по скважине. Защита неполяризующиеся электроды. Процесс оседания шлама в стволе скважины вызывает потенциалы оседания. Намагниченность лебедки. В некоторых случаях стальные детали подъемника намагничиваются и при вращении барабана лебедки индуцируют э.д.с. в кабеле. Эта э.д.с. искажает кривую ПС. Помеха проявляется колебаниями с периодом, соответствующим обороту барабана лебедки (1-3 м), амплитуда помехи составляет несколько милливольт. При намагниченности лебедки следует сменить или размагнитить ее. Для размагничивания через кабель, намотанный на барабан лебедки, пропускают переменный ток частотой 50 Гц (изменяющийся по силе от максимума до нуля). Помеха, обусловленная изменением во времени токовой обстановки в месте расположения электрода N: блуждающие токи промышленной частоты, теллурические токи. С целью исключения этой помехи необходимо подобрать соответствующее для измерений время или применять стабильные зонды. Изменение сопротивления цепи. Изменение сопротивления токовой цепи практически не влияет на результат измерения, поскольку ток стабилизируется обратной отрицательной связью электронного генератора. Относительная погрешность измерения КС вследствие изменения сопротивления ΔR3 измерительной цепи равна относительной величине изменения сопротивления цепи. В терригенном разрезе ΔR3 электрода составляет 10-12 Ом. В карбонатном разрезе при большем удельном сопротивлении пород AR3 достигает 40 Ом, в коллекторах ΔR3 не превышает 10-12 Ом. Первичная обмотка входного трансформатора имеет сопротивление 600 Ом. Таким образом, составляющая относительной погрешности вследствие изменения сопротивления измерительной цепи 5 = ± 1 % (не более). Влияние канала на канал. Влияние одного канала на другой в многоканальных аналоговых телеизмерительных системах определяется частотными характеристиками полосовых фильтров. Помехи в цепи КС, вызванные разностью потенциалов между электродами М и N, в значительной мере устранены на входе канала КС емкостью С, которая совместно с первичной обмоткой входного трансформатора представляет собой фильтр, настроенный на частоту 300 Гц фазочувствительного выпрямителя, преобразующего помеху ПС в переменный ток. Помехи ПС в канале КС составляют не более 1%. Утечки. Основная причина утечек тока - нарушение изоляции зондовой установки. Качество изоляции характеризуется ее электрическим сопротивлением, уменьшение которого увеличивает утечку. Нарушение изоляции жилы кабеля зондовой установки образует заземление утечки, идентичное по назначению электроду, включенному в данную жилу. Заземление утечки с частью электродов представляет собой дополнительную трехэлектродную установку, изменяющую измеряемую разность потенциалов.ΔUMN Например, в схеме (рис. 10) нарушена изоляция в точке а. Обозначим сопротивление утечки токовой цепи от места нарушения изоляции до электрода А, включая и его сопротивление заземления, R а сопротивление утечки Ry. Ток через электрод А становится меньше установленного его значения на величину тока утечки Iу: где К, Ку - соответственно коэффициенты зондов AMN и aMN установки, состоящей из заземления а утечки и электродов М и N. Относительная погрешность, обусловленная утечкой Из равенства (3.5) следует, что относительная ошибка в определении ρк возрастает с увеличением коэффициента зонда и уменьшением сопротивления утечки и зависит от расстояния между местом утечки и измерительными электродами. Погрешности значительно возрастают при нахождении места утечки вблизи электродов А или М. Например, если утечка тока расположена на расстоянии 2 см от электрода М (утечка произошла вследствие повреждения изоляции питающей жилы при монтаже электрода М), то при измерениях двухметровым зондом ошибка в определении ρк превысит 10% при сопротивлении участка токовой цепи R . = 100 Ом и сопротивлении R = 1 МОм, т.е. если в месте утечки будет ответвляться всего 0,01 % тока. Ошибка в измерении кажущегося сопротивления не зависит от того, каким зондом (прямого или взаимного питания) оно измерено. Емкостные утечки. Кроме утечек тока, обусловленных несоврешенством изоляции электрических цепей, при питании измерительной схемы переменным током, возникают емкостные утечки. Для переменного тока емкость цепей эквивалентна нарушению изоляции с сопротивлением, приблизительно обратно пропорциональным частоте тока питания. Хотя при частоте 300 Гц емкость жил кабеля относительно брони имеет сравнительно небольшое сопротивление (500 Ом) и токи утечки через нее довольно значительны, вызванные ими помехи невелики, так как утечка практически постоянна в процессе измерения. Индуктивные помехи. Переменный ток, проходя по косе от скважинного прибора до электрода А, индуцирует в жилах кабеля значительную по величине э.д.с. Схема измерения кажущегося сопротивления такова, что напряжение, вводимое в измерительную цепь взаимной идуктивности жил кабеля, минимально. Это, однако, наблюдается лишь в том случае, если взаимное положение жил кабеля совершенно одинаково, а схема симметрична. На самом деле наблюдается некоторая электрическая и геометрическая несимметрия жил кабеля, поэтому в измерительную цепь вводится напряжение индуктивной помехи переменного тока с частотой, равной частоте тока питания электродов А и В: Напряжение, вводимое в измерительную цепь вследствие несимметрии взаимного расположения жил кабеля, называют индуктивной помехой. Различие значений тока могут быть связаны с недостаточной симметрией жил кабеля, нарушением его изоляции, с утечками тока, в том числе и емкостными. Основной причиной индуктивных помех является ток утечки . Ток утечки определим из соотношения, аналогичного (3.3), Рис. 10. Схема измерения КС с утечкой в цепи электрода А многозондовой измерительной установки где I - расчетное значение тока, zA - комплексное сопротивление жилы А от выхода тока до места утечки. Учитывая, что на практике 1У составляет весьма малую часть тока I, заменим I - 1У ~ I, откуда Сложная зависимость индуктивной помехи от всех указанных причин затрудняет ее расчет, и, учитывая, что значительная часть индуктивной помехи устраняется при применении фазо-чувствительного выпрямителя, ограничимся оценкой погрешности от влияния индуктивных помех по опытным данным 0,5 - 2%. Лекция 13. Геофизические каналы связи. Передача информации по каналам. Основные вопросы теории передачи информации. Скорость передачи информации и пропускная способность каналов связи. Согласование характеристик сигналов с параметрами канала связи. Скважинные телеизмерительные системы. Многоканальное построение телеизмерительных систем. Частотное и временное разделение каналов. Помехи при многоканальной передаче информации. Взаимное влияние каналов связи. Способы увеличения информативности многоканальной аппаратуры. КАНАЛ СВЯЗИ Канал связи – комплекс линии связи (физической среды) и технических устройств для преобразования информационных сигналов к виду, обеспечивающему их помехоустойчивую передачу на расстояние. В геофизической практике применяются специальные каналы связи для сейсмических, аэрогеофизических, скважинных, морских исследований и работ, а также находят применение различные общетехнические каналы связи, например, для передачи данных со скважины в информационный центр по телефонным, радиорелейным, спутниковым линиям связи. Геофизические каналы связи для исследования скважин различают - по типу используемых физических носителей сигналов, линии связи: проводной (кабельный) и беспроводной (используемая физическая среда – столб жидкости или металлическая колонна в скважине, горные породы); - по виду используемой энергии для передачи сигналов: электрические, электромагнитные, акустические, гидравлические, механические, оптические и комбинированные; - по виду модуляции сигналов: амплитудный, частотный, частотно-импульсный, время-импульсный, кодо-импульсный. Наибольшее распространение в практике ГИС получили проводные (кабельные) каналы связи. Каналы связи с использованием грузонесущих геофизических кабелей применяются в скважинных приборах информационно-измерительных системах для выполнения основного комплекса исследования скважин: изучения геологического разреза, технического состояния скважин, контроля разработки нефтяных и газовых месторождений, выполнения прострелочно-взрывных работ в скважинах. При геофизических измерениях в процессе бурения, когда приходится наращивать трубы, в качестве линии связи применяют не сплошные кабели, а секционные или сбросные кабельные отрезки, автоматически соединяющиеся между собой при спуске их в скважину. Электрические соединения между отрезками могут быть контактными (гальваническими) или индуктивными. При бурении и эксплуатации скважин погружными электродвигателями измерительные сигналы могут передаваться по силовому кабелю на повышенной частоте. Для этой цели используют систему телеизмерения для электробурения. Беспроводные каналы связи находят применение при исследованиях скважин в процессе бурения, горизонтальных скважин и эксплуатационных скважин с большим избыточным давлением на устье. При исследованиях в процессе бурения наклонно направленных, горизонтальных скважин геофизические информационно-измерительные системы, встраиваемых в бурильный инструмент, обеспечивают, прежде всего, измерение траектории скважины и передачу данных в реальном масштабе времени, т.е. навигацию ствола скважины по каналам связи "забой – устье". Наибольшее применение в нашей стране нашли системы, реализованные в забойном инклинометре с электромагнитным каналом связи ЗИС-4 (ВНИИГИС), и "Горизонталь" с проводным каналом связи (АО НПФ " Геофизика"). Ряд отечественных и зарубежных фирм предлагают для оперативного контроля траектории скважины сбрасываемые в бурильные трубы автономные приборы. За рубежом широко применяются телесистемы фирм (Sperry Sun, Anadrill Schlumberger и др.) с гидравлическим каналом связи. В электрическом беспроводном канале связи информация передается посредством электрического поля низкой частоты. В глубине скважины один из участков бурильной трубы выполняется изолированным; электрическое поле создается между кольцевым электродом в центре изолированного участка и телом трубы. Колонна бурильных труб является линией связи, горные породы – изолятором. Передача информации ведется частотными или время-импульсными модулированными сигналами. Пара электродов на поверхности земли воспринимает сигнал. Дальность связи зависит от соотношения сопротивлений металлической колонны и горных пород. В электромагнитном беспроводном канале связи ствол скважины с колонной труб является волноводом. Прием сигнала на поверхности осуществляется с помощью антенны. Дальность действия канала связи "забой – устье" зависит от мощности забойного передатчика, частоты передаваемого сигнала, электрических свойств пластов, слагающих разрез, проводимости материала бурильных труб, электрического сопротивления бурового раствора, коэффициента согласования выходного сопротивления выходного передатчика с нагрузкой, длины электрического разделителя, уровня помех в канале и др. При значительном уровне помех на буровой вблизи ЛЭП для устойчивого выделения полезного сигнала необходимы приемные антенны, не имеющие гальванической связи с буровой, схемы компенсации (подавления помех). Выполнение указанных выше требований: мощность забойного передатчика 600 Вт, применение помехоустойчивого кодирования сигнала и др. – позволяют обеспечить дальность действия канала связи до 5 км в условиях любого геоэлектрического разреза. Электромагнитный канал связи используется в забойных телесистемах типа МАК-170, МАК-108, МАК-54, ЗИС-4 для измерения инклинометрических, технологических и геофизических (КС, ВК, АК, ГК) величин. В основе действия механических каналов связи лежит принцип создания в глубине скважины источника механических колебаний и анализа на поверхности сигналов, передаваемых по колонне бурильных труб в толще Земли. В гидравлических глубинных каналах связи информация передается по столбу жидкости, заполняющей бурильные трубы, частотно- или время-модулированными импульсами давления. На основе гидравлических канала связи разработана и применяется система измерения скорости вращения вала турбобура. Известны многоканальные системы с гидравлическим каналом связи. Ограничения в применении гидравлического канала связи в условиях России определяются качеством бурового раствора, недостаточной очисткой его от абразивных частиц, что приводит к быстрому износу управляющего клапана, выполняющего преобразования измеряемых величин в модулированные импульсы давления. В забойных телеметрических системах (ЗТС) применяются три вида акустических каналов связи – гидроакустический, акустомеханический и сейсмический. Сейсмические системы пока применяются только для пассивного контроля координат забоя вследствие недостаточной точности определения положения забоя. Отечественные акустомеханические каналы связи по колонне бурильных труб находятся в состоянии разработки. Гидроакустический канал связи использует звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, реализован в системе ЗТС ГАК. Функционально аппаратура ЗТС-42 состоит из передающего устройства, размещаемого в колонне бурильных труб и приемного тракта, устанавливаемого в устье скважины. Передающее устройство служит для формирования кодированных фазоманипулированных последовательностей сигналов, поступающих от датчиков, их усиления и передачи к устью скважины с помощью упругих колебаний, возбуждаемых акустическим излучателем в буровом растворе. В приемном тракте установлены два гидрофона, подвешенные в верхней части бурильной колонны. Гидрофоны разнесены на расстояние λ/4, где λ – длина волны в жидкости на частоте излучения. Спад звукового давления в системе ЗТС-42 на интервале глубин 1000 м составляет 30 дБ. РАЗДЕЛЕНИЕ КАНАЛОВ В зависимости от числа одновременно измеряемых величин телеизмерительные системы делятся на одноканальные и многоканальные. В многоканальных системах передача измерительной информации наиболее просто обеспечивается многожильной проводной линией связи. При ограниченном числе токопроводящих жил, а также при использовании других каналов связи (акустический, гидравлический и др.) в многоканальных системах предусматриваются следующие способы разделения измерительных каналов. Временное разделение (рис. 4), при котором осуществляется поочередная (последовательная) без перекрытия во времени передача сигналов по каналу связи. Системы с временным разделением каналов в свою очередь делятся на две группы: Рис. 4. Структурная схема (а) и временная диаграмма (б) многоканальной скважинной телеизмерительной системы с временным разделением каналов. а) спорадические системы, обеспечивающие возможность измерения определенной величины (по желанию наблюдателя или при возникновении определенных изменений в контролируемом объекте); б) циклические системы, обеспечивающие пооочередное измерение нескольких величин. В этом случае на входе и выходе канала связи устанавливаются синхронно и синфазно действующие переключающие устройства (коммутаторы), которые обеспечивают циклическое (через определенные промежутки времени Δt) переключение измерительных каналов. 2. Частотное разделение (рис. 5), при котором каждому измерительному каналу отводится определенная полоса частот (Δf1, Δf2, ..., Δfn), для чего в блоке передачи информации устанавливаются модуляторы М1, M2, ..., Mn. На поверхности с помощью фильтров Ф1, Ф2, ..., Фп и демодуляторов ДM1, ДМ2, ..., ДМn осуществляются соответственно разделение и демодуляция сигналов. Для уменьшения взаимного влияния каналов между рабочими полосами частот оставляют свободные частотные интервалы. Такие системы обеспечивают одновременную (параллельную) передачу по линии связи информации о нескольких измеряемых величинах. 3. Кодовое разделение, при котором измерительные каналы образуются кодовыми группами с определенными Рис. 5. Структурная схема (а) и частотная диаграмма (б) многоканальной скважинной телеизмерительной системы с частотным разделением каналов характеристиками (например, с определенными временными интервалами между импульсами). При изменении измеряемой величины происходит изменение параметров кодовой группы постоянстве интервалов между импульсами (если этот признак был принят в качестве определяющего параметра кодовых групп). Ha приемной стороне линии связи происходит соответствующее разделение кодовых групп. 4. Разделение по уровню, осуществляемое в тех случаях, когда сигналы, передаваемые по нескольким измерительным каналам, различаются по амплитуде. Частным случаем разделения по уровню является разделение по полярности. Реже применяются другие виды разделения сигналов: по фазе (при сдвиге фаз сигналов на 90°), по форме и т.п. Возможно комбинированное разделение каналов; например, для некоторых сигналов может быть применено частотное, а для других – временное разделение. Следует отметить, что предпочтительно использование телеизмерительных систем с временным и кодовым разделением каналов, так как в этом случае рационально используется полоса частот в линии связи, упрощается электрическая схема за счет рационального использования ряда элементов и т. д. Лекция 14. Аналоговые телеизмерительные системы (ТИС). Частотные ТИС. Частотные модуляторы и демодуляторы. Структурные схемы преобразования частоты и периода в напряжение. Телеизмерительные системы с время-импульсной модуляцией (ВИМ). Комплексирование геофизической аппаратуры. ЧАСТОТНАЯ ТЕЛЕИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА § I. Общая структура и характеристики телеизмерительной системы Особенности частотно-модулированных сигналов определяют возможности частотной телеизмерительной системы. Одновременная передача по кабелю нескольких сигналов без искажения частоты, расширение динамического диапазона за счет увеличения индекса частотной модуляции, простое, точное преобразование частотномодулированного сигнала в цифровую форму при регистрации в геофизической лаборатории обусловили в настоящее время широкое применение частотной системы в различной геофизической аппаратуре. Общая структура телеизмерительной системы ЧМ приведена на рис.20. В скважинном приборе осуществляется частотная модуляция, в лаборатории – демодуляция частотных сигналов и их регистрация в виде диаграммы, либо аналогоцифровое преобразование и регистрация на цифровые носители. В конкретных устройствах функции двух и более блоков может выполнять один общий блок. Например, вместо параметрического датчика, входного преобразователя, модулятора и генератора может использоваться генераторный датчик с естественной выходной величиной – частотно-модулированным сигналом. В указанном случае передача сигнала осуществляется непосредственно без модуляции несущей частоты, за которую при расчетах условно принимают среднюю частоту используемой полосы fmax - fmin, а коэффициент кратности частот Кf = fmax /fmin ограничен предоставленной для передачи частотной полосой Δfк=(fmax-fmin) канала связи. При линейной зависимости частоты от измеряемой величины x f = fmin+K(fmax-fmin)x очевидно что Δf Δx Δf f /f ⋅ max min , = = Δxmax f max − f min f max f max / f min − 1 Δf =γ f f где max – относительная нестабильность генератора, fmin – начальная частота γм = рабочего диапазона, fmax – частота, COOTIВствующая максимальному значению измеряемой величины, К – коэффициент преобразования. Учитывая, что Очевидно, при заданной нестабильности генератора погрешность частотной модуляции будет велика при Kf —>1, но уже при Kf = 1,5 погрешность частотной модуляции мало зависит от Kf . Для более рационального использования частотной полосы канала связи нецелесообразно выбирать Кf>1,5 Для характеристики частотной системы часто используют относительную девиацию частоты, т.e. максимальное отклонение частоты от среднего значения, отнесенное к средней части рабочего диапазона Кд = Δfmax /fср . Выразим Кд через Kf Таким образом, известные значения девиации частоты и нестабильности генератора позволяют оценить погрешность частотной модуляции. Например, в аппаратуре КСП девиация частоты выбрана Кд = 10,5%; нестабильность мультивибратора не менее.0,5%, что дает γм = 2,5%, а в термометре ТЭГ при нестабильности генератора 0,05% и частотной полосе 1500–3200 Гц погрешность модуляции составляет γм = 0,1%. § 2. Частотные модуляторы и демодуляторы Частотные модуляторы и демодуляторы являются главной неотъемлемой частью частотных систем, во многом определяющей её характеристики. Для получения частотно-модулированного сигнала могут использоваться любые известные схемы генераторов гармонических колебаний, но в геофизической практике в основном применяют три группы частотных измерительных преобразователей (модуляторов): 1.Резонаторные преобразователи с перестраиваемой частотой под действием измеряемых величин: а) механические (струнные, камертонные); б) пьезорезонансные (датчики термометров, манометров) ; в) ядерно-магнитные; частота ЯМР определяется веществом и индукцией магнитного поля, в котором находятся ядра. 2. RC- или LС-генераторы с частотно-зависимыми цепями. 3. Позиционные преобразователи, имеющие вращающиеся подвижные части, скорость вращения которых пропорциональна значению измеряемой физической величины, например, турбинки скважинных расходомеров. Струнный преобразователь представляет собой электромеханический резонатор, состоящий из натянутой между опорами струны и электромагнитного устройства для измерения ее частоты колебаний. Собственная частота колебаний страны связана с ее параметрами: длиной l , плотностью материала δ, механическим напряжением σ, массой m, модулем Юнга E и силой натяжения F следующим образом: Воздействуя на натяжение, деформацию или массу струны, можно построить унифицированную систему преобразователей, позволяющих измерять различные физические величины: линейное и угловое перемещение, температуру, давление, электрический ток и напряжение и др. При геофизических исследованиях применяется для измерения давления в аппаратуре "Пласт". Отличительной особенностью струнного преобразователя является возможность изменения его диапазона измерения в 10 –100 раз путем незначительного изменения отдельных элементов конструкции. Выходной сигнал таких преобразователей легко преобразуется в форму кода практически без потери точности. Единство метода измерения и унификация конструкций струнных преобразователей позволяют создать агрегатированную систему, отличающуюся высокими метрологическими характеристиками, надежностью, универсальностью и высокими экономическими показателями [ ]. В качестве материала для струн используют вольфрам, позволяющий получать большое начальное натяжение (109 н/м2) бериллиевую бронзу и др. Длина струн обычно лежит в пределах 20–50 мм, диаметр струн составляет сотые доли миллиметра. Для возбуждения немагнитных струн применяется магнитоэлектрический способ возбуждения колебаний: в струну, расположенную между полюсами постоянного магнита, подается переменный ток, при взаимодействии которого с магнитным полем образуется поперечная сила, вызывающая колебания струны. Во время движения струны в постоянном магнитном поле в ней наводится э.д.с, являющаяся выходной величиной струнного преобразователя. В таком случае струнный преобразователь одновременно выполняет две функции: магнитоэлектрического возбудителя и индукционного приемника. Принципиальная схема возбуждения струнного преобразователя с немагнитной струной приведена на рис.21. Большие достоинства струнных датчиков могут быть реализованы только в результате тщательной конструктивной и технологической их отработки. Решающую роль играет способ крепления струны, определяющий во многом точность, чувствительность и стабильность характеристики струнного датчика. В скважинных приборах ВНИИКАнефтегаз струна (плоская пластинка) изготовляется вместе с упругим элементом (трубчатой манометрической пружиной). Это решение позволило практически устранить влияние крепления на стабильность характеристики и уменьшить температурные погрешности, вызываемые различием коэффициентов линейного расширения применяемых материалов. Струнный преобразователь работает в диапазоне частот 100–10000 Гц; имеет температурную погрешность не более 0,1% на 10°С в интервале температур 20–80°С; ток, пропускаемый через струну, лежит в пределах 20–100 мкА: потребляемая мощность от вспомогательного источника питания порядка 15 мВт. Основной его недостаток – нелинейная зависимость частоты от силы натяжения струны. Погрешность нелинейности можно приближенно определить следующим образом: f = 1 F 1 F0 ± ΔF = = f 0 (1 ± ε )1 / 2 2 ml 2 ml , где f0 = 1 F0 ; 2 ml ε= ΔF F0 . Разлагая (1У-1) в ряд, получим: 1 1 1 f = f 0 (1 ± ε − ε 2 ± ε 3 − ⋅ ⋅ ⋅). 2 8 16 Так как ε < I , в первом приближении можно ограничиться первыми тремя членами ряда. В этом случае погрешность нелинейности определяется членом - ⅛·ε2. При выборе оптимальной градуировочной характеристики, значение нелинейности будет γл = ±(1/16)·ε2. Нелинейность характеристики и смещение начального уровня могут быть существенно уменьшены, если использовать дифференциальную схему. В этом случае измеряемый параметр воздействует на две идентичные струны, увеличивая частоту одной из них и уменьшая частоту другой. В дифференциальном преобразователе относительная максимальная погрешность в 10 раз меньше, чувствительность в два раза больше, чем в однострунном преобразователе, в идеальной схеме отсутствует аддитивная погрешность, значительно меньше нелинейность. Преобразователи с частотно-зависимыми цепями Наиболее высокими техническими показателями и сравнительно простой схемой обладает RC-генератор с Г-образным четырехполюсником в цепи положительной обратной связи. Генератор применяется в скважинных термометрах ТЭГ, Т-4, в силовом блоке геофизической станции. Обычно генераторы этого типа (рис.22) выполняют по мостовой схеме (мост Вина) с применением отрицательной обратной связи, которая повышает стабильность частоты генератора и улучшает форму кривой выходного сигнала. Самовозбуждение колебаний возникает на частоте ω0, при которой сдвиг фаз по замкнутому контуру генератора φ0 = 0 или 2кπ: При этой частоте коэффициент передачи RС-цепи γ0 равен Если учесть, что цепь отрицательной обратной связи состоит из резисторов, и считать, что фазовый сдвиг в усилителе равен нулю, баланс амплитуд будет при условии компенсацию путем подбора элементов с различными по знаку температурными коэффициентами. Симметричный мультивибратор с положительным напряжением на сетке основной вид частотного модулятора геофизической аппаратуры (рис.23), применяется в приборах серии Э, КСП и др. Собственно мультивибратор собран на лампах Л2 и ЛЗ. Лампа ЛI работает в режиме усилителя-ограничителя входных сигналов. где К – коэффициент усиления усилителя, β – коэффициент передачи цепи отрицательной обратной связи, для схемы (рис. ) Из выражения (* ) следует, что для определенного значения коэффициента усиления К необходимо соответствующее значение коэффициента передачи цепи отрицательной обратной связи. В генераторах применяют усилители с большим коэффициентом усиления. В этом случае l/К << γ, и баланс амплитуд имеет место при β ≈ γ. Регулирование частоты генератора обычно осуществляют одновременным изменением двух сопротивлений так чтобы их отношение сохранялось постоянным. Выполнение указанного условия необходимо для сохранения баланса фаз. Изменение фазовой характеристики можно значительно уменьшить путем одновременного увеличения коэффициента усиления и отрицательной обратной связи. Погрешность преобразования зависит от нестабильности частоты генератора, например, обусловленной непостоянством параметров цепи положительной обратной связи и изменением фазовой характеристики усилителя. Если уравнение (*) прологарифмировать, затем продифференцировать и перейти к конечным приращениям, получим относительную погрешность Из выражения (*) следует, что относительную погрешность, вызванную непостоянством параметров цепи положительной обратной связи, можно значительное уменьшить при использовании высококачественных элементов R и С, а также применяя Мультивибратор генерирует прямоугольные симметричные импульсы, которые снимаются, с анода лампы 13 и подаются на RС-фильтр нижних частот RI4.C3 и Д15,С4, отфильтровывающий высокочастотные составляющие спектра прямоугольных импульсов. На выходе фильтра сигнал имеет форму близкую к синусоидальной. Частота мультивибратора зависит от постоянной времени τ разряда емкостей CI и С2: и от соотношения напряжений на сетках Uc и анодах Ua ламп Л2 и ЛЗ. Период колебаний мультивибратора определяется следующей формулой [ ]: где: Uм=U0=U~ – модулирующее напряжение, снимаемое с выхода усилителя Л1; Ua0 – анодное напряжение открытой лампы мультивибратора. В многоканальной аппаратуре мультивибраторы отличаются только параметрами" время задающих цепей С2, R8, R9 и C1, R10, R11. В серийных модуляторах, выполненных по схеме рис.23 выходной сигнал величиной 2,1 В обеспечивает относительную девиацию частоты ±10,5%. При условии питания зонда и электронной схемы мультивибратора от общего источника Е соответственно величины Uм и Ua0 пропорциональны напряжению Е, а период колебания мультивибратора, как видно из выражения (*), практически не зависит от нестабильности питающей .сети. Это свойство мультивибратора уменьшает составляющую погрешности от нестабильности тока питания до 1% / 10% Uпит. Демодуляторы. В частотных телеизмерительных системах ГИС в лаборатории производится измерения частоты, числа импульсов, периода и фазы. Измерения выполняют цифровым или аналоговым способом. Цифровое измерение частоты сводится к счету числа импульсов или периодов переменного тока на фиксированном временном отрезке. Поскольку время относится к наиболее точно измеряемым величинам, то измерение частоты может осуществляться с высокой точностью. На рис.24 показана структурная схема, поясняющая принцип измерения частоты. Схема содержит нормальной закрытый ключ K1, счетчик импульсов и блок управления, состоящий из генератора стабильной частоты, пересчетной схемы, ключа К2 и управляющего триггера. В исходном состоянии ключи K1 и К2 закрыты. При подаче импульсов по шине "Пуск" счетчик сбрасывается на нуль, а триггер открывает ключи K1 и К2. С этого момента в счетчик и пересчетную схему начинают поступать импульсы. После прохождения от генератора заданного количества импульсов, равного емкости пересчетной схемы, поступает команда, возвращающая триггер в первоначальное состояние. При этом K1 и К2 закрываются, счет прекращается. В счетчике записано число пропорциональное измеряемой частоте f . При достаточном времени отсчета Δt погрешность измерения частоты определяется только нестабильностью генератора опорной частоты. Примети кварцевую стабилизацию частоты, можно уменьшить погрешность до 10-5 — 10-7 При аналоговом воспроизведении информации большое распространение получили демодуляторы частотных сигналов, основанные на принципе усреднения и др. В частотном демодуляторе, основанном на принципе усреднения, сигнал ЧИМ или ЧМ переформировывается в последовательность "дозированных" импульсов с постоянным зарядом q0: Если частота дозированных импульсов равна или пропорциональна измеряемой частоте, то при неограниченном времени следования импульсов среднее значение импульсного тока Jср определяется как В качестве дозированных импульсов используются прямоугольные импульсы постоянной амплитуды и длительности, импульсы экспоненциальной формы и др. Упрощенная схема аналогового измерения частоты приведена на рис.25а. Для формирования прямоугольных импульсов обычно используется одновибратор, управляемый сигналом, поступающим из канала и предварительно обработанным с целью получения крутых фронтов. Одновибратор, в свою очередь, управляет ключом, пропускающим импульсы тока в цепь измерительного прибора. Обладая достаточной инерционностью, аналоговый электроизмерительный прибор дает показания пропорциональные среднему току Jср. Линейное преобразование периода в напряжение, например, в аппаратуре ТЭГ, производится с помощью схем, приведенной на рис.25,б. Прямоугольный импульс своим передним фронтом через дифференцирующую схему запускает генератор линейно изменяющегося напряжения ГЛИН. В момент окончания входного импульса сформированный сигнал открывает ключ и напряжение, существующее в этот момент на выходе ГЛИН и пропорциональное длительности временного интервала, поступает на аналоговый электроизмерительный прибор с достаточной постоянной времени интегрирования. Погрешности преобразования период-напряжение обусловлены нелинейностью и нестабильностью ГЛИН, конечной крутизной фронтов управляющих сигналов, остаточным напряжением на открытом ключе. Лекция 15. Квантование измерительных сигналов. Квантование сигналов по времени, уровню и координатам. Равномерное и неравномерное квантование. Равномерное квантование. Статические и динамические погрешности квантования. Восстановление непрерывной функции при дискретизации по теореме Котельникова. Восстановление сигнала по дискретным данным. Определение оптимального шага дискретизации в зависимости от вида восстанавливающей функции и критерий оценки верности воспроизведения. Неравномерное квантование. Алгоритмы адаптивного квантования. Сжатие измерительных данных. Методы и алгоритмы сжатия данных. Обратимое и необратимое сжатие данных. Показатели качества алгоритмов сжатия. ОСНОВЫ ЦИФРОВОЙ РЕГИСТРАЦИИ ПРОМЫСЛОВОГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Общий недостаток всех рассмотренных выше регистрирующих приборов – трудность ввода результатов измерения, представленных в виде диаграмм, в вычислительную машину для последующей обработки. В этом отношении весьма удобны многоканальные регистраторы с ферромагнитным носителем (магнитная лента, проволока), получающие в последние годы все более широкое применение. При аналоговой магнитной записи используют различные виды модуляции – амплитудную, частотную или фазовую. Регистрация сигналов на магнитную ленту в аналоговом виде широко распространена для записи звука и телевизионных изображений, но' для записи измерительной информации ее применяют крайне редко из-за нестабильности коэффициента передачи канала «запись– воспроизведение» и др. Кроме того, аналоговые регистраторы не всегда обеспечивают необходимую точность, быстродействие, помехоустойчивость. Указанные недостатки отсутствуют при цифровой регистрации результатов измерения. Цифровая регистрация также обладает рядом дополнительных методических преимуществ, на пример, помехоустойчивой передачей на большие расстояния по различным каналам связи как по геофизическому кабелю, так и по радиоканалам; при большей многоканальности – регистрацией дополнительных параметров, позволяющих учитывать погрешности и исправлять искажения в каналах связи; записью быстроменяющихся величин, в том числе и результатов измерения приборами, работающими в импульсном режиме. Важное преимущество цифрового представления информации – удобство непосредственного ввода ее в ЭВМ. Этим самым обеспечиваются автоматизация и большая производительность процесса обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин; повышение геологической эффективности, т. е. при применении более сложных и точных физикоматематических моделей изучаемого разреза, большего количества вариантов методов интерпретации более детальный анализ промыслово-геофизических данных; исключение ошибок, связанных с недостаточной квалификацией интерпретаторов. Но цифровые регистраторы сложнее, дороже, поэтому рационально применять их в многоканальном варианте, при этом используется много общих блоков и узлов. Дискретизация и восстановление информации Для цифровой регистрации и дальнейшее интерпретации с помощью ЭВМ результатов промыслово-геофизических исследований скважин необходимо прежде всего перейти от аналоговых величин, получаемых большинством датчиков скважинных приборов, к последовательности чисел ai, представляющих величины измеряемых параметров на дискретных глубинах zi. Значения геофизических параметров отсчитывают с постоянным или переменным интервалом глубин, называемым шагом квантования (дискретизации) по глубине, в зависимости от которого различают равномерную и неравномерную систему квантования. В равномерной системе квантования глубины можно не фиксировать, а определять по порядковому номеру цикла записи i: где zi – глубина начальной точки записи; ΔА – шаг квантования по глубине. Цифровая запись результатов измерения при равномерной системе квантования имеет вид a1 а2, . . . , ai, . . . . (IV.72) При цифровой регистрации без записи глубины zi вследствие неточности синхронизации преобразования могут возникать погрешности в определении глубин. Для уменьшения этих погрешностей последовательность чисел ai разбивают на интервалы (зоны), границы которых определяют по независимым от системы синхронизации меткам глубин через 10, 20 или 40 м перемещения кабеля в скважине. Глубины точек, к которым относятся зафиксированные числа ai , находят по формулам где i` – номер точки внутри зоны; п – номер метки; zM– интервал глубин, соответствующий расстоянию между метками на кабеле; zn – глубина метки. При коррекции глубин по меткам погрешность, возникающая из-за неточности синхронизации, снижается во столько раз, во сколько полный интервал геофизических исследований скважин больше интервала zM Равномерная дискретизация находит широкое применение, особенно при многоканальной информации. Это объясняется тем, что алгоритмы дискретизации и восстановления сигналов, а также соответствующая аппаратура достаточно просты. При правильном выборе шага квантования на основе теоремы Котельникова возможно точное восстановление информации. Однако вследствие использования при выборе шага квантования априорных сведений о разрезе скважины иногда возникает значительная избыточность отсчетов. Для уменьшения количества чисел ai в массиве выбирают максимальный шаг квантования, при котором отклонение построенной по цифровым отсчетам кривой от исходных данных не превышает допустимой погрешности геофизических измерений. При проведении электрометрии в нефтяных и газовых скважинах оптимальная величина шага квантования по глубине установлена равной 0,1–0,2 м [8, 15]. С учетом этого преобразование данных геофизических исследований скважин на нефтяных и газовых месторождениях наиболее часто выполняют с Δ = 0,2 м. Для детальных исследований скважин, например, при бурении на уголь и твердые полезные ископаемые, применяют меньший шаг дискретизации по глубине (ΔА = 0,05 м). Неравномерная система квантования отличается тем, что цифровые данные регистрируются с неодинаковым (переменным) шагом квантования по глубине. Иногда для решения определенных задач из всего массива цифровых данных выделяют отсчеты, приуроченные к каким-I либо характерным точкам, например экстремальным значениям, в некоторых случаях приуроченным к границам пластов. Таким образом, при неравномерной системе квантования I шаг дискретизации неодинаков для различных видов геофизических исследований, поэтому в каждой точке кроме измеряемых параметров необходимо регистрировать и глубины. Цифровая запись при неравномерной системе квантования имеет следующий вид: а1 z1 a2, z2; . . . ; аi zi (IV.75) Неравномерное квантование осуществляют по методикам программируемой или адаптивной дискретизации, т. е. в соответствии с установленной заранее программой работы или в зависимости от текущего изменения преобразуемых параметров. Неравномерная дискретизация может выполняться с интервалами, кратными некоторому фиксированному элементарному шагу, или с интервалами, длительность которых меняется непрерывно. Методы адаптивной дискретизации, а также восстановления исходного сигнала базируются на приближающих функциях, например алгебраических полиномах, значения которых в точках отсчетов совпадают с преобразуемыми данными. Наиболее часто применяются полиномы нулевой и первой степени; в этих случаях различают соответственно ступенчатую и линейную аппроксимацию. При адаптивной дискретизации результатов промыслово-геофизических исследований скважин величины параметров преобразуют в цифровой код aj с заданным минимальным постоянным шагом квантования по глубине (обычно Δj = 0,0625 м) и сравнивают с ожидаемыми числами ai . При выполнении условия сравнения значение aj полагают равным аi и регистрируют. Ожидаемые числа получают способами ступенчатой и линейной аппроксимации, т. е. в предположении постоянства измеряемой величины или линейного изменения этой величины. При ступенчатой аппроксимации значения аi отмечаются лишь в том случае, если они превышают зарегистрированный ранее отсчет аi-1 на некоторую постоянную величину ε, т. е. если удовлетворяется условие В случае линейной аппроксимации физическая величина аi фиксируется в точке i, в которой фактическое значение аi отличается от ожидаемого значения ai на заданную величину ε, т. е. где Δaj – разность величин двух первых преобразований в интервале дискретизации; j – порядковый номер минимального шага квантования Δj Число регистрируемых значений, получаемых при неравномерной системе квантования способами ступенчатой или линейной аппроксимации, в 1,2–2,5 раза меньше числа значений при равномерном расположении точек по глубине [8]. Однако следует отметить, что при использовании системы неравномерного квантования усложняется как регистрирующая, так и воспроизводящая многоканальная аппаратура, что вызывает повышение требований к ней. Это обусловлено тем обстоятельством, что каждое слово (т. е. запись показаний в одной точке разреза скважины) в этом случае несет в себе большую информацию, чем при использовании равномерной системы квантования. Такое уменьшение информации может привести в случае потери даже одного слова к искажению представлений о геологическом объекте. В связи с этим неравномерная дискретизация получила распространение только при перезаписи цифровых данных на базе для передачи их по каналам связи в вычислительный центр. Уплотнение информации при перезаписи на геофизической базе осуществляется адаптирующимся уплотнителем цифровых данных [8]. В уплотнителе используется в зависимости от спектрального состава сигнала на участке преобразования переменный шаг дискретизации по глубине. Шаг дискретизации выбирают путем комбинации двух систем предсказания: ступенчатой и линейной аппроксимации. Используют промежуточную систему кодирования информации с коррекцией всех однократных ошибок в кодовой группе. Скорость перезаписи информации одного канала со сжатием данных до 10 000 м/ч. Способы представления цифровой промыслово-геофизической информации Информация о параметрах исследуемых скважин в цифровом виде может поступать непосредственно на ЭВМ, входящую в комплект геофизической измерительной лаборатории. Однако в некоторых случаях организовать непрерывный во времени процесс обработки непосредственно на скважине невозможно или нецелесообразно. Поэтому в наземный комплект лаборатории чаще включают устройства запоминания и регистрации, которые дают возможность накапливать информацию на промежуточном носителе в виде, удобном для дальнейшего ввода и обработки на ЭВМ. В процессе проведения геофизических исследований необходимо обеспечить вывод информации в виде, удобном для визуального наблюдения и чтения оператором, а в некоторых случаях – для последующей обработки или представления в качестве официального документа (например, протокола испытаний). Это можно осуществить при использовании, устройств индикации и печатающих устройств. Таким образом, в комплекте геофизической измерительной лаборатории могут быть три типа устройств вывода информации из аналого-цифровых преобразователей: устройства отображения, регистрации в виде, удобном для чтения, и промежуточные накопители информации. Наиболее удобным средством отображения информации являются устройства с использованием дисплеев или цифровое табло, составленное из электронных знаковых элементов. Для регистрации информации в виде, удобном для чтения, применяют механические и немеханические печатающие устройства. Они предназначены главным образом для документирования измерительной информации. В информационных измерительных системах промысловой геофизики в некоторых случаях результаты измерений печатаются на бумажной ленте с помощью цифропечатающих машин (ЦПМ), которые могут подключаться непосредственно к цифровым вольтметрам и частотомерам. В качестве промежуточного носителя для накопления (регистрации) информации удобно использовать различные магнитные носители: магнитная лента, диск, барабан, проволока и т. д. Из перечисленных носителей информации в настоящее время наиболее широко применяют магнитные ленты, диски. Большие объемы информации могут быть накоплены на магнитном диске. При периодическом освобождении магнитного носителя от накопившейся в нем информации (например, при передаче ее в ЭВМ для дальнейшей обработки, а также при перезаписи информации в другое запоминающее устройство с целью длительного хранения) можно снизить требования к емкости системы записи на магнитный диск. Цифровая магнитная запись, кроме прочих преимуществ, обеспечивает практически неограниченное быстродействие. В цифровой магнитной записи используется намагничивание участков поверхности носителя до насыщения. Запись информации может выполняться либо последовательно, либо параллельно-последовательно. Лекция 16. Методы и средства преобразования цифровой геофизической информации Способы преобразования аналоговых сигналов в цифровой код: считывания, последовательного счета, поразрядного уравновешивания. Методы аналого-цифрового преобразования Для цифровой регистрации геофизическую информацию прежде всего следует преобразовать в цифровой вид. Такое преобразование выполняют с помощью аналогоцифровых преобразователей, входящих в состав скважинного прибора, наземной панели или регистратора. Наибольшее распространение получил последний вариант. Аналого-цифровые преобразователи классифицируют по способам получения цифрового эквивалента и принципам работы измерительной части. По способу получения цифрового эквивалента различают преобразователи считывания, последовательного счета и поразрядного уравновешивания. В преобразователях считывания и последовательного счета могут быть применены как методы прямого преобразования, так и различные варианты метода уравновешивания, например, следящего или развертывающего. В преобразователях считывания цифровой эквивалент определяется путем преобразования аналогового сигнала в геометрическую координату кодирующей маски. Преобразователи последовательного счета основаны на преобразовании измеряемой величины в пакет электрических импульсов, число которых подсчитывается счетчиком. Преобразователи применяют для измерения частоты, длительности, временного интервала или фазы, а также для измерения напряжения, тока или сопротивления. Например, в полуавтоматическом преобразователе диаграмм типа Ф001 аналоговый сигнал преобразуется в фазу напряжения. В преобразователях последовательного счета с прямым измерительным преобразованием в каждом цикле импульсы тока с генератора эталонной частоты на определенное время, пропорциональное измеряемой величине, через управляемый ключ поступают в счетчик. Количество импульсов, зафиксированное счетчиком, пропорционально кодируемой величине. В преобразователях последовательного счета с развертывающим измерительным преобразованием в начале каждого цикла преобразования запускается генератор линейно изменяющегося компенсирующего напряжения. Одновременно через орган сравнения импульсы высокостабильного генератора начинают поступать в счетчик. В момент компенсации, когда преобразуемое напряжение Ux равно компенсирующему напряжению Ux орган сравнения изменяет свое положение, и доступ импульсов в счетчик прекращается. С выхода счетчика снимается цифровой эквивалент, соответствующий Ux=UK , т. е. число импульсов, поступивших в счетчик, пропорционально преобразуемому напряжению Ux. По окончании цикла развертки компенсирующего напряжения с блока синхронизации поступают импульсы на считывание цифрового эквивалента и сброс счетчика. Далее процесс повторяется. Более точными являются аналогичные преобразователи со ступенчато-линейным компенсирующим напряжением. Принцип действия рассмотренных выше преобразователей основан на методе, при котором последовательно изменяется на единицу младшего разряда уровень компенсирующего напряжения и посредством сравнения каждый раз определяется, находится ли преобразуемая величина на данном уровне или нет. Этот метод неэффективен как имеющий большое число операций сравнения (а следовательно, и низкого быстродействия), необходимых для определения цифрового эквивалента резко изменяющейся величины. Количество операций сравнения можно сократить, применив аналого-цифровые преобразователи поразрядного уравновешивания. Принцип действия аналого-цифрового преобразователя поразрядного уравновешивания, применяемого в промысловогеофизических регистраторах, показан на рис. 69. В состав аналого-цифрового преобразователя входят источник эталонных напряжений, компаратор, коммутаторы каналов и разрядов, регистр и генератор тактовых импульсов. Компаратор 6 сравнивает величины входных сигналов I1 I2, I3, Im с эталонными сигналами Iэ. Коммутатор каналов 5 вырабатывает сигналы для возбуждения магнитных модуляторов компаратора и переключения каналов записи. Регистр разрядов 18–22, состоящий из п триггеров Т и линий задержки Δt, осуществляет набор и запоминание цифрового кода, полученного в результате преобразования. Коммутатор разрядов 16 через ключи 12–14 подключает калиброванные резисторы 9–11 к источнику эталонного сигнала 15. Дешифратор 7 предназначен для воспроизведения на аналоговом регистраторе 8 кривой по цифровым данным. Преобразователь работает следующим образом. Измеряемые гальванометрами светолучевого осциллографа токи I1–Um через входные фильтры 1–4 поступают на входы, магнитных модуляторов компаратора. Преобразование измеряемых сигналов в цифровой код и его запись осуществляют с помощью синхроимпульсов, вырабатываемых генератором тактовых импульсов 23. Последовательность тактовых импульсов синхронно связана с движением зондов или скважинных приборов посредством датчика глубин 24. При поступлении от генератора первого синхроимпульса коммутатор разрядов 16 управляет ключом 12 первого разряда таким образом, что приводит его в состояние «включено». При этом на эталонную обмотку магнитного модулятора поступает ток /э, пропорциональный весу старшего разряда. Происходит сравнение измеряемого тока / с эталонным током /э; если />/э, то ключ первого разряда остается в первоначальном положении «Включено» и в старшем разряде кода числа формируется единица; если ситуация противоположна, то ключ устанавливается в положение «Выключено» и в соответствующем разряде кода формируется нуль. При подаче следующего синхроимпульса коммутатор разрядов устанавливает второй ключ 13 в положение «Включено», что приводит к увеличению тока через эталонную обмотку на величину /э/2. Если измеряемый ток больше тока в эталонной обмотке модулятора (1>1э+1э/2) или I>0 +/э/2, то разряд не изменяет своего состояния «единицы». Подобно описанному определяется состояние всех разрядов регистра. В результате операции сравнения в регистре 18–22 образуется число, пропорциональное величине измеряемого тока. в тех случаях, когда цифровая запись на скважине нецелесообразна или не может быть выполнена. Поскольку основным и наиболее сложным объектом преобразования является геофизическая диаграмма, то содержащаяся в ней информация в процессе преобразования не должна существенно искажаться, а цифровые преобразователирегистраторы должны быть многоканальными с большим динамическим диапазоном. Должны соблюдаться [8]: а) автоматическая регистрация масштаба записи; б) ввод цифровых данных в ЭВМ стандартными устройствами; в) возможность изменения скорости протяжки диаграмм в зависимости от спектрального состава преобразуемой кривой; г) надежный и оперативный контроль результатов преобразования; д) автоматическая регистрация служебной информации: характерных точек, интервалов обработки и др. При этом приведенная погрешность преобразования ординат должна составлять не более 2%, шага квантования по глубинам – 0,5 % при обязательной регистрации меток глубин.333 Рис. 69. Структурная схема аналого-цифрового преобразователя поразрядного уравновешивания После окончания преобразования в одном канале компаратор с помощью коммутатора 5 переключается на другой канал, в котором происходит аналогичный цикл преобразования. Таким образом, преобразование аналог-код происходит последовательно во всех каналах. Магнитная лента регистратора непрерывно протягивается лентопротяжным механизмом, связанным с сельсином-датчиком 25, установленным на блок-балансе. ЦИФРОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ-РЕГИСТРАТОРЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Цифровую регистрацию промыслово-геофизических данных применяют с целью интерпретации на ЭВМ и выполняют либо в процессе подготовки диаграмм для ввода их в ЭВМ, либо в процессе геофизических исследований скважин. Несмотря на несомненные преимущества второго способа, заключающиеся в его оперативности, большей точности, во многих случаях необходимо выполнять обработку диаграмм старого фонда для их ввода в ЭВМ. Кроме того, необходимо преобразовывать в цифровую форму ряд вспомогательных материалов: карты, графики, номограммы, по которым ведется интерпретация промыслово-геофизических данных, а также диаграммы Лекция 17. 0сновы теории кодирования. Виды кодов, применяемых в геофизической практике. Кодирование информации при передаче сообщений. Оптимальное и эффективное кодирование. Помехоустойчивое кодирование. Корректирующие коды, обнаруживающие и исправляющие ошибки. Блоковые и непрерывные коды. В восьмеричной системе для записи всех возможных чисел используют восемь цифр, от 0 до 7 включительно. Для перевода из двоичной системы в восьмеричную двоичное число разбивают на триады, начиная младшего разряда, получают двоичновосьмеричный код, и затем двоичные числа каждой из триад заменяют восьмеричными цифрами. В шестнадцатиричной системе используют соответствующие десятичные цифры от 0 до 9 и латинские буквы A, B, C, D, E, F, эквивалентныt десятичным числам 10-15. Двоично-десятичный код образуется путем двоичного кодирования в отдельности каждого разряда десятичного числа. Для кодирования цифр от нуля до 9 требуется четыре двоичных разряда (тетрада). Наиболее целесообразным двоичнодесятичным кодом является код 8-4-2-1. цифра в названии кода означают вес единицы в соответствующих двоичных разрядах. Таблица Числовые коды Числовое кодирование Для передачи дискретных сообщений в цифровых системах использую кодоимпульсные сигналы, которые формируются путем образования различающихся комбинаций импульсов. Система комбинаций, однозначно соответствующая дискретным сообщениям”, носит название кода. В цифровых системах используют числовые коды, которые представляют собой комбинацию чисел или информацию, отражающую некоторые их свойства, которые в итоге повышают быстродействие, точность, надежность системы и удобство ее эксплуатации. В практике ГИС числовые коды используются в следующих случаях: вывод цифровых данных на устройства регистрации и отображения (двоичнодесятичный, двоично-восьмеричный, позиционный единичный код); удобство передачи цифровых данных по электрическим цепям и каналам связи (равномерный код); помехоустойчивая передача данных по каналам связи (код с контролем четности, циклический код, код Хемминга); обеспечение однозначности считывания отсчетов кодовой маской (код Грея); компактное хранение и более быстрый ввод цифровых данных с клавиатуры (шестнадцатиричный код). Наиболее часто код эквивалентен последовательности двоичных чисел. Такой код называют двоичным. Он целесообразен для выполнения логических и арифметических операций в ЭВМ. Для удобства передачи и контроля принятых сигналов применяются, как правило, равномерные коды, у которых число разрядов постоянно для всех комбинаций и равно n . Двоичные числа, разрядности меньше n дополняются нулями слева (табл. ). Запись для наглядности ведется тетрадами. Интервалы между тетрадами при передаче не используются. Двоичные коды неудобны при вводе и выводе информации, так как трудно оперировать с непривычными, громоздкими двоичными числами. Поэтому получили распространение системы, которые, с одной стороны легко сводятся к двойкой, так и к десятичной системе, а с другой – дают более компактную запись. К таким системам относятся восьмеричная, шестнадцатиричная и двоично-десятичная (табл. ). Ддесят Равномерный ичные двоичный код числа 0000 0000 Двоичнодесятичный код с весами 8-4-2-1 0000 0000 I 0000 0001 2 Шестнадцати ричный код ДвоичноВосьмеричвосьмеричный ный код код 0000 000 000 0000 0001 0001 000 001 I 0000 0010 0000 0010 0002 000 010 2 3 0000 0011 0000 0011 0003 000 011 3 4 0000 0100 0000 0100 0004 000 100 4 5 0000 0101 0000 0101 0005 000 101 5 6 0000 0110 0000 0110 0006 000 110 6 7 0000 0111 0000 0111 0007 000 111 7 8 0000 1000 0000 1000 0008 001 000 10 9 0000 1001 0000 1001 0009 001 001 II 10 0000 1010 0001 0000 000А 001 010 12 11 0000 1011 0001 0001 000В 001 011 13 12 0000 1100 0001 0010 000С 001 100 14 13 0000 1101 0001 0011 000D 001 101 15 14 0000 1110 0001 0100 000Е 001 110 16 15 0000 1111 0001 0101 000F 001 111 17 16 0001 0000 0001 0110 0010 010 000 20 Иногда для получения простого способа регистрации диаграмм используется также позиционный равномерный единично-десятичный код, в котором единицей выделяются только значащие позиции: например для числа 38 – 000000100 010000000. Помехоустойчивые коды В рассмотренных выше числовых кодах любые искажения какой-либо кодовой комбинации приводят к образованию другой кодовой комбинации также имеющейся в таблице данного кода. Это следствие безызбыточности, т.е. максимального использования комбинационных возможностей таких кодов. Для обнаружения искажений, возникающих в результате действия помех, а также исправления ошибок, восстановления первоначально переданных сигналов вводят избыточность, например дополнительные разряды кода, содержащие в себе информацию не о величине числа, а о его свойствах, по которым можно определить наличие или отсутствие ошибки. Указание всего одного такого свойства, например четное ли число единиц в коде, увеличивает число кодовых комбинаций вдвое, одна половина которых может соответствовать наличию ошибки, а вторая – ее отсутствию. Такие коды называют кодами с обнаружением ошибок. Другой разновидностью помехоустойчивых кодов являются коды с исправлением ошибок. Здесь также используется избыточность, но в отличие от кодов с обнаружением ошибок она должна быть большая, т.е. должно образовываться из одного числа больше вариантов кодовых комбинаций (рис. ), часть из которых будет однозначно эквивалент на исходному числу. При воздействии помех вероятен переход (рис. ) исходного кода, имеющегося в таблице, в кодовую комбинацию однозначно ему соответствующую. Таким образом, обнаруживается и исправляется ошибка. Задачей оптимального помехоустойчивого кодирования является: указание таких свойств числовых кодов, которые при меньшем числе дополнительных разрядов образуют больше вариантов кодовых комбинаций способных обнаруживать и исправлять ошибки. Для оценки корректирующей способности удобно пользоваться понятием кодового расстояния, введенного Хеммингом. Под кодовым расстоянием подразумевается число элементов, которыми отличаются друг от друга кодовые комбинации. Кодовое расстояние сравниваемых кодов равно числу единиц в результате суммирования кодов по модулю 2. Так, например, кодовое расстояние для комбинаций 101101 и 111000 определяется: 101101 111000 010101 т.е. кодовое расстояние равно трем. В таблице кодовых комбинаций кодовое расстояние может иметь разные значения, например для равномерного кода по табл. оно изменяется от минимального кодового расстоянием от d =1 до 5. Способность кода обнаруживать и исправлять ошибки связывается с минимальным кодовым расстоянием формулой d=r+s+1 где s – число разрядов, искажение которых исправляется, r – число разрядов, искажение которых обнаруживается. Пользуюсь этим соотношением, устанавливаем, что минимальным для обнаружения одиночной ошибки (r = 1, s = 0) является d = 2, а для обнаружения и исправления одиночной ошибки (r = 1, s = 1) d = 3. Простой прием увеличения минимального кодового расстояния до d = 2 – повторение кодовой комбинации, либо дополнение ее инверсной путем замены единиц исходной комбинации нулями и наоборот. Например, исходная комбинация 1011 передается как 1011 1011 или 1011 0100. Сравнение основной и дополнительной групп символов на приемной стороне позволяет обнаружить случайные некоррелированные ошибки. Но достигается обнаружение ошибок, очевидно, путем значительного увеличена размера кода. Введение одного дополнительного контрольного разряда в безызбыточный код также увеличивает кодовое расстояние на единицу, т.е. d = 2 и, следовательно, обеспечивает обнаружение одиночных искажений, и искажения нечетного числа символов. Таким способом формируется код с контролем четности, в котором в контрольном разряде записывается 0 или 1 с тем, чтобы число единиц в кодовой комбинации стало бы четным. Коды с контролем четности при n = 4 приведены в табл. . (контрольный разряд правый). Таблица Коды с контролем четности Десятичное Код с Десятичное Код с число контролем число контролем четности четности 000 0 4 100 1 1 001 1 5 101 0 2 010 1 6 110 0 3 011 0 7 111 1 В цифровых системах применяется ряд других простых кодов с обнаружением ошибок, например, код с постоянным числом единиц, двоичный код с числовым дополнением и ряд других. Для исправления ошибок, как уже отмечалось, требуется большая избыточность. Так, в коде Хемминга с исправлением ошибок на четыре информационных разряда n0 = 4 требуется три контрольных разряда nк = 3. Контрольные символы вводятся в таблицу кодовых комбинаций таким образом, чтобы, проведя серию проверок на четность, можно бы определить искаженный элемент принятого сигнала. Число таких проверок равно числу контрольных символов nк. Результаты каждой проверки записываются в виде двоичного знака: при соблюдении четности 0, при нарушении четности 1. В результате проверок формируется nк разрядное двоичное число, указывающее номер искаженного символа. Каждая проверка на четность охватывает определенную группу разрядов кодовой комбинации, в том числе один контрольный разряд. Первая проверка контролирует наличие ошибки в разрядах, номера которых в двоичном изображении имеют единицу в первой справа позиции, т.е. 1, 11, 101, 111, что соответствует нечетным десятичным числам 1, 3, 5, 7. Таким же образом вторая проверка позволяет выявить искажения разрядов, номера которых имеют единицу во второй справа позиции: 10, 11, 110, 111, т.е. позиции с десятичными номерами 2, 3, 6. 7. Соответственно при третьей проверке контролируется искажение разрядов с двоичными номерами позиций 100, 101, 110, 111, в десятичном счислении – 4, 5, 6, 7. Контрольные символы располагаются в позиции 1, 2, 4. Пример сформированной таким образом таблицы кода с n = 7, и nк = 3 и n0 = 4 представлен в табл. При декодировании проводятся проверки на четность согласно тому же принципу, который использовался при составлении таблицы кода. В результате формируется трехразрядное двоичное число, которое является ключом для обнаружения ошибочного разряда. Например, проверим код 1100100. Первая проверка разрядов 1, 3, 5, 7 дает в них четное число единиц, и соответственно записываем 0 в младший разряд ключа. Вторая и третья проверки дают нечетное число единиц в проверяемых разрядах. Таким образом, сформирован двоичный ключ 110, который указывает, что в 6 разряде ошибка, в чем нетрудно убедиться, сравнив исправленное число с таблицей кода Хемминга. Коды Хемминга существенно повышают помехоустойчивость передачи информации при условии независимости искажений элементов кодовой комбинации. Однако эффективность применения таких кодов существенно снижается, если достаточно высока (соизмерима с вероятностью искажения) вероятность искажения группы элементов кода. Для этих целей, особенно для передачи блоков большой длины, в настоящее время разработаны и применяются циклические коды. Таблица Код Хемминга с исправлением ошибок Десятичное число Разряды кода Хемминга 1к 2к 3к 4к 5к 6к 7к 1 1 1 1 1 2 1 1 1 3 1 1 1 4 1 1 1 5 1 1 1 6 1 1 1 1 7 1 1 1 1 8 1 1 1 В отличие от рассмотренных выше кодов, кодовые комбинации которых соответствуют нарастающим двоичным числовым эквивалентам, применяется разновидность двоичного кода, у которого последовательность кодовых комбинаций изменена. Такой код, получивший название рефлексного двоичного кода или кода Грея, обладает той особенностью, что соседние кодовые комбинации различаются только в одном разряде. Пример кода Грея приведен в табл. Код Грея находит применение в кодовых масках (рис. ) аналого-цифровых преобразователей считывания, где позволяет свести к единице младшего разряда погрешность неоднозначности установки устройства считывания. Формируется код Грея из двоичного кода по следующему алгоритму: исходное двоичное число складывается по модулю 2 с двоичным числом, полученным из исходного путем сдвига на один разряд вправо с отбрасыванием младшего разряда. Например, 0111 0111 0100 двоичное число 0111 в коде Грея запишется 0100. Таблица Код Грея Десятичное число I 2 3 4 5 6 7 Код Грея 0000 0001 0011 0010 0110 0111 0101 0100 Десятичное число 8 9 10 11 12 13 14 15 Код Грея 1100 1101 1111 1110 1010 1011 1001 1000 Для получения двоичного числа из кода Грея необходимо последовательно произвести сложение всех единиц в интервале от старшего разряда в коде Грея до того разряда, который в данный момент формируется в двоичном числе. Лекция 18. Функциональное преобразование сигналов. Масштабно-временное преобразование сигналов. Фильтрация измерительных сигналов. Фильтрация аналоговых сигналов. Корреляционные методы фильтрации сигналов. Цифровая фильтрация сигналов. Алгоритмы и характеристики цифровых фильтров. Вопросы реализации цифровых фильтров. Un = 1100 1097 1084 1061 1028 985 932 869 796 713 1074 1051 1018 975 922 yn = Лучшие результаты дает сглаживание по методу наименьших квадратов [ ]: yn = 1 ⋅ (− 3U n − 2 + 12U n −1 + 17U n + 12U n +1 − 3U n + 2 ) . 35 Для фильтрации помех, частотный диапазон которых выше заданного в спектре исходной кривой, могут быть применены две следующие формулы: 1 ⋅ (U n − 2 + 3U n −1 + 4U n + 3U n +1 + U n + 2 ) . 12 1 ⋅ (− U n − 2 + 3U n −1 + 8U n + 3U n +1 − U n + 2 ). yn = 12 yn = Цифровая фильтрация Последовательность отсчетов U(n) дискретных величин, полученная в результате квантования непрерывной функции U(t), как при равномерной, и особенно при неравномерной дискретизации содержит инструментальные погрешности, искаженные помехами, отсчеты округлены вследствие конечного и ограниченного числа разрядов. Прежде чем восстанавливать по цифровым отсчетам исходную непрерывную функцию или вести обработку и интерпретацию цифровых данных необходимо получить из указанной последовательности отсчетов последовательность чисел наилучшим образом отражающую исходную информацию. Эта задача решается цифровой фильтрацией. Цифровая фильтрация - не просто переход от аналоговых фильтров к цифровым, а существенно иной подход, состоящий в применении различных алгоритмов, основанных как на частотном гармоническом анализе (использование спектров сигналов, амплитудно-частотных и фазочастотных характеристик средств измерения), так и на вычислительных методах статистики, использование сплайнфункций и др. Применяется цифровая фильтрация при сглаживании, экстраполяции, дифференцировании, интегрировании, разделении сигналов, вычитании помехи из сигнала и в других случаях. Выполняется она как микропроцессорной техникой, встроенной в средства измерения, так и с применением ЭВМ в процессе обработки цифровой информации. Простейший цифровой фильтр – не рекурсивный, определяемый формулой yn = N ∑c U k =− N k n−k , где ck – постоянная фильтра, Un-k – входные данные, yn – выходные сигналы, N – число коэффициентов ck. Вариантов нерекурсивных фильтров много. Отличаются они значениями ck и N. Свойства их различны и зависят от исходных целей и принципов построения фильтра. Так, например, для сглаживания метода скользящего среднего применяется пятичленная формула yn = 1 ⋅ (U n − 2 + U n −1 + U n + U n +1 + U n + 2 ) . 5 Исходная идея построения такого фильтра очевидна: получение среднего по пяти текущим значениям. Очевидны и недостатки: такой фильтр не дает начальных и конечных значений yn. а при обработке плавно изменяющихся достаточно гладких кривых происходит смещение значений. Например, Первая из этих двух формул позволяет уменьшить случайные помехи в 3-4 раза Вторая успешно устраняет промахи, случайные выбросы. Разработано и описано [ ] множество других нерекурсивных фильтров (фильтр с конечной импульсной реакцией, поперечный фильтр с ответвленной линией задержки и др.), а также приемы, позволяющие получать начальные и конечные значения yn [ ]. Если для вычисления значений yn используются не только исходные данные, но и часть значений Un , то получаем формулу рекурсивного фильтра: N M 1 y n = ∑ ckU n−k + ∑ d k y n −k , где ck и dk – постоянные фильтра, Un-k – входные данные, yn, yn-k – выходные данные, N и M – соответственно число коэффициентов ck и dk. К рекурсивным фильтрам относятся фильтр с бесконечной импульсной реакцией, лестничный фильтр ; решетчатый фильтр ; волновой цифровой фильтр ; авторегрессионный фильтр скользящих средних и др. Например, наиболее простой и известный из интегрального исчисления [ ]фильтр, предназначенный для нахождения определенного интеграла по формуле трапеций: yn = 1 yn −1 + ⋅ (U n + U n −1 ) . 2 Другой пример рекурсивного фильтра: цифровой фильтр для экспоненциально сглаженной экстраполяции: yn+1 = aU n +1 + (1 − a ) ⋅ y n −1 , где 0> 1) получим kо.с. ≈ 1/β, т.е. коэффициент передачи kо.с. определяется только коэффициентом передачи цепи обратной связи. Нетрудно заметить, что обратная связь уменьшает абсолютную аддитивную погрешность на выходе СИ в 1+βk раз, однако во столько же раз уменьшается и значение выходной величины у, а, следовательно, относительная аддитивная погрешность не изменяется. Применение отрицательной обратной связи позволяет уменьшить не только мультипликативную погрешность, но и погрешность нелинейности. Необходимо отметить, что увеличение глубины обратной связи приводит к изменению динамических свойств замкнутой системы: ухудшается качество переходных процессов, снижается запас устойчивости. Δt Δt KC Рис. 5. Структурная схема системы с информационной обратной связью При использовании для передачи информации кодов с обнаружением ошибок (рис. 6) в наземной панели осуществляется декодирование сигнала, принятого по прямому каналу. Если ошибка не обнаруживается, то принятое сообщение регистрируется. В противном случае по обратному каналу передается требование повторной передачи исходного сигнала, которое формируется устройством декодирования наземной панели. Подобные системы называют системами с решающей обратной связью, или системами с переспросом. В системах с решающей обратной связью более эффективно используется канал связи, обеспечивается большая помехоустойчивость передачи сообщения, но вместе с тем используются более сложные коды. KC Δt DC Δt KC Рис. 6. Структурная схема с решающей обратной связью Итерационные методы. Особенностью итерационных методов является то, что в процессе коррекции погрешности результат уточняется несколько раз, причем каждый последующий результат получается из предыдущего. Таким образом, результат измерений получается путем последовательных приближений. В зависимости от используемых в процессе коррекции операций (сложение-вычитание или умножениеделение) различают аддитивные и мультипликативные итерационные алгоритмы коррекции. Итерационный алгоритм повышения точности может быть реализован либо путем поочередного выполнения необходимых операций (временное разделение), либо путем почти одновременного выполнения операций с помощью дополнительных функциональных блоков, объединенных в соответствующую структуру (пространственное разделение операций). В качестве примера рассмотрим итерационный алгоритм аддитивной коррекции с временным разделением операций, который иллюстрируется на рис. 8. x 1 2 xi 1 3 К P yi 2 в Рис. 8. Структурная схема СИ с итерационной коррекцией погрешности Средство измерений состоит из прямого К и точного обратного β преобразователей, переключателя и вычислительного устройства 3. Процесс коррекции погрешностей осуществляется следующим образом. Сначала на вход цепи К подается измеряемая величина x (переключатель находится в положении 1), а соответствующее значение выходной величины y0 подается на вход обратного преобразователя β, а выход β подключается ко входу цепи К (переключатель находится в положении 2). При этом выходная величина цепи К принимает знание y0′, а ВУ вычисляет первую поправку Δ y1 = y0 - y0′. Затем вычисляется первый скорректированный результат y1 = y0 + Δ y1 . На этом заканчивается первый цикл итерационной коррекции. Далее y1 подают на вход точного обратного преобразователя, измеряют величину x1 на его выходе, получая результат y1′, вычисляют вторую поправку Δ y2 = y1 - y1′ и второй скорректированный результат y2 = y0 + Δ y2. При необходимости описанный циклический процесс коррекции повторяют до достижения необходимой точности. Точный обратный преобразователь должен иметь коэффициент преобразования β = 1/k и, соответственно, функцию преобразования xi = yi /k. Тогда результат измерений после выполнения n циклов коррекции запишется в виде y n= k [1 + (-1)n δ n+1] x + (-1) n δ n Δ . Очевидно, что если |δ | < 1, то с увеличением числа n итерационных циклов происходит уменьшение по абсолютному значению и аддитивной, и мультипликативной погрешностей, причем погрешности уменьшаются тем быстрее, чем меньше δ. Поэтому данный алгоритм коррекции более эффективен для СИ, у которых преобладает аддитивная погрешность. Мультипликативные алгоритмы итерационной коррекции отличаются тем, что вместо вычисления аддитивной поправки в каждом цикле вычисляют поправочный множитель. При этом оказывается, что мультипликативные алгоритмы более эффективны для СИ, у которых преобладает мультипликативная погрешность. В том случае, когда СИ имеет значительные аддитивную и мультипликативную погрешности, может оказаться целесообразным применение комбинированного аддитивно-мультипликативного итерационного метода коррекции погрешностей. Достоинством итерационных методов является то, что с их помощью корректируется общая погрешность СИ независимо от причин, ее вызывающих. Очевидный недостаток этих методов состоит в необходимости применения достаточно точного обратного преобразователя, что ограничивает область их практического использования. Тестовые методы. Сущность тестовых методов повышения точности состоит в том, что в процессе цикла измерений получают информацию не только о значении измеряемой величины, но и о параметрах функции преобразования СИ в момент измерения. В отличие от методов образцовых мер в тестовых методах при дополнительных измерениях используются тесты, формируемые с участием измеряемой величины. Это позволяет, во-первых, не отключать измеряемую величину от входа СИ и, во-вторых, использовать малое число образцовых величин даже при существенной нелинейности функции преобразования СИ. В общем случае функция преобразования СИ может быть представлена полиномом (9) порядка n-1, содержащим n параметров d. Цикл измерений состоит из n+1 тактов: в первом такте измеряется величина x, а в n других тактах – тесты А1(x), А2(x),..., Аn(x), каждый из которых является некоторой функцией измеряемой величины x. Результаты измерений образуют систему уравнений, решив которую, получим значения параметров d1, d2,..., dn и искомое значение x. Сложность решения системы уравнений существенно зависит от порядка полинома и вида используемых тестов Aj(x). Используемые в практике тесты можно разделить на три группы: аддитивные, мультипликативные и функциональные. Аддитивные тесты формируются в виде суммы Aj(x) = x + θj , (10) где θj – образцовая величина, физически однородная с измеряемой. Мультипликативные тесты формируются в виде произведения Aj(x) = kj⋅ x, (11) где kj – известный коэффициент преобразования. Очевидно, что аддитивные и мультипликативные тесты представляют собой частные случаи функциональных тестов, в которых Aj(x) представляет собой произвольную известную функцию. С практической точки зрения проще разработать только аддитивные или только мультипликативные тесты. Но, используя только мультипликативные тесты, нельзя определить все параметры di функции преобразования, так как при этом система уравнений имеет бесконечно много решений. Только аддитивные тесты позволяют решить поставленную задачу лишь в том частном случае, когда хотя бы один из параметров di функции преобразования СИ равен нулю, например для функции преобразования вида x = d1+ d2⋅x2 В общем случае (все d ≠ 0) необходимо применять как аддитивные, так и мультипликативные тесты, причем значение x будет вычисляться наиболее просто в том случае, когда используется один тест одного вида, а остальные n-1 тестов другого вида. В качестве примера рассмотрим использование кусочно-линейной аппроксимации функции преобразования СИ. В этом случае необходимо формирование двух тестов: аддитивного и мультипликативного. Соответствующая структурная схема приведена на рис. 11. ⎧ ⎨ y = d1 j + d 2 j x; y1 = d1 j + d 2 j ( x + и); y = d + d kx. 1j 2j ⎩ 2 Решив систему (12) относительно x, получим (13) x = и (y2 - y)/((k - 1)(y1 - y)). Вычислительное устройство запоминает значения y, y1, y2 и вычисляет значение x по (13). Так как вычисленное значение x не зависит от параметров d1j, d2j функции преобразования СИ на j-м участке аппроксимации, то можно сделать вывод о том, что исключаются аддитивная и мультипликативная погрешности и существенно уменьшается погрешность нелинейности СИ. Процесс тестовых измерений в соответствии с (12, 13) иллюстрируется на рис.12. y y = f(x) y1 y y2 y = d1j + d2j⋅x x 3 4 1 3 θ x 2 1 4 4 n 3 Σ 5 P 2 1 Рис. 11. Структурная схема СИ с коррекцией погрешности тестовым методом Средство измерений состоит из основного измерительного преобразователя 4, вычислительного устройства 5, блоков формирования аддитивного 2 и мультипликативного 1 тестов и коммутирующего устройства 3. Процесс измерения состоит из трех тактов. В первом на вход основного измерительного преобразователя 4 подается непосредственно измеряемая величина x. Затем во втором такте подается аддитивный тест x + мультипликативный тест k⋅x. Результаты тактовых измерений запишем в виде системы и и в третьем – (12) kx x x+θ Рис. 12. Функция преобразования СИ на j-м участке аппроксимации для получения результата измерений тестовым методом Функция преобразования y = f(x) аппроксимируется кусочно-линейно, причем любой j-й интервал аппроксимации не имеет фиксированных границ, а определяется интервалом, на котором расположены значения x, x+θ, kx. При изменении значения x и при постоянных θ и k происходит одновременное смещение всех трех точек на новый участок линейной аппроксимации. В связи с этим, несмотря на нелинейность функции преобразования, требуются только две точные величины: θ и k. Если получение точного и стабильного значения θ обычно не вызывает особых затруднений, то создание БМТ со стабильным коэффициентом преобразования k не всегда осуществимо. Для исключения влияния коэффициента преобразования блока мультипликативного теста на результат измерения введено еще одно дополнительное измерение. В четвертом такте на вход СИ подается тест вида k(x +θ ). Результат этого измерения запишем в виде y3= d1j +d2j k(x +θ ) . (14 ) Решив совместно (12) и (14), получим: x = θ ⋅(y2 - y0)/[(y3 - y1)-(y2 - y0)]. (15) Лекция 21. Интерфейсы. Общая характеристика интерфейсов: “Общая шина”, КАМАК, приборного интерфейса. Передача цифровых данных по каналам связи. ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРИБОРОВ И СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ В СССР в 1960 г. было принято решение о создании государственной системы промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП), а в 1961 г. начаты работы по ее реализации. В настоящее время согласно ГОСТ 12997-76 ГСП представляет собой эксплуатационно, информационно, энергетически, метрологически и конструктивно организованную совокупность изделий, предназначенных для использования в качестве средств автоматических и автоматизированных систем контроля, измерения, регулирования технологических процессов, а также информационно-измерительных систем. В основу создания и совершенствования ГСП были положены следующие системно-технические принципы: разделение технических средств по функциональному назначению; минимизация номенклатуры и числа технических средств; блочно-модульное построение приборов и устройств; агрегатное построение ИИС и систем управления; совместимость приборов и устройств ГСП и ИИС в системах управления. В зависимости от назначения изделия ГСП разделены на следующие группы устройств: для получения информации о состоянии процесса или объекта; для приема, преобразования и передачи информации по каналам связи; для преобразования, обработки и хранения информации и формирования команд управления; для использования командной информации. Вопросы минимизации номенклатуры изделий ГСП являются наиболее сложными и требуют тщательного анализа потребностей народного хозяйства в измерении тех или иных физических величин, диапазона их изменения и т.д. Процесс минимизации начинается с предварительного выделения некоторых основных (главных) параметров, подлежащих измерению (учету, например , напряжение постоянного тока, давление, температура и т.д.), и определения минимально необходимого числа приборов, имеющих различные диапазоны измерений, при построении которых в ряд удается полностью перекрыть весь диапазон изменения основного параметра. Такие ряды получили название параметрических. В формулировке , данной в ГОСТ 12997-76, параметрический ряд - это совокупность изделий одинакового функционального назначения, имеющих одни и те же основные параметры , для которых изменение главного параметра при переходе от предыдущего числа ряда к последующему подчиняется определенным закономерностям. В качестве закономерности преимущественно применяется геометрическая прогрессия, основанная на ряде предпочтительных чисел. В настоящее время разработаны параметрические ряды скважинных приборов, основанные на таких параметрах как давление, температура в скважине, диаметр скважинных приборов. Однако непрерывно продолжается поиск оптимальных параметрических рядов, причем в качестве критерия оптимальности применяются технико-экономические показатели, такие как, например, минимум суммарных затрат на удовлетворение заданных потребностей. Этот критерий основан на противоречии между интересами потребителя и изготовителя: чем меньше в ряду приборов, тем меньше затрат на разработку, тем более крупными сериями они производятся, что дает значительную экономию изготовителю. Вместе с тем увеличение числа приборов в ряду позволяет потребителю выбрать более приемлемый прибор, что обеспечит экономию за счет полного использования последнего или за счет более точных измерений. Для реализации принципа минимизации применяется также принцип агрегатирования. Изделия агрегатных комплексов разрабатывают в виде функционально-параметрических рядов, которые охватывают требуемый диапазон измерения в различных условиях эксплуатации. При конструировании приборов и систем ГСП применен блочно-модульный (кассетно-модульный) способ построения. Он заключается в том, что любые структурноили функционально-сложные системы сбора информации выполняются из ограниченного числа простых стандартных блоков и модулей. Используя стандартные узлы, выполненные в определенных конструктивах, можно создавать системы любой сложности, легко перестраивать их структуры, придавать системам новые функциональные свойства, создавать системы, простые в обслуживании и ремонтоспособные. Одновременно легко решаются вопросы резервирования, что повышает надежность приборов и систем. Наиболее ярко блочно-модульный принцип построения приборов проявляется при создании приборов серии Э. Все функционально законченные элементы выполняются в виде печатных плат, вставляемых при помощи направляющих и разъемов в стандартный комплекс. Следует отметить, что кассетно-модульный принцип конструирования многофункциональных программируемых измерительных устройств и приборов стал особенно распространенным благодаря внедрению в измерительную аппаратуру микропроцессоров и микро-ЭВМ. Другим характерным примером реализации рассматриваемого принципа конструирования является создание комплекса унифицированных датчиков. Эти датчики с унифицированными выходными сигналами предназначены для преобразования различных физических величин. (например, струнные преобразователи). Опираясь на системотехнический принцип минимизации номенклатуры изделий, а также блочно-модульный принцип компоновки приборов и устройств ГСП, сформулирован принцип агрегатирования как построение функционально более сложных устройств и систем из ограниченного набора более простых унифицированных изделий методом «стыковки». Под методом стыковки подразумевается обеспечение конструктивной совместимости изделий ГСП без дополнительной разработки блоков их сочленения. При построении рассматриваемых систем очень часто наряду требованием конструктивной совместимости возникают и требования информационной, эксплуатационной, метрологической и прочих совместимостей. Агрегатный принцип построения систем является наиболее прогрессивным, так как дает возможность потребителю при минимальных затратах компоновать любую требуемую структуру из серийного набора модулей и блоков. Конструктивно принцип агрегатирования в ГСП может быть реализован двумя путями. Один путь предусматривает создание устройств и приборов с новыми функциональными возможностями или характеристиками путем объединения унифицированных элементов, модулей и блоков в некоторой унифицированной базовой конструкции. Этот путь используется при создании относительно несложных средств измерения и управления, таких как датчики, основанные на одном принципе действия, или регистрирующие и показывающие приборы. Типичным примером является Все унифицированные блоки и узлы располагаются на передней панели, которая легко извлекается из корпуса. Другой путь агрегатирования использует в качестве конструктивной основы комплекс унифицированных типовых конструкций (УТК). При этом структура изделий ГСП приобретает конструктивно-иерархический характер, т.е. изделия, выполненные на базе типовых конструкций низшего порядка, могут последовательно устанавливаться в любую из типовых конструкций более высокого порядка, каждый раз образуя конструктивно-законченные изделия. Существуют два направления в разработке конструктивных решений функциональных блоков (ФБ): выполнение их в виде отдельных законченных приборов с индивидуальными источниками питания и органами управления, т.е. имеющие, помимо применяемых в системах, для которых они создаются, и самостоятельное эксплуатационное значение; выполнение в виде агрегатных модулей, встраиваемых в блок или переходный каркас, вставляемый в стойку или шкаф; источник питания в этом случае является общим для стойки, а автономное управление в большинстве случаев отсутствует. Первое направление характерно для систем, создаваемых у потребителей из серийных блоков и приборов. Часто оба принципа конструирования совмещаются. Например, в качестве АЦП в некоторых системах используются готовые цифровые вольтметры, имеющие вывод сигнала с выхода АЦП. В основу УТК были взяты конструктивные решения, предложенные при создании комплекса технических средств для локальных информационно-управляющих систем, дополненные конструктивными элементами комплекса электроизмерительной техники (АСЭТ). Таким образом, УТК полностью соответствуют международным стандартам. В качестве базового используется размер 19 дюймов, который предусматривает ширину передней панели каркаса, равную 482,6 мм, с соответствующими кратными приращениями габаритных размеров и шагом координатной сетки (разметки печатных плат) равным 2,54 мм., использование только одного размера печатной платы с габаритными размерами 235Х160 мм, что соответствует шагу координатной сетки и габаритным размерам, близким габаритным размерам аналогичной европлаты. Ширина передней панели сменного блока выбирается 17,2 мм. Комплекс УТК позволяет обеспечить конструктивную реализацию аналоговых и дискретных агрегатных модулей ГСП, в том числе с использованием БИС и микропроцессоров; конструктивную компоновку из агрегатных модулей разнообразных функциональных блоков ввода, вывода, обработки, хранения, передачи и отображения информации; конструктивное размещение и электрическое объединение функциональных блоков, защиту установленного оборудования от воздействия окружающей среды, а также формирование интерьеров и диспетчерских пунктов. Совместное использование функциональных блоков различных агрегатных комплексов накладывает особые требования на совместимость их в изделиях, причем под совместимостью понимается совокупность характеристик, обеспечивающих совместное использование технических средств в заранее предусмотренных сочетаниях без дополнительных аппаратурных средств. Существует несколько видов совместимости: метрологическая, электрическая, конструктивная, информационная, эксплуатационная и т.д. При построении ИИС из набора ФБ необходимо, чтобы каждый ФБ имел строго нормированные характеристики, основной из которых является погрешность. Это требование, с одной стороны, позволяет сопоставить результаты измерений и рассчитать результирующую погрешность, а с другой стороны, дает возможность подобрать ФБ с близкими значениями основной погрешности, тем самым снизить затраты на приобретение прецизионной аппаратуры. Рассмотренные требования определяют метрологическую совместимость. Так, например Электрическая совместимость накладывает определенные требования на вид, уровень и мощность сигналов, несущих информацию. Действительно, для обеспечения нормальной работы системы необходимо, чтобы параметры выходного сигнала предыдущего преобразователя по уровню, виду и мощности были согласованы с входными параметрами последующего. Технические средства ГСП используют для передачи информации электрическую, пневматическую и гидравлическую энергии. При использовании логических элементов в составе накладывается требование на их совместимость, так как применение различных типов логических элементов потребует дополнительных аппаратурных затрат для обеспечения их совместной работы. Конструктивная совместимость предусматривает согласованность конструкций и механическое сопряжение функциональных модулей и обеспечивается в приборах и системах применением комплекса УТК. Эксплуатационная совместимость требует выполнения единых правил на обслуживание, настройку и ремонт технических средств. В некоторых случаях при компоновке модулей или каркасов в стойки или шкафы необходимо обеспечивать заданный уровень источников питания. Наибольший интерес представляет информационная совместимость, которая проявляется в многоканальных системах, особенно при работе нескольких функциональных модулей на общий канал связи (магистраль). Обмен информацией между различными устройствами ГСП осуществляется при помощи интерфейсов, которые обеспечивают передачу информации в обоих направлениях и используются для сопряжения информационных вычислительных комплексов (ИВК) и других технических средств с кодированными сигналами. Существует несколько определений интерфейса, и, хотя они несколько отличны друг от друга, их суть сводится к одному. Интерфейс представляет собой совокупность единых правил и средств, устанавливающих и реализующих взаимодействие устройств системы, предназначенных для сбора, переработки и использования информации. Таким образом интерфейс состоит из информационной и аппаратной частей. Аппаратная часть (интерфейсные карты и платы) позволяет осуществлять информационный обмен управляющими, адресными, известительными и другими сигналами между функциональными модулями, информационная определяет порядок обмена сигналами и информацией. Для обеспечения информационной совместимости технических средств интерфейсы также унифицируются. В ГСП наибольшее распространение получили интерфейсы «Общая шина ОШ», 2К и «Единый интерфейс (ЕИ)». Интерфейс ОШ представляет собой наиболее распространенный вид машинного (приборного) интерфейса. 8.3. Интерфейс 2К реализуется в простых структурах, в которых связь между ФБ осуществляется по индивидуальным линиям связи и применяется в управляющих вычислительных комплексах, таких как СМ-2. Интерфейсы ЕИ используются в основном в агрегатных комплексах широкого назначения. Интерфейс ЕИ является трехуровневым: ЕИ0 предназначен для связи между функциональными модулями внутри блока ввода-вывода; ЕИ1 - для связи между блоком управления и функциональными блоками и блоками ввода-вывода; ЕИ2 - для связи между блоками управления и блоками памяти. Интерфейсы определяют скорость сбора информации, загрузку памяти ЭВМ или контроллера, стоимость аппаратуры. СТАНДАРТНЫЕ ЦИФРОВЫЕ ИНТЕРФЕЙСЫ При построении современных многоканальных систем массового сбора измерительной информации недостаточно иметь в наличии требуемое количество и номенклатуру ФБ, обладающих заданными метрологическими характеристиками и быстродействием, конструктивно и электрически совместимых друг с другом. Необходимо также располагать некоторым набором правил, позволяющих уверенно упорядочить обмен информацией между отдельными ФБ. Большие скорости отбора данных и их большой объем, изменяющиеся условия исследований, связанные в некоторых случаях с перестройкой структуры ИИС, необходимость осуществлять обмен информацией по инициативе передающей стороны потребовали перехода от жесткого, программного управления системой к гибко перестраиваемому в процессе функционирования, т.е. возникла необходимость создания интеллектуальных систем, имеющих свои правила поведения. Совокупность указанных правил организации потоков данных и взаимодействия между ФБ в системе, а также технических средств сопряжения и управления, как отмечено выше, имеет название интерфейса. Реализация интерфейса осуществляется при помощи блоков управления, включающих в свой состав, как правило, управляющую микро- или мини-ЭВМ. При этом управление системой сбора информации может осуществляться как централизованно на самом верхнем уровне иерархии при помощи одной ЭВМ, так и децентрализованно на нижних уровнях, путем распределения функции управления и обработки информации между многими процессорами. Второй путь позволяет значительно повысить быстродействие системы за счет параллельной обработки информации, уменьшить количество и длину линий связи, упростить программное обеспечение и повысить помехозащищенность и надежность системы. Основной структурной единицей ИИС ГОСТ 22316-77 устанавливает ФБ, который в зависимости от сложности ИИС, а также от степени перестройки ее структуры может представлять собой один или несколько объединенных конструктивно и взаимодействующих между собой измерительных преобразователей. В некоторых случаях в качестве ФБ может выступать законченный измерительный прибор. Например, в качестве ФБ могут быть представлены: сочетание аналогового датчика, унифицирующего преобразователя и АЦП; один АЦП или операционной усилитель и т.д. Функциональные блоки информационно-измерительных систем в зависимости от назначения подразделяются на: функциональные блоки-источники (ФБ-И), предназначенные для формирования и выдачи данных; функциональные блоки-приемники (ФБ-П), предназначенные для приема данных; функциональные блоки управления (ФБ-У) - контроллеры, предназначенные для формирования команд управления, организующих обмен данными. В некоторых случаях в одном ФБ могут быть совмещены функции источника и приемника информации, например оперативное запоминающее устройство. Некоторые ФБ-И, подготовив данные для обмена, могут выставлять на линию связи сигнал запроса на обслуживание. Такие ФБ называются активными, или инициирующими. ФБ-И, не формирующие сигнала запроса на обслуживание при наличии готовых к выдаче данных, называются пассивными. Однако, как активные, так и пассивные ФБ начинают передачу данных лиши по командам, поступающим от контроллера. Все виды информации циркулируют между ФБ ИИС законченными смысловыми сообщениями двумя потоками: информационным и управляющим. Сообщение информационного потока несет сведения о значении измеряемого параметра, диапазоне измерения, времени, которому необходимо приписать результат измерения, а также адрес ФБ с целью привязки полученного результата к определенному параметру или точке объекта исследования. Информационный поток может также содержать сообщения о результатах контроля состояния измерительных каналов и видах тестов. Перечисленные данные передаются по тем же линиям связи, что и данные о значениях измеряемых параметров. Сообщения управляющего потока несут сведения, определяющие режим работы ФБ, порядок выполнения или последовательность операций во времени, запросы на обслуживание и команды контроля состояния измерительных каналов. Все сообщения управляющего потока передаются в цифровой форме командными словами. Информационные и управляющие сообщения представляют собой набор различных сигналов, которые для информационного потока подразделяются на сигнал измеряемого параметра, сигнал динамического диапазона; сигнал идентификации, позволяющий определить содержание сигналов измеряемого параметра и динамического диапазона, а также сигнала о недостоверных данных; сигнал состояния ФБ; сигнал адреса ФБ; сигнал времени и сигнал, применяемый при передаче служебной информации. Сигналы управляющего потока в свою очередь подразделяются на команды, определяющие вид операции, которую должен осуществить ФБ (такими операциями могут быть измерение, изменение режима работы, перестройка структуры и т.д.); расширитель команды, конкретизирующий параметры и условия выполнения команды; адрес команды, служащий для определения ФБ, которому адресована данная команда. Кроме информационного и управляющих сигналов, в ИИС используются также вспомогательные сигналы, основными из которых являются: запрос на обслуживание; сигнал неготовности приемника; сигнал контроля по модулю 2; сигнал времени. Перечисленные сигналы образуют информационные, адресные, временные и служебные слова, структура и формат которых определяют точность измерения, число линий связи, а в некоторых случаях и быстродействие системы. Информационное слово включает в себя сопроводительную и информационную части. Сопроводительная часть, предшествует информационной, несет в себе сигналы состояния, адрес, диапазона измерения и идентификатора вида информации. Информационная часть, следующая непосредственно за сопроводительной, содержит сигнал измеряемого параметра, причем размер информационной части слова определяется требуемой точностью измерения. Командное слово состоит из сигналов адреса команды, самой команды, расширителя команды, передаваемой последовательности. Полная длина информационного слова на выходе ФБ-И и входе ФБ-П не должна превышать 32 бит, а полная длина командного слова на входе управляемого ФБ и на выходе контроллера не должна превышать 16 бит. Такой же формат имеет адресное слово, в которое входит номер измеряемого параметра или области объекта исследования. Совокупность информационных слов образует информационную фразу, состоящую из адресного, временного и информационных слов, количество которых не должно превышать 64. Размеры и порядок расположения слов в фразе должны быть заранее установлены и постоянны для постоянных режимов работы ИИС. Целое число фраз образует кадр, который содержит маркер кадра, т.е. его заголовок, условный номер исследуемого объекта, код программы, определяющий структуру информационной части кадра, а также порядковый номер кадра и информационную часть. Размер и порядок расположения фраз в кадре не регламентируется, но должно быть постоянным и заранее известным. Кадры обычно используются в децентрализованных структурах, а также для передачи накопленной информации на верхний уровень иерархии системы. Размер кадра не должен превышать 8192 бит. Важными характеристиками интерфейсов являются структура соединений ФБ, режим и единица обмена данных. Указанные характеристики, как будет показано ниже, определяют быстродействие, надежность, помехоустойчивость ИИС и затраты на интерфейсное обслуживание. При построении ИИС и ИВК широко используется радиальное соединение (индивидуальная система шина), когда ФБ-И соединен одновременно с несколькими ФБ-П и контроллером отдельной (индивидуальной) линией связи, и магистральное (система коллективных шин), когда все ФБ параллельно подключены к одной общей линии (магистрали). Существует также цепочечное соединение, при котором выходы предыдущих ФБ подключены ко входам последующих. Такая структура соединения в настоящее время практически не используется. При радиальном соединении контроллер с любым ФБ связывается индивидуальными шинами, что позволяет ему путем соответствующих переключений соединять друг с другом любую пару ФБ-И и ФБ-П. Адресацию контроллер осуществляет путем подачи адресного слова на соответствующие шины, по которым осуществляется передача данных. При наличии инициирующих ФБ-И контроллер производит пуск устройства, выставившего сигнал запроса на обслуживание по индивидуальной шине идентификации. Поступивший запрос от одного или нескольких ФБ-И анализируется контроллером с учетом приоритетов, и при завершении происходившего на момент получения запросов обмена информацией между ФБ-П и некоторым ФБ-И последний отключается, а контроллер разрешает передачу данных ФБ-И, имеющему наивысший приоритет. По окончании обмена данными к ФБ-П подключается следующий ФБ-И, имеющий наивысший приоритет среди требующих обслуживания. Радиальное соединение ФБ позволяет достаточно просто и быстро осуществлять адресацию и идентификацию требуемого ФБ, обладает высокой надежностью, так как выход из строя одной или нескольких индивидуальных шин приведет к отключению одного или нескольких ФБ, в то время как остальные ФБ будут функционировать нормально. Существенными недостатками радиальной структуры являются большая длина соединительных линий, а также сложность контроллера, что приводит к увеличению стоимости ИИС. Магистральное соединение, как было сказано выше, использует одну общую коллективную шину, состоящую из нескольких линий связи, к которой подключаются источники и приемники информации. Магистральная структура предусматривает более сложные правила, организующие обмен данными, чем радиальная. Адресация в рассматриваемой системе шин осуществляется путем посылки кода номера ФБ по одной из линий магистрали. Все ФБ воспринимают адресный сигнал, но только нужный ФБ распознает его и выдает на шину сигнал готовности к передаче или приему. Таким образом, каждый ФБ должен содержать в своем составе устройство, дешифрирующее адресный код. При инициировании ФБ-И запроса на обслуживание контроллер, сравнивая полученный код номера ФБ с заложенными в его память, опознает источник данных, требующий обслуживания, и дает ему разрешение на обмен информацией. Другой способ идентификации заключается в том, что после получения запроса на обслуживание контроллер последовательно выставляет на адресную линию коды номеров функциональных блоков. Инициирующий ФБ-И по совпадении выставленного адресного сигнала с его номером формирует сигнал, подтверждающий готовность к передаче данных. Как нетрудно заметить, последний способ идентификации имеет относительно низкое быстродействие, в то время как реализация первого способа требует усложнения схемы контроллера. Использование магистральной системы шин позволяет легко наращивать систему, упрощает системное оборудование, дает возможность непосредственного обмена данными между собой любой парой ФБ и одновременной работы нескольких ФБ-П. Значительно экономится кабель линий связи. Недостатком рассмотренного способа организации шин интерфейса является низкая надежность, ибо выход из строя любой линии связи в системе магистральных шин приводит к выходу системы из строя. Для уменьшения недостатков, присущих радиальному и магистральному соединениям ФБ, на практике часто применяют комбинированную систему из индивидуальных и коллективных шин. Для повышения быстродействия при адресации и идентификации используются индивидуальные линии связи, а для передачи данных коллективные шины (магистраль). Такая организация структуры шин позволяет не только повысить быстродействие интерфейса, но и уменьшить длину кабелей связи. При обмене данными между функциональными блоками возможны следующие режимы передачи дискретных сигналов: синхронный и асинхронный. Синхронный режим обмена характеризуется постоянным для всех ФБ-И интервалом времени, в течение которого осуществляется обмен информацией. При этом возможны два случая реализации синхронного режима обмена. В первом случае ФБ-И должен в определенный момент времени выставить информацию на шину данных, а ФБ-П, которому предназначена информация, должен к этому моменту выйти на связь. По истечении заданного фиксированного промежутка времени информация может быть снята. Во втором случае момент выхода функционального блока на связь не закреплен во времени, а определяется стробирующим импульсом, разрешающим обмен информацией. Окончание обмена происходит при появлении второго стробирующего импульса. Интервал времени между стробирующими импульсами является фиксированным и так же, как и в первом случае, выбирается исходя из инерционных свойств самого худшего по быстродействию ФБ. Поэтому синхронный режим обмена данными применяется сравнительно редко из-за низкого быстродействия. Кроме того, изменение состава ФБ, а также наращивание системы и связанное с ним изменение длины линий связи требуют изменение времени обмена, что приводит к перепрограммированию контроллера. Более высоким быстродействием по сравнению с синхронным обладает асинхронный способ обмена, который заключается в том, что выставленная на шинах данных информация будет поддерживаться неизменной до тех пор, пока ФБ-П не просигнализирует о приеме данных. Это позволяет сократить время обмена между быстродействующими ФБ. Так как сигнал об окончании приема информации часто называют «квитанцией на полученные данные», то асинхронный режим обмена носит также название «режим обмена с квитированием». Не менее важной характеристикой является способ обмена данными или так называемая единица обмена, которая определяет число линий связи, участвующих в передаче данных. При последовательном способе передачи данных информация передается по одной линии связи бит за битом и называется бит-последовательной передачей. Такой способ обмена используется обычно при передаче данных на большие расстояния и когда не требуется высокого быстродействия. Параллельный способ предусматривает наличие нескольких линий связи, по которым информация передается параллельным кодом, побайтно или пословно (это зависит от числа линий связи). Такая передача информации называется битпараллельной передачей. Она обеспечивает высокое быстродействие, однако стоимость интерфейсного оборудования при этом существенно возрастает. Параллельный способ передачи данных широко используется при большом числе разрядов передаваемого сообщения. Все существующие виды интерфейсов по их функциональным возможностям можно разделить на три самостоятельные группы: машинные, системные и приборные. Машинные интерфейсы используются при построении ЭВМ и организуют подключение периферийных устройств к центральному процессору ЭВМ для обработки данных. Высокая степень централизации позволяет существенно снизить затраты на интерфейсное оборудование. В машинных интерфейсах, как правило, схемы управления периферийными устройствами выделены из состава процессора. Машинный интерфейс входит как составное звено в понятие «архитектура системы ввода-вывода ЭВМ». Примером могут служить интерфейсы Unibus, IBM 360/370, «Общая шина», LPI-11. Системные интерфейсы позволяют из набора ФБ строить автономные системы, способные самостоятельно функционировать без участия внешней управляющей ЭВМ. Управление работой функциональных блоков осуществляется специализированным блоком управления - контроллером, содержащим в своем составе микропроцессор. При подключении к управляющей ЭВМ указанная система выступает как единое целое, а управление ее работой берет на себя ЭВМ. Системные интерфейсы предусматривают унификацию всех видов сопряжения, что позволяет значительно снизить аппаратурные затраты на интерфейсное оборудование. В целом системные интерфейсы характеризуются большей децентрализацией управления по сравнению с машинными. Наиболее ярким представителем системных интерфейсов является интерфейс КАМАК. Приборные интерфейсы в отличие от машинных характеризуются максимальной степенью независимости от ЭВМ. Они позволяют объединять в единую систему приборы, которые могут работать автономно и характеризуются большими функциональными возможностями. Конструктивные требования к этому типу интерфейсов касаются лишь унификации разъемов, при этом правила обмена данными у них, как правило, достаточно сложны. Большие функциональные возможности приборов и развитая интерфейсная логика позволяют строить системы без ЭВМ и даже без специальных устройств управления. Примерами могут служить интерфейсы HP-IB, IMS1, IMS-2 и др. Приборный интерфейс Разработчиком приборного интерфейса является фирма Hewlett Packard (США), которая назвала свой интерфейс Interface BUS (HP-IB). Этот интерфейс принят в качестве стандарта различными международными и национальными организациями. Американский институт инженеров электротехники (IEEE) в качестве стандарта IEEE488 принял основные положения HP-IB, а Госстандарт СССР разработал на его основе ГОСТ 25.867-79. Приборный интерфейс ориентирован на сопряжение программируемых и непрограммируемых независимо изготовляемых приборов в измерительную систему, а также возможности использования в ней одновременно приборов различной сложности и быстродействия. Интерфейс основан на использовании асинхронного байт-последовательного и бит-параллельного режима обмена данными и позволяет осуществлять прямой обмен информацией между приборами без использования промежуточных блоков (например, контроллера, как в интерфейсе КАМАК). Особенностью приборного интерфейса является возможность одновременного выхода на магистраль нескольких приемников информации с разными адресами. В нем предусмотрены также два режима поиска устройств, запросивших обслуживание, режимы последовательного и параллельного опросов. В последнем случае все ФБ одновременно могут выставить запрос на обслуживание , используя информационные шины, выступающие в этом случае как индивидуальные. Применение приборного интерфейса позволяет применять дистанционное (через магистраль) и местное (от рукояток на передней панели) управление ФБ. Магистраль интерфейса содержит 16 линий связи и структурно состоит из трех групп линий: восемь линий образуют шину данных, три линии обеспечивают управление асинхронной передачей байта данных, а пять линий (шина общего управления) используются для управления упорядоченным потоком данных по магистрали. Система шин приборного интерфейса приведена в табл. При запросе обслуживания ФБ-И и ФБ-П формируют сигнал по линии SRQ. Контроллер, получив сигнал запроса, начинает последовательно выставлять на информационных шинах DIO1 - DIO5 адреса ФБ. Процедура последовательного опроса продолжается до тех пор, пока ФБ, требующий обслуживания, не распознает свой адрес и не выставит сигнала на линии NDAC (логическую единицу). Как было сказано выше, в приборном интерфейсе предусмотрен режим параллельного опроса, позволяющий повысить быстродействие интерфейса при Назначение линий связи Обозначение Информационные шины Передача данных, команд, DIO1-DIO8 адресов, служебной информации (Data Input Output) Шина управления асинхронной передачей данных Разрешение передачи данных DAV (Data Valid) Кол-во Название 8 Данные вход-выход 1 Подготовка ФБ к приему данных 1 Данные действительны Не готов к приему данных Данные не приняты Подтверждение приема данных Шина общего управления Установка ФБ в состояние готовности Передача от ФБ запроса соответствующего уровня приоритета Приведение интерфейса в состояние готовности Установление линейного или дистанционного управления ФБ Обозначение конца последовательной передачи данных или идентификации NRFD (Not Ready for Data) NDAC (Not Data Accepted) 1 ATN (Attention) 1 Внимание SRQ (Service Reguest) 1 Запрос на обслуживание IFC (Interface Clear) 1 REN (Remote Enable) EOI (End or Identify) 1 Освободить интерфейс Дистанционное управление Конец или распознавание 1 идентификации. В этом случае информационные шины сигналами EOI и ATN переводятся программным путем из магистральных в индивидуальные, т.е. каждому ФБ, включенному в параллельный опрос, выделяется индивидуальная линия запроса на обслуживание (одна из линий DIO). Распознав свой адрес, ФФБ, требующий обслуживания, выставляет сигнал на линию NDAC, и контроллер разрешает ФБ обмен данными. Асинхронный обмен данными между ФБ-И и ФБ-П осуществляется в следующем порядке. При отсутствии сигнала на линии DAV и наличии сигналов на шинах линий NRFD и NDAC о том, что приемник не готов к приему данных, на информационных шинах устанавливается байт данных; ФБ-П снимает сигнал с шины NRFD, а ФБ-И формирует сигнал на линии DAV (разрешение обмена), и начинается передача данных. Получив данные, ФБ-П вновь устанавливает сигнал по линии NRFD и снимает сигнал с линии NDAC, что является подтверждением получения информации. Получив соответствующую квитанцию, ФБ-И снимает сигнал с линии DAV и информацию на шинах DIO, а ФБ-П выставляет сигнал на линии NRFD. Если в обмене данными с ФБ-И участвует несколько ФБ-П одновременно, то снятие данных с информационных шин происходит по получении подтверждения об окончании записи от каждого ФБ-П. Адресация ФБ контроллером производится 5-разрядным кодом по линиям данных DIO1-DIO5. При этом адреса ФБ-И сопровождаются формированием 0 по линии DIO6 и 1 по линии DIO7, а адреса ФБ-П - изменением сигналов на указанных линиях на противоположные. В интерфейсе предусмотрена возможность реализации двух вариантов адресации: однобайтовый, позволяющий адресовать 31 ФБ, и двухбайтовый, дающий возможность адресовать до 961 ФБ. Число устройств, которые могут быть подключены непосредственно к приборной магистрали, не превышает 15, однако применение расширителей магистрали позволяет увеличить их число до 500. Длина магистрали 20 м, при этом скорость прохождения информации по любой шине не превышает 1 Мбит/с. Приборный интерфейс широко используется отечественными и зарубежными фирмами при построении ИИС для автоматизации эксперимента. Он удобен тем, что позволяет из имеющихся непрограммируемых приборов, не подготовленных для совместной работы, создавать измерительные системы путем использования относительно несложных устройств сопряжения - интерфейсных плат и микро-ЭВМ в качестве контроллера системы. Интерфейсная плата представляет собой в общем случае блок, снабженный регистрами для записи информации, поступающей от прибора, к которому она подключена, дешифратором адреса и устройством формирования управляющих и служебных сигналов. На плате установлен унифицированный разъем. Схемные решения различных типов интерфейсных плат достаточно просты, и при необходимости они могут быть почерпнуты из [27]. Приборный интерфейс используется в цифровом регистраторе ТРИАС и др. Интерфейс «Общая шина» Современные отечественные вычислительно-измерительные комплексы строятся на основе мини-ЭВМ серии СМ. Организация взаимодействия периферийных устройств СМ ЭВМ осуществляется машинным интерфейсом «Общая шина» (ОШ). Интерфейс ОШ разработан в США фирмой Digital Equipment Corp (DEC) для машин типа PDP. Его модификациями для конкретных машин являются интерфейс Unibus - для мини-ЭВМ PDP-11, интерфейс ОШ - для машин серии СМ ЭВМ и интерфейс LSI-11 для микро-ЭВМ «Электроника-60» и совместимых с ними микроЭВМ. Взаимодействие ФБ в интерфейсе ОШ основано на принципе задатчикисполнитель (источник-приемник). Сущность указанного принципа заключается в том, что любой ФБ-И, передающий информацию, становится задатчиком и управляет магистралью. Он же осуществляет подготовку к передаче данных; ФБ-П выступает в роли исполнителя и выполняет операцию чтения в соответствии с указаниями ФБ-И. Задатчик получает магистраль в свое распоряжение на определенный интервал времени. Такой принцип организации взаимодействия позволяет производить обмен данными между двумя ФБ без привлечения для этой цели процессора и памяти. Исходя из сказанного, при проектировании измерительно-вычислительных систем на базе мини-ЭВМ, использующих интерфейс ОШ, в блоках сопряжения (интерфейсных платах) измерительных устройств необходимо предусматривать возможность формирования сигналов управления магистралью. При сопряжении с СМ ЭВМ измерительной системы, в которой уже использованы системные или приборные интерфейсы, функции управления магистралью ОШ должен взять на себя либо контроллер измерительной системы, либо специализированный контроллер. В интерфейсе ОШ использован асинхронный обмен данными по методу с квитированием. Выбор задающего ФБ осуществляется устройством управления шиной (арбитром), расположенным в центральном процессоре (ЦП). Каждый ФБ, который может стать задатчиком, имеет свой, присвоенный ему приоритет. Выбор очередного задающего ФБ производится на основе сравнения приоритетов. Среди ФБ, одновременно выдающих запросы на использование магистрали, устройство с более высоким приоритетом является первым среди кандидатов в задающие ФБ. По получении задающим ФБ сигнала об освобождении им магистрали оно станет очередным задатчиком. Конфликтные ситуации среди ФБ, имеющих одинаковый приоритет, разрешаются в пользу ФБ, расположенного ближе к устройству управления шиной. Конструктивно ОШ представляет собой унифицированную магистраль, состоящую из 56 функционально объединенных линий связи с раздельными шинами для информационных, адресных и управляющих сигналов. Пять однонаправленных линий связи используются для управления шиной приоритета (табл. ), а остальные являются двунаправленными (51 линия связи); 18 адресных линий связи (А0-А17) используются для поиска ФБ-И, с которым нужно осуществлять обмен данными, из них 17 (А1-А17) служат для передачи 16-байтового адресного слова, а одна (А0) задает байт, к которому при операциях с байтами происходит обращение. Шестнадцать линий данных Д0-Д15 служат для передачи информации ФБ-П. Две линии управления УПР (0.1) задают одну из четырех возможных операций обмена: 00 - чтение, 01 - чтение с паузой, 10 - запись слова, 11 - запись байта. Для взаимной синхронизации источника и приемника информации используются две линии синхронизации СХЗ и СХИ. Для передачи управления ОШ ФБ-И, выбранному схемой приоритета, используется 11 линий приоритета. В магистрали имеется также линия прерывания ПРЕР и линия занятости. Для увеличения правильности переданных сообщений используются две линии контроля (К0, К1). Кроме того, в магистрали ОШ предусмотрены две линии связи для передачи сигналов о состоянии системы: сигнал аварии сети питания АСП и сигнал аварии источника питания АИП. Конструктивно магистраль ОШ выполняется наращиваемой из отрезков кабеля, оканчивающихся с обоих концов интерфейсными разъемами. Максимальная длина кабеля ОШ 15 м. К магистрали одновременно могут подключаться не более 25 ФБ. Для увеличения каналов связи и ФБ на магистрали применяются расширители ОШ. Каждый расширитель позволяет увеличивать длину магистрали на 15 м, а число ФБ на 18. Соединение интерфейса с СМ ЭВМ осуществляется при помощи восьми гнезд ввода-вывода со стандартными разъемами, в которые вставляются интерфейсные платы. Рассмотрим последовательность операций и обмена данными в интерфейсе ОШ. Операция выбора задающего ФБ-И из группы ФБ, претендующих на управление магистралью, начинается путем установки одним из ФБ-И на шине приоритета сигнала запроса и передачи данных ЗПД. Этот сигнал обладает самым высоким приоритетом и обычно инициирует операции прямого доступа в память. Арбитр в ответ на сигнал ЗПД выставляет сигнал передачи данных РП на линию связи, которая образует цепочечное соединение функциональных модулей. Получив сигнал РПД (РП), ФБ-И выдает сигнал подтверждения ПВД, который блокирует арбитра, а ФБ-И принимает на себя функции управления магистралью. При этом на шине арбитража выставляется сигнал ЗАН, который определяет, что ОШ используется задающим ФБ-И. При выполнении операции обмена данными задающий ФБ-И выставляет на магистраль сигналы управления, адрес ФБ-П и данные, подлежащие передаче. Затем ФБИ формирует на линии синхронизации сигнал СХЗ; ФБ-П, распознавший свой адрес, принимает этот сигнал, после чего производит прием данных, по окончании котрого выставляет на линию синхронизации сигнал СХИ. При отсутствии сигнала СХИ в течение определенного времени, не превышающего 20-25 мкс, после установки СХЗ фиксируется ошибка и операция чтения повторяется. Задающий ФБ-И, получив сигнал СХИ, снимает с магистрали сигналы управления, адреса, данные и СХЗ; ФБ-П, обнаружив снятие СХЗ, снимает сигнал СХИ. На этом цикл обмена информацией с данным ФБ-И заканчивается, а задающий ФБ-И может продолжать работу с другим ФБ-П. При окончании работы задающий ФБ-И вырабатывает сигнал прерывания ПРЕР, который переводит ЦП на программу обработки нго прерывания. Центральный процессор устанавливает на шинах управления состоянием системы сигнал подготовки ПОДГ, который поступает на все ФБ и начинает выбор нового задающего ФБ-И. Вновь выбранный ФБ-И, став задающим, после появления сигнала ЗАН устанавливает сигнал ПРЕР и адрес вектора прерывания на линиях данных. Процессор, получив сигнал ПРЕР, принимает с линий данных адрес вектора прерывания и отвечает сигналом синхронизации СХИ. Задающий ФБ-И, получив СХИ, снимает сигналы ПРЕР, ЗАН и информацию с линии данных. Процессор сброса сигнала ПРЕР снимает СХИ и назначает последовательность прерывания. Затем происходит обмен управляющими сигналами, и цикл обмена данными повторяется. частичное В машинных интерфейсах микро-ЭВМ используется мультиплексирование шин в целях уменьшения числа линий. Последнее объясняется небольшим числом выводов БИС из-за небольших размеров кристалла. Развитием идеологии ОШ для микро-ЭВМ является интерфейс типа LSI-11, число шин в котором значительно уменьшено (до 34) за счет совмещения шин адреса и данных. Поэтому протоколы обмена информацией у них несколько отличны друг от друга. Это связано с необходимостью идентификации адреса и данных в LSI-11. Для уменьшения числа шин используются 16 двунаправленных линий связи, которые мультиплексированы во времени относительно адресов и данных. Указанная особенность понижает скорость обмена данными. Поэтому LSI-11 не принадлежит к семейству быстродействующих средств передачи данных. Интерфейс LSI-11 используется в микро-ЭВМ системы «Электроника-60» и выполненных на основе ИВК. Интерфейс КАМАК Интерфейс КАМАК (Computer Application for Measurement and Control) разработан зарубежными научными центрами и предназначен для компоновки систем массового сбора информации из оборудования, выполненного в блочно-модульном исполнении, и сопряженных с ЭВМ. КАМАК является основным международным стандартом при построении ИИС для автоматизации научных исследований и испытаний. Особенность интерфейса КАМАК заключается в том, что он позволяет строить многоуровневые системы с централизованным управлением от ЭВМ различных классов. При замене ЭВМ вся система, часто более сложная и дорогостоящая по сравнению с ЭВМ, сохраняется, а требуется лишь замена контроллера. Здесь следует отметить, что измерительные системы, основанные на использовании интерфейса КАМАК, могут функционировать самостоятельно, без внешней ЭВМ. Управление магистралью в этом случае берет на себя контроллер. В интерфейсе используется смешанная магистрально-радиальная система шин и синхронный режим обмена данными между функциональными блоками. В отличие от интерфейса ОШ, где задатчик ФБ-И напрямую связывается с приемником, минуя центральный процессор, в интерфейсе КАМАК происходит промежуточная запись данных в контроллере, т.е. ФБ-И передает данные контроллеру, который их запоминает, а затем, выбирая требуемый ФБ-П, передает ему записанную информацию. Сочетание синхронного режима обмена данными с описанным способом организации взаимодействия ФБ снижает быстродействие интерфейса, но при этом уменьшаются затраты на интерфейсное оборудование. Синхронный режим обмена данными осуществляется на каждом уровне иерархии системы, за исключением центральной ЭВМ, а обмен между уровнями происходит в асинхронном режиме. Система шин горизонтальной и вертикальной магистралей, так же как и системы команд, несколько отличаются друг от друга. Поэтому в стандарте КАМАК существуют взаимосвязанные интерфейсы горизонтали и вертикали. Лекция 22. ИНТЕРФЕЙСЫ СКВАЖИННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИИС Телеметрическая система цифровых и программно-управляемых скважинных приборов. Внутриприборный скважинный интерфейс радиального типа. Внутриприборный скважинный интерфейс магистрального типа. Особенности внутриприборного интерфейса комбинированного типа. Межприборный скважинный интерфейс Телеметрическая система цифровых и программно-управляемых скважинных приборов Главной отличительной особенностью цифровых и программно-управляемых скважинных приборов является то, что сигналы от датчиков скважинных приборов оцифровываются в скважинном приборе, а сигналы от скважинного прибора и управляющие команды к скважинному прибору передаются с помощью кодоимпульсной модуляции. Наличие цифровой телеметрии в компьютерной технологии является обязательным признаком. При этом надо понимать, что цифровая телеметрия должна обеспечивать такой режим работы, при котором каждый скважинный прибор по отношению к управляюще-обрабатывающей ЭВМ лаборатории является внешним устройством. Все скважинные приборы соединяются по принципу магистрального интерфейса и каждый имеет свой адрес, регистр состояний, регистр управления и регистр данных. Только при таком подходе возможно обеспечить агрегатируемость скважинных приборов, осуществлять их тестирование и изменять режимы измерений. Передовые западные, фирмы, имеющие полную компьютерную технологию, имеют такие системы телеметрии. Например в системе D-2000 (система 2000 г.) фирмы SGG имеется две телеметрии: одна - низкоскоростная с высокой степенью помехозащищенности (9 кбод) для передачи сигналов интегрального типа (стандартная радиометрия, электрометрия), вторая - высокоскоростная (128 кбод) для передачи сигналов скважинной сейсмики (ВСП и др.). Сигналы волновой акустики оцифровываются на дневной поверхности. Телеметрия фирмы "Halliburton" имеет скорость 108 кбод и едина для обеих задач. Оцифровка акустического сигнала также происходит на дневной поверхности. Эта фирма сообщила о разработке новой телеметрии с применением оптоволоконного кабеля, которая позволит увеличить скорость передачи данных почти в 200 раз. Фирма "Schlumberger" имеет телеметрию со скоростью 500 кбод, что позволяет все сигналы, в том числе и акустику, оцифровывать в скважинном приборе. Наличие высокоскоростной телеметрии позволило этой фирме первой перейти к технологии imaging, при которой из скважины передается большое количество информации. В РФ имеется целый ряд приборов с цифровой телеметрией -ЭК-1, ВАРТА (г. Уфа) и т.д. Однако их нельзя признать удовлетворяющими принципам компьютерной технологии, так как первый имеет однонаправленное движение данных, а второй жесткую систему управления процессом измерений. Единственная телеметрия, выполненная по формату Манчестер-Н, которая удовлетворяет принципам компьютерной технологии, применяется в системе КАРАТ-2 (22 кбод) и ряде приборов, разработанных во ВНИИГИСе (г. Октябрьский). Скорость передачи в этой телеметрии может быть поднята до 100 кбод. В Краснодаре разрабатывается телеметрия со скоростью передачи до 500 кбод. Таким образом, и в нашей стране, и за рубежом для передачи цифровой информации по геофизическому кабелю наибольшее распространение получает фазокодоимпульсная модуляция по стандарту Манчестер-П. Это объясняется рядом причин. Во-первых, достаточно высокой помехоустойчивостью при скорости передачи информации до 100 кбод. При этом не требуется специальной подстройки частотной характеристики стандартного геофизического кабеля. Во-вторых, в настоящее время выпускается ряд микросхем (К588 ВГЗ, К588 ВГ6), которые позволяют организовать унифицированный внутриприборный скважинный интерфейс, прием и передачу сигналов по стандарту Манчестер-П. В зависимости от применения в скважинном приборе универсальных или специальных АЦП для каждого из видов датчиков различны организация связи датчиков с аналого-цифровым преобразователем и модулятором цифровых сигналов, передаваемых непосредственно по кабелю, а также способ управления процессом измерений. Существует несколько подходов к организации внутриприборного скважинного интерфейса. Внутриприборный скважинный интерфейс радиального типа При структурной измерительной схеме радиального типа комплексный скважинный прибор, измеряющий несколько физических параметров, имеет единый универсальный аналого-цифровой преобразователь (АЦП), и единый блок модуляции и передачи кодоимпульсных сигналов. Разрядность АЦП должна обеспечить перекрытие динамического диапазона измерительного преобразователя (датчика) с самыми большими изменениями Частота опроса датчиков определяется по датчику с самыми быстрыми изменениями измерительного сигнала. Структурная схема прибора с радиальным внутриприборным интерфейсом ничем не отличается от приведенной выше на рис. 55. Каждый датчик имеет свой нормирующий преобразователь 4-6, унифицирующий входные сигналы, и подключен ко входу АЦП или модулятора 8 через управляемый коммутатор аналоговых сигналов 7. Управление коммутатором осуществляется с помощью внутреннего генератора 10 последовательно-циклически. Для тестирования АЦП и измерительных преобразователей выделяются дополнительные каналы, которые опрашиваются наравне с измерительными При такой структурной схеме скважинного комплексного прибора по геофизическому кабелю будет передаваться избыточная информация, что отрицательно скажется на пропускной способности и времени отклика всей промысловогеофизической ИИС, она будет загружена обработкой этой избыточной информации. Процесс управления измерениями фактически отсутствует, или организован аппаратно в блоке управления 10. Сложным представляется и этап настройки отдельных измерительных каналов, так как ее необходимо проводить только при работе всех остальных каналов. Длинные соединительные провода между универсальным АЦП и пространственно разнесенными первичными преобразователями приводят к взаимному влиянию каналов из-за паразитных наводок. Очевидно, что структурную схему радиального типа целесообразно применять только в приборах с однородными первичными преобразователями (где диапазоны измеряемых параметров соизмеримы, например, в комплексных приборах электрометрии). По такой схеме выполнен цифровой комплексный прибор типа ЭК-1. Приборы, построенные по принципу радиального интерфейса с внутренним управлением, невозможно комплексировать в единую связку с другими видами скважинных приборов. Они не управляются сверху. Внутриприборный скважинный интерфейс магистрального типа Отличительной особенностью внутриприборного скважинного интерфейса магистрального типа (рис. 56) является то, что каждый измерительный преобразователь скважинного прибора 1 подключен к своему индивидуальному АЦП 2 со своим дешифратором адреса 3 и регистром команд 4. АЦП имеет схему управления 5, которая выполняет его циклический запуск с частотой, определяемой параметрами измеряемого сигнала, и осуществляет перезапись результата в буфер данных 6. После каждого цикла измерений данные в буфере меняются. В состав измерительного модуля входит также схема калибровки АЦП и образцовый эквивалент первичного преобразователя (если это возможно), которые по команде от дешифратора соответственно включаются на вход АЦП вместо первичного преобразователя. Выход буфера АЦП и вход регистра команд подключены к двунаправленной шине данных 8, вход дешифратора адреса - к шине адресов 14. Управление процессом записи и считывания в регистрах адресов, команд и данных происходит по шине управления 9. Измерительных модулей, подключенных к общей шине данных, их адресов и команд управления может быть несколько. Каждый из них работает асинхронно по отношению к другим, согласно своим индивидуальным особенностям. В буферном регистре данных каждого из измерительных модулей в каждый момент времени находятся данные, полученные в последнем цикле измерений. Порядок опроса данных измерительных модулей определяется в управляющей ЭВМ 10, которая находится на дневной поверхности и связана через модем скважинной телеметрии 11 по геофизическому кабелю 12 с аналогичным модемом скважинного прибора 13. Работа системы происходит следующим образом. В управляющей ЭВМ 10, находящейся в лаборатории, программа "управления процессом измерений" по заданному алгоритму формирует командное слово для передачи к скважинному прибору. Командное слово содержит адрес опрашиваемого первичного преобразователя и. команду (провести считывание данных из регистра, провести калибровку и т.д.). Это слово с помощью наземного модема 11 передается по кабелю к скважинному прибору. Полученные модемом скважинного прибора 13 данные в устройстве управления внутриприборного интерфейса 15 преобразуются в параллельный код адреса измерительного модуля и код команды. Эти данные записываются в соответствующие регистры измерительного модуля, чей адрес совпал с переданным адресом. При команде о проведении измерений буфер данных выбранного измерительного модуля выставляет данные на шину данных и устройство управления внутриприборным интерфейсом считывает их и передает в модем скважинного прибора. Данные вместе с "квитанцией" передаются на дневную поверхность и принимаются управляющей ЭВМ для дальнейшей обработки. В обсуждаемой структурной схеме управляющая ЭВМ является неотъемлемой частью измерительной схемы скважинного прибора, так как она задает и частоту регистрации измеряемого параметра, и режим работы (калибровка, изменение масштаба усиления и т.д.) первичного преобразователя. Очевидным преимуществом структурной схемы магистрального типа является то, что на внутриприборный скважинный интерфейс можно подключить, теоретически, неограниченное количество измерительных модулей. Скважинный прибор становится агрегатируемым средством. Возможность управлять каждым из измерительных модулей, т.е. считывать с него данные только по необходимости и любому из внешних признаков (метки времени или глубины), ведет к исключению лишней информации, передаваемой по кабелю, и позволяет включить в систему дополнительные датчики, тем самым расширить функциональные возможности системы. Кроме этого, появляется возможность в случае сбоев повторно запрашивать измерительные модули и переходить в режим тестирования. Для тестирования телеметрической линии связи на общую шину внутриприборного интерфейса включают стандартный ответчик. Таким образом, с точки зрения информационно-измерительных систем, переход к внутриприборному скважинному интерфейсу магистрального типа - наиболее гибкое решение. Рассмотренная схема была взята за основу при поектировании системы "КСКонтроль" ПО "Центргазгеофизика", г. Кимры). Центральный скважинный прибор системы "Контроль" включает в себя четыре датчика (давления, температуры, локатор муфт, влагомер), которые с помощью магистрального интерфейса параллельного типа (4 шины адреса, 8 шин данных и 4 шины управления) конструктивно объединены в единый скважинный прибор. В системе имеется ряд аналогичных приборов, включающих в себя другие датчики, которые могут собираться в единую сборку. Особенности внутриприборного интерфейса комбинированного типа На практике широко применяются оба вида внутриприборного интерфейса. Применяя в целом структурную схему магистрального типа, группу первичных преобразователей, измеряющих однородные параметры, можно объединить с помощью радиального интерфейса. В некоторых случаях это становится просто необходимым, например в приборах электрометрии. В этих приборах геофизические параметры получаются путем вычисления по известной формуле ρк = ΔU/1. Предварительно из каждого из измеренных параметров (ток 1, напряжение U) вычитается нуль-сигнал измерительного тракта. Если измерения проводятся с помощью одного и того же АЦП, то после вышеуказанных операций и аддитивная, и мультипликативная погрешности сводятся к минимуму. Если будут применяться различные АЦП, то встанет проблема их дополнительной калибровки и дополнительных вычислений. Поэтому в приборах электрических методов желательно, по крайней мере для одной группы электродов, при, менять единый АЦП и коммутатор аналоговых сигналов. Однако в этом случае коммутатор аналоговых сигналов необходимо выполнять программно-управляемым, т.е. передавать в него команды о подключении первичного преобразователя к АЦП и передаче данных на поверхность, или команды о подключении группы преобразователей, которые могут опрашиваться циклически. Данные в этом случае передаются пакетом. При таком подходе магистральный скважинный интерфейс может объединять не только измерительные модули, измеряющие один параметр, но и измерительные модули с групповым измерением нескольких параметров с помощью одного АЦП. Применение структурной схемы комбинированного типа предъявляет дополнительные требования к организации программы управления скважинными измерениями. Устройство управления радиальным коммутатором целесообразно выполнять на однокристальном процессоре. Процессор может служить не только для организации процесса измерений, но и для предварительной обработки данных, для улучшения метрологических характеристик путем применения различных алгоритмических методов повышения точности, и уменьшения потока избыточной информации, передаваемой по кабелю. Межприборный скважинный интерфейс Скважинный прибор - не обычное измерительное средство. Специфика заключается в условиях эксплуатации. Ограниченные габариты, высокая температура, при которой он работает, удаленность управляющей ЭВМ, с которой скважинный прибор связан через геофизический кабель, требуют от разработчика наибольшее внимание уделять вопросам простоты схемотехнических решений и тем самым повышать надежность прибора. Самым большим недостатком внутриприборного скважинного интерфейса магистрального типа является большое количество проводов, проходящих сквозь весь скважинный прибор. Действительно, если мы захотим подключить к магистрали всего только 16 датчиков, то необходимо будет, как минимум, провести 4 адресные шины, 8 шин данных, 4 шины управления, несколько шин питания. В общем случае получится около 20 шин. Критерием оптимальности структуры скважинной части аппаратуры в первую очередь является ее жизнеспособность, выражающаяся в том, насколько структура телеметрической системы ограничивает возможности разработчика в его стремлении разработать новый наиболее совершенный в методическом и более сложный в техническом и схемотехническом исполнении прибор. Причиной положения, когда разработанные телеметрические системы, не успев выйти в серийное производство, начинали ограничивать по каким-либо параметрам возможности совершенствования приборов, является не столько несовершенство элементной базы, сколько тот факт, что скважинная часть телеметрической системы выполнялась (ради уменьшения габаритов) с едиными узлами для всей системы, например, с едиными источником питания, модулятором-передатчиком и схемой управления интерфейсом. Это вполне допустимо в рамках одной конструктивной единицы, т.е. одного скважинного прибора, но становится препятствием при соединении нескольких приборов. Тип межприборного скважинного интерфейса и число линий имеют исключительно важное значение. Практически идеальным будет межприборный скважинный интерфейс магистрального типа с числом линий связи, не превышающих число жил геофизического кабеля. Однако этого возможно достичь только при децентрализации источников питания, модема и схемы управления. Например система КАРАТ-2 (см. рис. 52) включает в себя ряд приборов, которые соединяются между собой посредством трехжильного кабеля и выполнены в виде "проходных" скважинных приборов, т е. жилы кабеля проходят транзитом через весь скважинный прибор для возможности подключения следующего прибора. Лекция 23. Отображение геофизической информации Аналоговые измерительные приборы и регистраторы. Основные характеристики аналоговых регистраторов. Преобразователи геофизических диаграмм. Форматы записи. Цифровые измерительные и регистрирующие приборы. Геофизические цифровые регистраторы: назначение, принцип действия, структурная схема, режимы работы, форматы записи. 5. ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ 5.1. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ И ФУНКЦИИ КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ Начавшаяся компьютеризация ГИС, создание полных компьютерных технологий, цифровая передача и обработка данных преследуют решение нескольких основных информационных и экономических задач: 1) повышение достоверности первичной информации за счет ее оцифровки непосредственно в местах получения (скважинных приборах), передачи без искажений по линиям связи, цифровой обработки и регистрации; 2) повышение точности определения геологических параметров и технического состояния скважин вследствие совмещения измерений разнотипными скважинными приборами в единых скважинных условиях; 3) учет влияния геологотехнических условий исследований в процессе измерений; 4) проведение оперативной комплексной обработки информации в режиме реального времени с различными средствами и процедурами контроля качества первичных данных; 5) проведение глубокой многопараметровой комплексной интерпретации геофизических и геологических данных в стационарных условиях с построением трехмерных моделей коллекторов и залежей; 6) сокращения времени непроизводительного простоя скважин и принятия управляющих решений; 7) быстрый и облегченный обмен данными с другими информационно-измерительными системами. Обязательными составными элементами СГИИС для исследования приборами на кабеле являются: 1) цифровые много-зондовые скважинные приборы с управляемыми режимами измерений, работающие в комбинированных сборках (агрегатируемые); 2) цифровая телеметрия, обеспечивающая асинхронный доступ к данным каждого измерительного зонда и управляющим элементам прибора; 3) цифровая компьютеризированная лаборатория, включающая средства сбора цифровой и аналоговой информации от скважинных приборов, спуско-подъемного и вспомогательного оборудования и управления их работой, средства регистрации, визуализации, обработки, хранения и передачи полученной информации, вспомогательные средства, обеспечивающие работоспособность всех систем лаборатории (станции), диагностику и контроль за их состоянием, средства резервирования; 4) спуско-подъемное оборудование, работающее в автоматическом или полуавтоматическом режиме; 5) программно-методическое обеспечение калибровки и тестирования приборов, проведения измерений, обработки, хранения и передачи информации, диагностики и контроля за состоянием составных частей информационно-измерительного комплекса и программного обеспечения. Компьютеризированная информационная технология геофизических исследований скважин содержит следующие этапы: получение задания на проведение исследований; выбор методики и технических средств для исследований; подготовка технических средств к исследованиям; проведение исследований и оформление промежуточного результата; обработка результатов исследований, представление материалов заказчику в соответствующей форме; выдача заключения. Каждому из этих этапов соответствует определенный регламент работ, который должен быть выполнен на основе существующих или вновь созданных методик работ, а каждое рабочее место специалиста, выполняющего тот или иной этап, необходимо оснастить соответствующими техническими средствами и программно-методическим обеспечением. В общем виде СГИИС состоит из комплекса средств получения геофизической информации на скважине и ряда автоматизированных рабочих мест специалистов на базе ПК (АРМ геолога, АРМ геофизика-интерпретатора, АРМ метролога и т.д.), которые должны быть объединены в единую интегрированную информационную систему промыслово-геофизического предприятия. Центральным звеном этой системы является информационно-измерительная система геофизических исследований скважин (СГИИС), которая включает в себя набор технических средств (скважинные приборы, геофизическая лаборатория, подъемник и т.д.) и методическое обеспечение, определяющее регламент работ при каждом виде измерений. Критерии оценки эффективности применения СГИИС можно найти только на основе системного анализа всей технологии проведения ГИС. Системный анализ предполагает рассмотрение с единых позиций всей совокупности методических, технических, технологических, программных средств для выполнения определенной задачи, в частности проведения всего комплекса ГИС. В табл. 32 представлена динамика развития СГИИС и показателей ее назначения. Показатели назначения фактически являются целевой функцией современной СГИИС. Функции, позволяющие поднять производительность и геологическую эффективность системы на качественно новый уровень, имеют самые высокие экспертные весовые оценки, определяющие степень значимости каждой из функций. С этих позиций проведем анализ имеющегося парка разработок геофизических регистраторов и лабораторий. 5.2. ЦИФРОВЫЕ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ЛАБОРАТОРИИ И СТАНЦИИ В настоящее время в геофизических производственных организациях РФ и стран СНГ эксплуатируется большое количество промыслово-геофизических лабораторий и станций, оснащенных оборудованием для цифровой регистрации данных ГИС. В табл. 33 представлен перечень этих лабораторий и станций, выпущенных в РФ в различные годы. Список этот не исчерпан, так как на базах геофизических предприятий с помощью отдельно выпускаемых регистраторов (МКС-Самотлор, ПВК, Пласт-5, КИУ) была проведена модернизация серийных аналоговых лабораторий ЛКС-7АУ-03. Перечисленные лаборатории обладают различными функциональными возможностями и по-разному вписываются в полный цикл компьютерной технологии геофизического предприятия. Вне зависимости от области применения промыслово-геофизической лаборатории (геофизические исследования открытого ствола, обсаженной скважины, контроль за эксплуатацией скважины) промыслово-геофизическая лаборатория состоит из ряда подсистем: сбора геофизической информации; регистрации и визуализации; питания и управления; контроля за спуско-подъемными операциями; силового питания; жизнеобеспечения. Подсистема сбора геофизической информации предназначена для выделения и разделения по регистрирующим каналам измерительной информации, поступающей по кабелю от скважинных приборов. Типичными представителями этой подсистемы являются геофизические измерительные пульты радиометрии ИПРКУ, МАРК, электрометрии ИПЧМ, акустических исследований скважин АНК-ТМ. Для каждого специального вида исследований имеются свои измерительные панели: "Десна" - для импульсного нейтронного метода, АЯМК - для ядерно-магнитного и т.д. В табл. 34 приведены наиболее распространенные представители данной подсистемы. Подсистема регистрации и визуализации включает в себя средства, необходимые для автоматической регистрации получаемых от подсистемы сбора геофизической информации данных, и их визуализацию с целью контроля качества регистрации. В табл. 35 приведен перечень наиболее распространенных регистраторов данных ГИС, которые используются при производстве и модернизации промысловогеофизических лаборатории и станции. Подсистема питания и управления осуществляет питание скважинных приборов и управление работой исполнительных механизмов (двигателей постоянного и переменного тока, переключателей и т.п.). Наиболее распространенные измерительные источники питания скважинных приборов - П4506 и П450А. На смену им поступают источники ПОС-500 и ООС-500 (НПФ "Кит", г. Томск), а также ИППТ, ИПСТ (СКТБСПТ АО ГЕРС, г. Тверь). В качестве источника питания для работы исполнительных механизмов скважинных приборов применяется блок БУСП-М, выходы которого связаны с измерительными панелями этих приборов. При работе с цифровыми связками программно-управляемых скважинных приборов дополнительно вводится блок кабельного интерфейса. В табл. 36 представлены стабилизированные измерительные источники питания скважинных приборов, нестабилизированные источники питания и блоки управления исполнительными механизмами скважинных приборов. Подсистема силового питания осуществляет питание оборудования лаборатории стабилизированным напряжением промышленной частоты. В этой подсистеме применяется ручной корректор напряжения П4508 или автоматические корректоры типа ССН-2000 и СПН. В случаях работы при больших провалах сетевого питания в состав лаборатории вводится агрегат бесперебойного питания с аккумуляторами. В табл. 37 приведены ручные корректоры сетевого напряжения и стабилизированные источники питания переменного напряжения 220 В. Подсистема контроля за спуско-подъемными операциями предназначена для обеспечения синхронной работы регистрирующих средств лаборатории с движением прибора в скважине и определения параметров этого движения (глубина, скорость, натяжение кабеля). До настоящего времени наибольшее распространение имеет система, состоящая из сельсин-датчика и сельсин-приемника с датчиком сантиметровых меток, укрепленным на оси сельсин-приемника, и коррекция глубины по магнитным меткам, проставленным на кабеле с помощью стационарной установки УРС-1010 или мобильной установки типа УАРК-1. В ряде организаций эти средства заменены на устройство УРК10, которое в процессе ГИС проставляет на кабель магнитные метки через 10 см. По этим меткам происходит запуск регистрирующей системы. Такая дискретность измерения глубины неприемлема при работе со связками программно-управляемых скважинных приборов. Поэтому в станции СКС-5УУ-01 применяется устройство контроля за спуско-подъемными операциями (УК-СПО), которое в едином узле, закрепленном на водильнике лебедки, обеспечивает измерение натяжения кабеля и глубины с дискретностью 1 см, а также коррекцию глубины по магнитным меткам, проставляемым непосредственно в процессе работ на скважине. Для поддержания нормальной работоспособности персонала и оборудования лабораторий и станций в их состав включают вспомогательные подсистемы. Подсистема жизнеобеспечения оснащена кондиционером, отопителем и системой наддува воздуха в салоне лаборатории. На рис. 49 приведена структурная схема промыслово-геофизической лаборатории, которая в совокупности с набором скважинных приборов, оснащенных, как указывалось выше, индивидуальными системами телеметрии (амплитудной модуляции для акустики, частотной модуляции для электрометрии, число-импульсной модуляции для радиометрии) и соответствующими пультами, составляет скважинную геофизическую информационно-измерительную систему (СГИИС). Оператор лаборатории контролирует и управляет работой каждой из перечисленных подсистем. Лекция 24. Полевые вычислительные, регистрирующие и обрабатывающие комплексы (ПВК). Архитектура ПВК. Специальные внешние устройства. Устройства связи с объектом (УСО). Аналоговые блоки и преобразователи аналог-код. Назначение, структурные схемы, основные технические характеристики. РЕГИСТРАЦИЯ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Проследим, какую часть функций, свойственных современным ИС, можно выполнить с помощью подсистемы регистрации и визуализации и как будут видоизменяться лаборатории по мере расширения этих функций. Развитие техники и технологии ГИС в нашей стране происходило в несколько этапов. На первом этапе осуществлялись разработка и внедрение новых методов ГИС и совершенствование методики и техники "старых" методов. Как правило, скважинные приборы имели малое количество аналоговых каналов. Это привело к многообразию наземных панелей (ИПРКУ, ИПЧМ, АНК-М и др.) для преобразования полученной от скважинного прибора информации в унифицированный (токовый) выходной сигнал, пригодный для аналоговой регистрации. Развитие системы происходило за счет модернизации скважинных приборов (например, только приборов серии Э было выпущено несколько десятков типов) и расширения подсистемы сбора геофизической информации. Применение фоторегистраторов малоэффективно не только потому, что они не обеспечивают приемлемый уровень визуального контроля качества регистрируемых данных в процессе измерений (что влечет за собой значительные дополнительные затраты), но и потому, что полученные в аналоговых лабораториях материалы не удовлетворяют современного заказчика по форме представления и требуют ручной обработки и подготовки к оцифровке. Второй этап развития ГИС ознаменовался переходом к машинной обработке результатов ГИС и выдвинул на первый план цифровую регистрацию. При этом стали рассматривать ГИС как единую технологию цифровой регистрации и первичной обработки геофизических данных [18]. Триас. Модернизацию аналоговых лабораторий на этом этапе проводили на основе введения в их состав цифровых регистраторов. Наиболее совершенным в 80-е годы являлся регистратор "Триас" (ВНИИГИ, г. Грозный; Сейсмоаппарат, г. Саратов). Он позволяет одновременно регистрировать на магнитную ленту до 15 параметров геофизической информации и осуществлять автоматическую коррекцию глубины по магнитным меткам, нанесенным на геофизический кабель. Регистратор "Триас" решает главную задачу - проведение цифровой регистрации в процессе ГИС. СКР-1МС. На базе регистратора "Триас" был создан целый ряд цифровых регистраторов типа СКР (Сейсмоаппарат, г. Саратов). Главной отличительной особенностью этих регистраторов является то, что к цифровому выходу "Триаса"(рис. 50) подключается блок микропроцессорного управления (БМПУ), который управляет электростатическим плоттером (ЭСПУ-К) и черное белым алфавитно-цифровым монитором. БМПУ выполнен на микропроцессорном наборе серии 580. Программное обеспечение записано в ППЗУ. Наличие в составе регистратора плоттера расширило возможности визуализации, подняло качество регистрации. Монитор с функциональной клавиатурой позволил оператору формировать "шапку" диаграммы, контролировать процесс задания режимов измерений и данные в цифровом виде на экране. Модификации СКР отличаются типом накопителя на магнитной ленте (НМЛ) и объемом ППЗУ. Рис. 49. Структурная схема аналоговой информационно-измерительной системы МКС-Самотлор. Логическим завершением регистраторов типа СКР явилось создание микропроцессорной системы МКС Самотлор (Нижневартовскнефтегеофизика). Разработчики этой системы сделали два необходимых шага вперед для развития данного направления. Первое - заменили в геофизическом блоке регистратора "Триас" аппаратный контроллер на контроллер с процессором К580. Это позволило создать набор геофизических модулей, входящих в систему (модули РК-ИНК) волновых акустических исследований. Регистратор позволяет регистрировать не только интегральные, но и высокочастотные динамические характеристики сигналов. Второе - в блок микропроцессорного управления ввели средства, необходимые для графического отображения данных ГИС и, тем самым, расширили возможности визуализации процесса измерения. Таким образом, регистратор превратился в двухуровневую микропроцессорную систему. Нижний уровень -система регистрации, а верхний - система визуализации. Разделение системы на два уровня, даже при малопроизводительном процессоре на втором уровне, позволило ввести элементы предварительной обработки при формировании выходной диаграммы. Несмотря на все преимущества МКС-Самотлор, по сравнению с вышеописанными, эта система является типичным цифровым регистратором, так как все программное обеспечение записано в ППЗУ, а порядок работы жестко регламентирован. Адаптация регистратора к региональным условиям может происходить только с помощью предприятия-разработчика или его представителей. Система не позволяет проводить редактирование полученного материала, формировать сводные диаграммы, организовать базу данных по метрологическим характеристикам скважинных приборов и базу данных ГИС. КИП-90. В конце 80-х годов была осуществлена попытка замены всего набора геофизических измерительных пультов на универсальный пульт с микропроцессорным управлением (КИП-90). В базовом варианте КИП-90 заменяет такие панели, как ИПРКУ, ИПЧМ, АНК-М, и позволяет частично автоматизировать процесс настройки аналоговых сигналов от скважинных приборов. На базе КИП-90 предполагалось в корне перестроить подсистему сбора информации геофизических лабораторий. Однако сложная схема управления, жесткий регламент набора управляющих команд, резидентное программное обеспечение - все это затруднило широкое признание и внедрение КИП-90. Рис. 50. Структурная схема цифрового регистратора СКР-1МС.01 Прогресс-К. На основе одной из модификаций системы СКР (многомашинная система с расширенной графикой) и системы сбора геофизической информации, выполненной на цифровых пультах типа Б-Зм, Б-31, Б-7м, разработана промысловогеофизическая лаборатория "Прогресс-К" ПО "Саратовнефтегеофизика", НПФ "Геофизика", г. Уфа). Особенностью применяемых пультов является то, что они включают в свой состав источники питания и управления скважинными приборами, т.е. в лаборатории отсутствует соответствующая универсальная подсистема. Другая особенность лаборатории заключается в использовании бортового питания постоянным напряжением 24 В, Изменения, введенные в стандартную структуру лаборатории, делают ее специализированной, так как она ориентирована на конкретный парк скважинных приборов. КИУ-3 (4, 5, 6). В дальнейшем, на этапе внедрения цифровой технологии, появились компьютеризированные регистраторы, которые создавались на базе стандартных микро-ЭВМ и стандартных операционных систем. Достаточно широкое распространение получили компьютеризированные геофизические регистраторы, в которых использована серийно выпускаемая микро: процессорная система управления (МПСУ) - Электроника МС-812 MПСУ выполнена в виде "еврокрейта 4U" с шиной QBUS и включает в свой состав набор модулей, позволяющих создавать системы различной конфигурации. В перечень системных модулей входят; модуль центрального процессора (типа МС-1201.02) и модули ППЗУ, котроллеры цветного и черно-белого графические дисплеев, контроллеры НМЛ, гибких и электронных дисков, модуль 8канального АЦП и вспомогательные модули. На базе системы МПСУ был создан целый ряд регистраторов. Самым первым появился регистратор КИУ-3 (НПГП Герс, г. Тверь), который представляет собой двухуровневую систему. Нижний уровень - устройство связи, с объектом (УСО). УСО содержит ряд системных модулей (центрального процессора, ППЗУ, коммутации аналоговых сигналов и 8-канального АЦП), а также ряд специальных геофизических модулей (масштабных усилителей и выделения сигнала ПС, глубины, "быстрого" АЦП и синхронизации акустических сигналов, РК-ИНК, связи с системой верхнего уровня). Верхний уровень - система регистрации и визуализации. Она включает в себя центральный процессор, два электронных диска (по 0,9 Мбайт), контроллеры для подключения к системе двух НМЛ, цветного графического дисплея и плоттера. Программное обеспечение верхнего уровня выполнено в среде стандартной операционной системы РАФОС и загружается в электронные диски с ленты НМЛ. Программное обеспечение нижнего уровня резидентное, управление происходит с верхнего уровня. Наличие в системе регистратора КИУ более мощного процессора, стандартной операционной системы и двух НМЛ позволило расширить выполняемые ею функции. Появилась возможность проводить редактирование материалов, ввести целый ряд обрабатывающих программ, осуществлять вывод на плоттер сводных диаграмм, организовать банк данных (на магнитной ленте) метрологических характеристик скважинных приборов и измерений в различных скважинах. Оператор управляет системой в диалоговом режиме. Формат записи на ленту соответствует формату, принятому в обрабатывающей системе ГИНТЕЛ, и международному формату LIS. Возможно проводить переформатирование. В последних модификациях системы (КИУ5, КИУ-6) был исключен НМЛ, а регистрация выполнялась на гибкие диски и винчестер (рис. 51). Одной из разновидностей регистратора КИУ является регистратор "Неоген", который отличается от КИУ выполнением геофизических модулей и программным обеспечением. ПВК, Пласт-5. Система МПСУ легла в основу еще двух геофизических регистраторов: ПВК (ВНИИЯГГ, г. Раменское) и Пласт-5 (ВНИИГеоинформсистем, г. Москва). Оба регистратора появились как специальные системы для регистрации динамических процессов при акустических исследованиях скважин и импульсном нейтронном методе. В дальнейшем системы были расширены для выполнения всего комплекса ГИС. По архитектуре это одноуровневые системы с регистрацией на МЛ, документированием принтером и визуализацией на черно-белый монитор. По выполняемым функциям, в силу ограниченности ресурсов, похожи на систему "Самотлор". От регистратора КИУ, кроме архитектуры отличаются выполнением специальных геофизических модулей, которые, однако, аппаратно совместимы во всех системах, использующих МПСУ. Программное обеспечение загружается с ленты в электронные диски. Формат записи на ленту нестандартный. Геофит. Среди одноуровневых регистрирующих систем необходимо отметить Геофит-1103 (НПФ "Геофит", г. Томск). В базовую конфигурацию регистратора "Геофит" входят микро-ЭВМ, видиомонитор, блок накопителей на гибких магнитных дисках. Конструктивно микро-ЭВМ состоит из каркаса с шиной Микро-BUS для установки 18 модулей. В качестве центрального процессора используется микропроцессорный набор Z-80. В состав модулей микро-ЭВМ, кроме системных, обеспечивающих работоспособность базовой конфигурации, входят геофизические модули; глубины, 14-канального АЦП низкочастотных процессов, АЦП сигналов акустики, РК-ИНК. Системное программное обеспечение регистратора выполнено в стандартной среде СР/М 2.2. Формат записи соответствует формату "Триас". Как и предыдущие одноуровневые системы, регистратор "Геофит" имеет ограниченные функциональные возможности и полностью не отвечает современным требованиям. Это обусловлено, в первую очередь, малой вычислительной мощностью микро-ЭВМ в применяемых регистратора КИУ-6. Регистратор "Геофит" стал основой при создании лаборатории ПАК-КМ. Эта лаборатория специализирована для работ по контролю за разработкой месторождений и капитальному ремонту скважин и поэтому также ограничена в своих функциональных возможностях. МИВК. Дальнейшее развитие этих систем возможно после перехода к двухуровневым системам. Нижний уровень, с геофизическими модулями, используется в качестве УСО, а система регистрации и визуализации переносится на второй уровень. Этим путем пошли разработчики ПВК. В регистраторе МИВК в качестве ЭВМ второго уровня была выбрана микро-ЭВМ "Нейва", технические характеристики которой, к сожалению, не позволяют создать конкурентоспособную систему. КАРАТ-2. Опыт создания компьютеризированных двухуровневых систем типа КИУ позволил быстро провести модернизацию этой системы на основе персонального компьютера IBM-PC/AT. Разработан и выпускается (СКТБ СПТ НПГП ГЕРС, г. Тверь) двухуровневый компьютеризированный регистратор КАРАТ-2 (386), в котором в качестве нижнего уровня использована микропроцессорная система МПСУ с набором геофизических модулей (УСО). Верхний уровень включает IBM-PC в индивидуальном исполнении. Индустриальное исполнение IBM-PC позволяет использовать его в качестве системного вставного блока в стойке. Системный вставной блок индустриального компьютера выполнен в вибро- и пылезащищенном исполнении (по классу IP-54) и включает в себя пассивную кросс-плату EISA, в которую вставляется процессор (PICBoards i386SX/i486) и системные контроллеры. Связь с нижним уровнем происходит через специальный шинный адаптер. В системе использован съемный, возимый винчестер (80-120 Мбайт), два гибких диска (3" и 5") и стандартный, специально укрепленный» монитор SVGA, плоттер ЭСПУ-К. Предполагается применять импортный термоплоттер SR-2020 или цветной плоттер. Программное обеспечение регистратора КАРАТ-2 выполнено в среде MS-DOS и включает в себя базу данных по месторождениям, скважинам, замерам в скважине отдельными приборами. Системное программное обеспечение ГРИС содержит практически все функции, требуемые для современных регистрирующих систем. Информация записывается на диски в международном формате LAS и выводится на плоттере или в формате привычном для российских заказчиков, или в формате фирмы Шлюмберже. Достоинством программного обеспечения является то, что оно позволяет пользователю самостоятельно включать в состав системы любой скважинный прибор. В дальнейшем эта система может развиваться за счет введения в ее состав расширенного комплекса обрабатывающих программ. Рис. 51. Структурная схема компьютеризированного геофизического Регистратора КИУ-6 Применение цифровых или компьютеризированных регистраторов не изменило структуру геофизической лаборатории. Произошла замена аналогового регистратора, что привело к повышению качества работ и ее производительности. В то же время в лаборатории остался весь набор геофизических пультов, осуществляющих связь со скважинными приборами как по цепям питания и управления, так и по информационным сигналам. Технология работы оператора на скважине практически не претерпела изменений. Как и прежде, остались операции ручной настройки пультов, калибровки скважинных приборов. Появление в лаборатории компьютера, даже очень мощного, никак не повлияло на сам процесс измерений, так как он определяется структурой измерительной схемы скважинного прибора в совокупности с его индивидуальным измерительным пультом. Цифровой или компьютеризированный регистратор позволяет в той или иной степени автоматизировать процесс цифровой регистрации и осуществлять контроль качества: визуально - на экране монитора в процессе, исследований, количественно - после предварительной обработки. Если рассматривать геофизическую лабораторию с позиции теории измерительных систем, то агрегатирование в этой системе происходит на уровне выходов измерительных пультов. Только на этом конструктивном и информационном срезе возможны замена одного метода измерений на другой и расширение комплекса применяемых методов ГИС. Лекция 25. Скважинные геофизические информационно-измерительные системы Информационно-измерительные системы для исследования бурящихся скважин Задачи, функции СГИИС с приборами на кабеле. Аналоговые скважинные приборы Принципы построения аппаратуры низкочастотной электрометрии .электромагнитных методов. Функциональные схемы, измеряемые параметры, технико-эксплуатационные характеристики и основные особенности серийных образцов приборов. 3.2.3. Принципы измерений обычными зондами КС Диапазон изменения КС необычайно велик и даже в пределах одной скважины измеряемый параметр может изменяться в тысячи раз. Измеряемый параметр выдается в виде напряжения переменного тока с частотой от нескольких единиц до сотен герц. В общей теории связи отмечается (теорема В.А. Котельникова), что при дискретном приеме непрерывной функции, имеющей ограниченный спектр частот, потеря информации отсутствует, если интервалы времени между соседними импульсами информации Δt = 1/2fс, где fс - частота среза в спектре модулирующего сообщения. В геофизической практике пользуются приведенной частотой среза ηс = fс/v, которая не зависит от скорости перемещения зонда по скважине. При БЭЗ максимальную приведенную частоту среза ηс имеют малые градиент-зонды. Она зависит от точности восстановления информации и может быть принята равной ηс = 5 м-1. Минимальная частота среза fс составляет 2,8 Гц. У всех современных скважинных приборов зондирующим током является ток питания скважинного прибора с частотой 300 или 400 Гц. При скорости проведения электрометрии до 3600 м/ч, которая допускается для скважинных приборов без прижимных устройств, и при шаге квантования по глубине 0,1 м частота дискретизаций не превышает 10 Гц. Чтобы передать информацию о сопротивлении пород, пересеченных скважиной, сигналы, снимаемые с зондов, преобразуют в электрический сигнал, согласованный с параметрами геофизического кабеля, являющегося линией связи между скважинным прибором и наземной аппаратурой. Предварительно эти сигналы приводятся к единому формату, причем для каждого сигнала необходим признак, позволяющий различать сигналы, относящиеся к тому или другому зонду. Этим признаком может быть частота, полярность или длительность импульса, временное положение сигнала, соответствующая сигналу кодовая комбинация и др. Для приборов электрометрии скважин были опробованы практически все возможные методы модуляции: амплитудный, частотный, времяимпульсный, однако широкое практическое применение получила только разработанная в Грозном система с частотной модуляцией и частотным разделением каналов (рис. 8), которая за двадцать лет использования была приспособлена ко всем приборам электрометрии. В аппаратуре связь скважинного прибора с наземным комплексом осуществляется при помощи одножильного бронированного кабеля. Электрод А питается от генератора 9 переменным током с частотой 300 Гц (он же после преобразования силовыми трансформатором Тр5 и выпрямителем 8 используется и для питания электронной схемы). В приборе три канала с несущими частотами 7,8; 14 и 25,7 кГц (есть и четырехканальный вариант аппаратуры с частотой канала 45 кГц). Каждый канал содержит предварительный усилитель 3 и частотный модулятор 4, который преобразует амплитудно-модулированные сигналы зондов. Девиация частоты 10,5%. Полученные сигналы смешиваются, усиливаются общим для всех каналов усилителем мощности 5, выделяются фильтрами 6, 7 и передаются по кабелю в наземную часть аппаратуры. В наземной аппаратуре сигналы разделяются частотными фильтрами 10 - 12 и затем частотные демодуляторы 13, 14 каждого канала выделяют амплитудномодулированные сигналы частотой 300 Гц, которые фазочувствительными детекторами 15 преобразуются в постоянное напряжение, пригодное для записи фоторегистратором. В телеизмерительной системе учтен ряд особенностей для аппаратуры электрометрии на одножильном кабеле. Узкая полоса частот каждого канала позволяет создать на входе частотного детектора достаточно большое отношение сигнал/помеха. Частотная модуляция практически исключила влияние изменения передаточной характеристики кабеля на передаточную характеристику аппаратуры. Фазочувствительное детектирование существенно уменьшает индуктивные помехи. Применены частотные (модуляторы, у которых частота определяется отношением входного напряжения к опорному, пропорциональному току питания. В результате изменение тока питания не влияет на измеряемую величину. Это же свойство используется и в других приборах (например, каверномер-профилемер), в которых в качестве датчиков используются резисторы. Повторная модуляция даже при сравнительно небольшом отношении несущей и поднесущей частот (300 Гц) за счет достаточной инерционности регистрирующей аппаратуры (фоторегистратор) обеспечило динамический диапазон 60 дБ. Для увеличения диапазона измерения ρк в скважинном приборе предусмотрен механический переключатель масштабов (7, 2), управляемый с поверхности (этот же переключатель используется для подключения к телеизмерительной системе групп зондов, которых, как правило, больше трех, и позволяет вести запись любого количества параметров поочередно группами по три параметра). В методе ПС используются токовый электрод зондовой установки в качестве электрода М и измерительное заземление N на поверхности, поэтому должна быть обеспечена гальваническая связь между этими двумя электродами (а это несколько километров кабеля). Амплитуда ПС едва достигает нескольких десятков милливольт на фоне постоянной составляющей до полутора вольт, которая при измерении компенсируется. Спектр сигнала ПС не превышает нескольких герц, поэтому во многих случаях удается отфильтровать ПС от переменного синусоидального тока питания скважинного прибора и регистрировать одновременно с параметрами, передаваемыми телесистемой. Рассмотрим подробнее указанные измерительные преобразования. Токовая цепь состоит из генератора переменного тока, центральной жилы одножильного кабеля, токовой схемы скважинного прибора, сопротивления заземления токового электрода и заземленной брони кабеля. Электронный генератор обеспечивает ток питания 450 мА при напряжении 200300 В. Стабильность тока зависит от изменения сопротивления заземления электродов и кабеля. При обычных пределах изменения удельного сопротивления промывочной жидкости (0,1 - 5 Ом-м) и размерах электродов (длина и диаметр 5 см) изменение сопротивления заземления составляет ±(15-20) Ом. Сопротивление жилы кабеля в скважине изменяется не более чем на 5 Ом. Нестабильность тока питания при указанных условиях может достигать 4%, поэтому применена электронная стабилизация тока питания зонда обратной отрицательной связью, напряжение которой снимается с последовательно включенного в питающую цепь резистора. Чтобы уменьшить влияние емкостных утечек, ток питания измеряется по падению напряжения на образоцовом резисторе Ro, установленном в непосредственной близости от питающего электрода А. Питание электронной схемы скважинного прибора обеспечено включением в токовую цепь последовательно с электродом А силового трансформатора Тр5. Применение повышенной частоты тока питания вызывает следующие отрицательные последствия: а) снижение мощности, передаваемой по кабелю к скважинному прибору; б) увеличение индуктивного влияния токовой цепи зонда на измерительную; в) отличие значения измеренного кажущегося удельного сопротивления от расчетного на постоянном токе. Так как ток питания зондов поддерживается постоянным (от этого же тока через трансформатор Тр5 осуществляется питание электронной схемы скважинного прибора), то поступающие от них сигналы зависят только от коэффициентов зондов и кажущегося сопротивления среды. Коэффициент трансформации трансформатора зонда A8M1N, имеющего наибольший коэффициент, выбран таким, чтобы сигнал на выходе частотного модулятора при нахождении зонда в среде с сопротивлением ρк.min = 0,2 Ом·м был равен ΔUвх min. При этом ΔUвх max соответствует кажущемуся сопротивлению ρк max = 200 Ом·м. При измерении КС другими зондами ΔU между М и N значительно больше, чем в A8MIN. Чтобы сигналы различных зондов на входах частотных модуляторов не зависели от их коэффициентов и находились в тех же пределах, что и значение сигнала зонда A8M1N, коэффициент трансформации трансформаторов зондов выбирается из условия Kтр = К.тр max·K/Kmax где Kтр - коэффициент трансформации входных трансформаторов, К и Kmax соответственно коэффициенты зонда и зонда A8M1N; К.тр max - коэффициенты трансформации трансформатора зонда A8MIN. При исследовании пород с кажущимся сопротивлением, большим 200 Ом·м, входные сигналы частотных модуляторов будут превышать ΔUвх max . В связи с этим в аппаратуре предусмотрена возможность переключения пределов измерения за счет ослабления сигналов в 5 и 25 раз, что достигается изменением числа витков вторичных обмоток входных трансформаторов. На первом пределе измерения сигналы снимаются с полностью включенных обмоток трансформаторов, на втором и третьем - с соответствующей их части. На первом пределе исследуются породы с кажущимся сопротивлением до 200 Ом·м, на втором - до 1000 Ом·м, а на третьем - 5000 Ом·м. Входные трансформаторы Tpl - ТрЗ служат для унификации сигналов зондов и уменьшения влияния изменения сопротивлений заземления измерительных электродов. Применение входных трансформаторов с сопротивлением первичной обмотки 600 Ом току частотой 300 Гц уменьшает погрешность, обусловленную нестабильностью сопротивления заземления. Частотный модулятор состоит из мультивибратора с положительной сеткой и усилителя-ограничителя. Частота модулированного колебания / определяется по формуле f = fo + Δf·æ·cos(2πFτ), где fo - среднее значение частоты модулятора (несущая частота); F - частота модулирующего сигнала (300 Гц); Δf -девиация частоты (максимальное изменение fo под действием модулирующего напряжения); æ - относительное изменение модулирующего напряжения (-1 < æ < 1). Изменение частоты f пропорционально входному сигналу. Сигнал 2,1 В обеспечивает относительную девиацию частоты ±10,5%. Для уменьшения взаимного влияния измерительных каналов частотный диапазон мультивибратора ограничен нелинейной характеристикой усилителя-ограничителя в диапазоне 2,1 - 3 В его входного напряжения. Рис. 8. электрометрии Функциональная схема частотной телеизмерительной системы Погрешности измерения КС Погрешности измерения КС складываются из основной и дополнительной инструментальных погрешностей отдельных элементов аппаратуры, таких как изменение сопротивления токовой и измерительной цепей, утечки тока, влияние канала на канал, индуктивные помехи, и методических погрешностей. Изменение сопротивления цепи. Изменение сопротивления токовой цепи практически не влияет на результат измерения, поскольку ток стабилизируется обратной отрицательной связью электронного генератора. Относительная погрешность измерения КС вследствие изменения сопротивления ΔR3 измерительной цепи равна относительной величине изменения сопротивления цепи. В терригенном разрезе ΔR3 = 10-12 Ом. В карбонатном разрезе при большем удельном сопротивлении пород ΔR3 достигает 40 Ом, в коллекторах ΔR3 не превышает 10-12 Ом. Первичная обмотка входного трансформатора имеет сопротивление 600 Ом. Таким образом, составляющая относительной погрешности вследствие изменения сопротивления измерительной цепи δR = ±1% (не более). Влияние канала на канал. Влияние одного канала на другой в многоканальных телеизмерительных системах определяется частотными характеристиками полосовых фильтров (рис. 9). Помехи в цепи КС, вызванные разностью потенциалов ΔUПС между электродами М и N, в значительной мере устранены на входе канала КС емкостью С, которая совместно с первичной обмоткой входного трансформатора представляет собой фильтр, настроенный на частоту 300 Гц фазочувствительного выпрямителя, преобразующего помеху ПС в переменный ток. Помехи ПС в канале КС составляют не более 1%. Рис. 9. Частотные характеристики полосовых фильтров Утечки. Основная причина утечек тока - нарушение изоляции зондовой установки. Качество изоляции характеризуется ее электрическим сопротивлением, уменьшение которого увеличивает утечку. Нарушение изоляции жилы кабеля зондовой установки образует заземление утечки, идентичное по назначению электроду, включенному в данную жилу. Заземление утечки с частью электродов представляет собой дополнительную трехэлектродную установку, изменяющую измеряемую разность потенциалов ΔUMN. Емкостные утечки. Кроме утечек тока, обусловленных несоврешенством изоляции электрических цепей, при питании измерительной схемы переменным током, возникают емкостные утечки. Для переменного тока емкость цепей эквивалентна нарушению изоляции с сопротивлением, приблизительно обратно пропорциональным частоте тока питания. Хотя при частоте 300 Гц емкость жил кабеля относительно брони имеет сравнительно небольшое сопротивление (500 Ом) и токи утечки через нее довольно значительны, вызванные ими помехи невелики, так как утечка практически постоянна в процессе измерения. Индуктивные помехи. Переменный ток, проходя по косе от скважинного прибора до электрода А, индуцирует в жилах кабеля значительную по величине э.д.с. Если связь между жилами очень большая, взаимная индуктивность между ними приблизительно равна индуктивности: Напряжение, вводимое в измерительную цепь вследствие несимметрии взаимного расположения жил кабеля, называют индуктивной помехой. Различие значений тока могут быть связаны с недостаточной симметрией жил кабеля, нарушением его изоляции, с утечками тока, в том числе и емкостными. Основной причиной индуктивных помех является ток утечки. Схема измерения кажущегося сопротивления такова, что напряжение, вводимое в измерительную цепь взаимной идуктивности жил кабеля, минимально. Это, однако, наблюдается лишь в том случае, если взаимное положение жил кабеля совершенно одинаково, а схема симметрична. На самом деле наблюдается некоторая электрическая и геометрическая несимметрия жил кабеля, поэтому в измерительную цепь вводится напряжение индуктивной помехи переменного тока с частотой, равной частоте тока питания электродов А и В: Сложная зависимость индуктивной помехи от всех указанных причин затрудняет ее расчет, и, учитывая, что значительная часть индуктивной помехи устраняется при применении фазочувствительного выпрямителя, ограничимся оценкой погрешности от влияния индуктивных помех по опытным данным [6]: δИП << 0,5 - 2%. 3.2.5. Общие принципы построения аппаратуры БК Построение аппаратуры БК имеет следующие особенности: фокусировка тока центрального электрода, регулирование тока экранных электродов, равенство потенциалов контрольных электродов, измерение потенциала контрольного электрода и др. Кроме того действует ряд помех, присущих аппаратуре БК. Влияние утечек тока в зондах БК-3 имеет специфический характер. Так, утечка вблизи электрода N∞ из линии связи с удаленным токовым электродом В∞ может существенно занизить результаты измерений. Утечка тока в зоне контрольных электродов MN также значительно искажает кривые БК-7 (ПБК). В обоих этих случаях утечки легко обнаружить по изменению формы кривой КС. Утечки тока вблизи экранных электродов зонда БК-7 (ПБК) или на косе сравнительно далеко от электрода N обнаружить трудно, особенно в малоизученном разрезе. Поэтому одним из основных правил является обязательная проверка изоляции кабеля и зонда перед началом и по окончании измерений. При наличии общего участка цепи удаленных электродов В∞ и N∞ (даже если длина общего участка цепи невелика и он обладает небольшим сопротивлением), поскольку ток в цепи электрода В значителен, появляются недопустимые искажения, результатов измерений. Искажения показаний зондов БК обусловлены также конечностью расстояний до удаленных электродов В∞ и N∞ . Основными источниками помех в работе скважинного прибора БК являются индуктивные наводки в зондовой установке. Наводки могут вызываться неправильным симметрированием жил кабеля, идущих к удаленным токовому и измерительному электродам, и др. Поэтому проверять аппаратуру БК при помощи калибровочного устройства необходимо при полностью собранном приборе, обязательно с подключенной косой. В этом случае при проверке будут учтены возможные наводки в цепях зонда и его косы. Зонды БК-3 при правильном выборе размеров электродов питаются с поверхности стабилизированным током. При движении зонда по скважине плотность тока, стекающего с его центрального электрода в окружающую среду, меняется соответственно проводимости пород. Измеряются потенциал U любого электрода и ток Iо, протекающий через центральный электрод, последний измеряется при помощи шунта в его цепи. Условием фокусировки зонда БК-3 является равенство потенциалов всех трех его электродов, но поскольку центральный электрод зонда соединяется с экранными электродами через шунт, то появляются значительные искажения за счет его сопротивления. Для передачи по кабелю сигналов, пропорциональных измеряемым величинам U и Iо, применяется телеизмерительная система с частотной модуляцией и частотным или временным разделением сигналов. Прибор электрометрии комплексный Э31 (рис. 12) предназначен для измерения кажущихся удельных электрических сопротивлений горных пород зондами БК-3 стандартными зондами КС, бокового электрического зондирования, и потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Прибор обеспечивает проведение измерений всем комплексом зондов за один спуско-подъем. Предусмотрена возможность комбинирования с инклинометром КИТ (КИТА), исследование которым осуществляется отдельным спуско-подъемом. Прибор эксплуатируется совместно с блоком электрометрии Б31. В качестве линии связи используется одножильный кабель. Конструктивной основой зонда является отрезок геофизического кабеля, изолированный поверх брони несколькими слоями фторопластовой и резиновой ленты. На этой основе размещены токовые и измерительные электроды зондов КС и БЭЗ. Коса зонда покрыта слоем прорезиненной ткани. Верхний конец зонда снабжен стандартной кабельной головкой, нижний - зондовым наконечником. Центральный электрод зонда БК собран на полом основании, внутри которого на шасси размещены узлы электронной схемы. Изоляция центрального электрода относительно экранных обеспечивается прокладками из слюды и резиновыми втулками. Скважинный прибор питается синусоидальным током 200 мА и частотой 200 Гц от наземного блока Б31. При измерении обычными зондами КС ток питания проходит через дроссель L2 разделительного фильтра, первичную обмотку силового трансформатора Трс, образцовый резистор R0 и далее через электрод А формирует электрическое поле зондовой установки. Для формирования электрического поля зонда БК и выполнения условий его фокусировки центральный электрод А0 соединен с экранным электродом. Аэ шунтом, значение сопротивления которого равно отношению сопротивления резистора R1 подключенного параллельно вторичной обмотке трансформатора Тр2, к квадрату коэффициента трансформации. Поверхности всех трех электродов можно считать эквипотенциальными, так как значение сопротивления шунта, пересчитанное в цепь первичной обмотки трансформатора, составляет не более 0,01 Ом. В блоке питания 1 формируются необходимые постоянные напряжения для работы электронных узлов скважинного прибора. С образцового резистора Ro снимается опорное напряжение Uon, имеющее фазу тока питания зондовой установки и прямо пропорциональное току. Через трансформатор Tpl напряжение Uoп подается на вход частотного модулятора 3 первого канала и одновременно на вход узла синхронизации 2, который содержит 16-разрядный сдвиговый регистр и формирует под действием U оп последовательность из 16 логических импульсов длительностью по 5 мс каждый, у которых фронт и срез совпадают с моментами перехода фазы Uoп через нуль. Импульсы с выходов узла синхронизации 2 служат для поочередного запуска частотных модуляторов каналов 1-16. Каждый модулятор остается включенным на 5 мс (один период питающего тока с частотой 200 Гц). Последовательность передачи информационных сигналов в наземный блок и подключения токовых электродов A1, A2 зондов БЭЗ, А0 и Аэ зонда БК приведена в табл. 10. Длительность цикла работы равна 85 мс, с учетом паузы 5 мс перед началом работы модулятора первого канала, которая является признаком начала цикла и в наземной аппаратуре используется для синхронизации. Частота опроса 16 каналов -11,8 Гц. Таблица 10 Последовательность измерений и подключения электродов скважинного прибора Э31 № Измеряемый пози- параметр ции 1 Стандартсигнал 2 КС 3 КС 4 КС 5 КС 6 КС 7 8 КС 9 ПС 10 КС Зонды Элек № Измеряемый тро- пози- параметр ды ции A0,4M0,1N A1 A1,0M0,1N A2,0M0,5N N0,5M2,0A N11,0M0,5A 11 12 13 14 15 16 Uэ I0 I0 Зонды Элек троды БК БК БК А0, Аэ А0, Аэ А0, Аэ A4,0M0,5N A2 5N A8,0M1,0N Поскольку в каждый момент времени работает только один канал, в рассматриваемом устройстве полностью исключено взаимное влияние каналов за счет паразитных связей между элементами, по цепям питания и др. Выходные сигналы через логическую схему смесителя 4 подаются на вход усилителя мощности 5, работающего в ключевом режиме. Мощность ЧМ-сигнала на выходе усилителя 5 порядка 1 Вт. Выход усилителя связан с жилой кабеля через конденсатор С1 разделительного фильтра, который защищает электрическую схему скважинного прибора от напряжения низкой частоты 200 Гц. Информационные амплитудно-модулированные сигналы поступают с измерительных электродов зондов на входные трансформаторы Тр2-Тр16, где приводятся к номинальному уровню 0-2 В и подаются на входы модуляторов ЧМ2ЧМ16. Частотные модуляторы выполнены по идентичной схеме симметричного мультивибратора на двух полевых транзисторах с (р-п) -переходом и каналом типа п. Собственная частота колебаний /о модуляторов при нормальных условиях, равна 33 кГц (± 10%). Температурный дрейф при нагреве до 200°С не превышает 10%. При подаче входного модулирующего сигнала с частотой F происходит изменение частоты модулятора по закону где Δf - приращение частоты, пропорциональное амплитуде модулирующего сигнала (девиация частоты). При максимальной амплитуде входного сигнала ±3 В относительная девиация т = Δf / f0 = 30%. При такой глубине модуляции сигнал, подаваемый в кабель, имеет полосу частот от 20 до 45 кГц. По первому каналу непрерывно передается стандарт-сигнал Uoп, который обеспечивает в наземном блоке Б31 корректировку наклона передаточной характеристики каналов при изменении тока питания, температурном уходе параметров -модуляторов, отклонениях частоты тока питания. Поэтому в приборе исключена необходимость выполнения калибровок измерительного тракта перед началом и после окончания измерений. Функциональная схема скважинной части телеизмерительной системы нетрадиционна: благодаря применению модуляторов в каждом канале она не содержит многоканального аналогового коммутатора входных сигналов, практическое выполнение которого для рабочих температур выше 150-180°С весьма сложно. Это позволило упростить скважинную часть, однако создало ряд новых проблем при приеме информации в наземной части: в сигнале содержатся периодические, через каждые 5 мс, срывы фазы и скачки частоты, обусловленные переключением модуляторов. Указанная особенность ЧМ-сигнала исключает возможность применения таких традиционно эффективных методов демодуляции, как фазовая автоподстройка частоты, следящий фильтр или обратная связь по частоте. Для цифрового измерения средневыпрямленного напряжения относительной девиации частоты в течение каждого периода модуляции (5 мс) применен алгоритм где N1, N2 - целые числа периодов несущей частоты за первый и второй полупериоды модуляции; Т1, Т2 - временные интервалы, соответствующие N1 и N2. В наземной аппаратуре задающий кварцевый генератор 6 вырабатывает тактовые импульсы высокой частоты fт, которые через делитель частоты 7 задают частоту F = 200 Гц питающего генератора 8. Кроме того, импульсы fт тактируют работу микропроцессора 11, стробируют формирователь импульсов 12 и схему синхронизации 9. Переменный синусоидальный ток частотой 200 Гц поступает от генератора 8 через дроссель L1 разделительного фильтра в жилу кабеля. Высокочастотный сигнал скважинного прибора выделяется конденсатором С1 разделительного фильтра и поступает на формирователь импульсов несущей частоты 12, в котором усиливается и преобразуется в последовательность логических импульсов. Эти импульсы подаются на счетчик 13, который подсчитывает параметры N1, N2 в течение каждого полупериода модуляции. Значения N1, N2 заносятся в память микропроцессора 11. Схема синхронизации выделяет из сигнала признак синхронизации в виде паузы несущей частоты длительностью 5 мс и формирует сигнал с частотой F фаза которого повторяет фазу тока питания зондовой установки с поправкой на время распространения сигнала по кабелю. Сигнал на выходе схемы синхронизации 9 содержит временные интервалы T/2 и используется ля управления работой счетчиков 10 и 13. Счетчик 10 измеряет временные интервалы Т1 и Т2 с высокой точностью методом заполнения указанных промежутков временных интервалов импульсами тактовой частоты fт. Порты вывода счетчиков 10 и 13 связаны с микропроцессором 11. Микропроцессор является основным электронным узлом наземной части аппаратуры. Он осуществляет предусмотренные программой управляющие, логические и вычислительные операции, обеспечивающие функционирование телеизмерительной системы: задание и контроль частоты F питающего генератора, ее подстройку под кратное текущее значение частоты промышленной сети; определение в реальном времени девиации частоты каналов телеизмерительной системы по алгоритму (3.15); ввод поправки за непостоянство тока питания зондов по значениям стандартсигнала; хранение в оперативной памяти данных по нескольким последним циклам работы; обеспечение вывода на цифровой индикатор 14 текущих значений информации любого из 16 каналов; цифровую фильтрацию данных с целью подавления аддитивной и мультипликативной помех частоты промышленной сети; обмен данными с цифровым регистратором типа "Триас", СКР-1 через приборный интерфейс 75. Вся информация регистрируется в цифровом виде с последующим выводом на графопостроитель, и аналоговая демодуляция для традиционной записи фоторегистратором не предусмотрена. Особенностью схемы скважинного прибора является то, что из нее исключен механический переключатель масштабов и необходимый динамический диапазон обеспечивается увеличением количества каналов. Таблица 11 Технические данные скважинных приборов электрометрии с частотной модуляцией и временным разделением каналов Тип скважинного прибора Комплекс исследований Э31 КС, ПС, БЭЗ, БК, инклинометрия МКЗ, БМК ИК КС, ПС, БЭЗ, БК,ИК инклинометрия 2ИК, БК 2БК, КС, ПС Э32 ЭЗЗ Э35 Э36 Э39 Число информационных параметров 16 Максимальные рабочие давление, МПа 120 температура, °С 150, 180t 8 8 16 120 150 100 180, 200 200 150 8 16 120 150 180, 200 200 На базе телеизмерительной системы с частотной модуляцией и временным разделением каналов в НИИГИ (г. Грозный) создан ряд скважинных приборов электрометрии (табл. 11). Наземная часть аппаратуры выполнена в виде блока электрометрии Б31, который обеспечивает работу всех перечисленных в табл. 11 скважинных приборов. Блок Б31 предназначен для электропитания и управления скважинным прибором, выделения информационного сигнала, преобразования его в цифровую форму, необходимую для записи цифровым регистратором " Триас". Блок Б31 обеспечивает 5 режимов работы: 0 - преобразование девиации частоты в код; 1 - режим "О" с подстройкой частоты тока питания скважинного прибора под частоту сети; 2 - преобразование девиации частоты в код с коррекцией по стандарт-сигналу; 3 - режим "2" с подстройкой частоты тока питания скважинного прибора под частоту сети; 15 - проверка работоспособности. Лекция 26. Принципы построения аппаратуры высокочастотных, электромагнитных методов. Функциональные схемы, измеряемые параметры, технико-эксплуатационные характеристики и основные особенности серийных образцов приборов 3.2.7. Аппаратура индукционного зондирования ИКЗ-1 Аппаратура индукционного каротажного зондирования ИКЗ-1, разработанная во ВНИГИК, предназначена для определения удельной электрической проводимости пласта, и зоны проникновения комплектом зондов 6И0,8, 4И1,6 и 4ИЗ,0. Количество измерительных каналов - 4: первые два - для измерения зондами 6И0,8, 4И1,6 и два других - для измерения активной и реактивной составляющих зондом 4ИЗ,0 с соответствующими диапазонами истинной электрической проводимости 6 - 5000; 6,2 1400; 6,4 - 720; 12 - 2000 мСм/м. Аппаратура состоит из скважинного прибора, наземного блока и тест-кольца. Индукционные зонды и электрическая схема скважинного прибора размещены в полом герметическом баростойком радиопрозрачном корпусе. Корпус выполнен из высокопрочных керамических колец, скрепленных стеклотканью, пропитанной эпоксидным связующим. Сердечники катушек набраны из ферритовых колец 32x16x8 мм, склеенных между собой. Все катушки жестко закреплены по центру прибора на стеклопластиковом стержне диаметром 15,5 мм. Схема электрическая функциональная ИКЗ-1 приведена на рис. 17. Генераторы 2, 3, 4 частоты 50 кГц поочередно запитывают соответствующие катушки зондов (2 4ИЗ,0; 3 - 4И1.6; 4 - 6И0,8). Генераторы представляют собой унифицированные автогенераторы на транзисторах, в которых задающим контуром служит основная генераторная катушка зонда, настроенная в резонанс на частоту 50 кГц. Транзисторные ключи обеспечивают включение и выключение генераторов в соответствии с управляющими импульсами, поступающими с. коммутатора каналов 9, и через диоды шунтируют катушки выключенных генераторов. Возбуждаемые в породе вихревые токи создают вторичное магнитное поле, которое наводит э.д.с. в общей для всех зондов измерительной катушке. Полученные сигналы поступают на измерительный усилитель 5. Усилитель выполнен на транзисторах по трехкаскадной схеме с повторителем и отрицательной обратной связью по постоянному и переменному току. ( выхода усилителя сигнал поступает на амплитудный детектор 10, где выпрямляется. Ток на выходе детектора составляет 200 мкА. Выходной ток детектора поступает через резистор RС-цепи на вход частотноимпульсного (ЧИМ) преобразователя 13. Kai только напряжение на конденсаторе RСцепи достигает значения, при котором отпирается эмиттерный переход, транзисторы ЧИМ преобразователя лавинообразно переходят в режим насыщения, и происходит быстрый разряд конденсатора. По окончании разряда транзисторы запираются, конденсатор начинает снова заряжаться, и колебательный процесс периодически повторяется. В результате с коллектора транзистора на счетный вход: триггера поступает последовательность импульсов, имеющих амплитуду 5 В, длительность 2-3 мкс и частоту следования, строго пропорциональную току коллектора транзистора. С выхода триггера импульсы через двухкаскадный усилитель мощности 15 поступают в кабель. Выходной транзистор усилителя мощности включен последовательно в цепь питания скважинного прибора, что обеспечивает независимость режима схемы от изменения частоты ЧИМ при постоянном токе питания скважинного прибора. В наземном блоке частотно-импульсный демодулятор 7 преобразует информационные сигналы в постоянный ток, который затем поступает на усилитель постоянного тока 11. Коммутатор каналов 12 устройства обработки данных подает измеряемые сигналы зондов на соответствующие выходные усилители каналов 14 и далее - на регистратор. Рис. 17. Функциональная схема аппаратуры ИКЗ-1 Устройство обработки данных наземного блока содержит задающий генератор импульсов 7, распределитель каналов 12 и формирователь импульсов тактовой частоты 6. Задающий генератор вырабатывает импульсы синхронизации с периодом 5 мс и длительностью 2-3 мкс. Импульсы синхронизации поступают на распределитель каналов 8. Распределитель каналов собран на счетчике дешифратора с коэффициентом деления 8 и логических микросхемах, на выходах которых формируются импульсы длительностью 5 мс с периодом 80 мс, причем импульсы на каждых двух соседних выходах сдвинуты друг относительно друга на "защитный" интервал 5 мс. Во время действия каждого импульса осуществляется измерение выходного информационного сигнала в соответствующем канале, а в течение "защитных" интервалов измерительные каналы заперты и тем самым защищены от переходных процессов, вызываемых прохождением по кабелю импульсов синхронизации и включением (выключением) генераторов скважинного прибора. Устройство обработки управляет работой скважинного прибора: осуществляет временное разделение каналов и калибровку аппаратуры начальным сигналом "Накачка", снимаемым со специальной катушки, расположенной вблизи генератора. Временное разделение каналов - циклическое. Длительность цикла 80 мс. Информация в каждом канале передается за два такта по 10 мс. В первых трех каналах калибровочный сигнал "Накачка" совпадает по фазе с активной составляющей измеряемого сигнала в первом такте и находится в противофазе с ней во втором. В четвертом канале, при измерении реактивной составляющей измеряемого сигнала, калибровочный сигнал совпадает по фазе с реактивной составляющей в первом такте и находится в противофазе с ней во втором. Тест-кольцо предназначено для калибровки аппаратуры при работе на скважине и представляет собой двенадцатигранник со средним диаметром 1 м, на котором расположены обмотка, содержащая 10 витков, резисторные и конденсаторная вставки. Тест-кольцо имитирует следующие значения кажущейся удельной проводимости для зондов: 6И0,8 - 200; 4И1,6 - 200; 4ИЗ,0 -185 мСм/м и для зонда 4ИЗ,0 с конденсаторной вставкой -200 мСм/м. К настоящему времени для исследования нефтяных, гидрогеологических и инженерно-геологических скважин разработаны и опробованы—различные типы аппаратуры высокочастотной электрометрии (табл. 13). Ряд приборов выполнен по однотипной функциональной схеме. Так, одночастотная аппаратура ВДК отличается от двухчастотной аппаратуры ВЭМК-1 лишь конструкциями генераторных устройств и зондов. Поэтому рассмотрим принципы построения аппаратуры высокочастотной электрометрии на примере аппаратуры ВЭМК-1. Аппаратура предусматривает регистрацию разности фаз sin(A^>/2) высокочастотного электромагнитного поля и состоит из скважинного прибора, наземной панели и источника питания. Основными частями скважинного прибора являются зонд, генераторное и приемное устройство. Корпус скважинного прибора комбинированный: верхняя часть изготовлена из стальной трубы, нижняя, в которой находятся зонд и генераторное устройство, - из стеклоэпоксидного цилиндра. В аппаратуре ВЭМК-1 предусмотрено проведение измерений диэлекрической проницаемости зондом И0,ЗИ0,7Г на частоте 43 МГц и проводимости пород зондом И0,ЗИ1,2Г на частоте 3,3 МГц. Запись проводится последовательно: сначала на одной частоте, затем на другой. База зондов Az одинакова и равна 0,3 м. Зонды имеют близкую детальность исследования. Блок-схема прибора приведена на рис. 21. Источником высокочастотного электромагнитного поля является двухчастотный генератор, работающий на частоте 3,3 МГц или - 43 МГц. Излучающими элементами генератора являются две рамочные антенны 4-5. Для исключения емкостных влияний антенны заключены в электростатические экраны. Особенностью генератора является общий для обеих частот задающий генераторный каскад 1. Анодной нагрузкой этой лампы служат два последовательно соединенных параллельных контура с резонансными частотами частотами 3,3 и 43 МГц. Частоты задающего генератора стабилизированы кварцевыми резонаторами. Усиление мощности задающего генератора осуществляется двухтактными оконечными каскадами 2, 3. Ступень 2 служит для усиления мощности колебаний частотой 3,3 МГц, а ступень 3 - для усиления мощности колебаний частотой 43 МГц. Включение генератора на одну из фиксированных частот осуществляется с помощью системы реле, работающих синхронно с реле гетеродина приемной части схемы Питание генераторного устройства осуществляется с помощью четырехпроводной линии. Для исключения возможности попадания сигнала к приемным антеннам по проводам питания генератора в цепи каждого проводника установлены по три группы фильтров -пробок с резонансными частотами 3,3 и 43 МГц. Приемная часть аппаратуры служит для измерения сдвига фаз высокочастотного поля между двумя рамочными антеннами 6, 7, разнесенными друг от друга по оси скважины на расстояние Az, равное базе зонда. Приемная часть представляет собой двухчастотный фазометр с гетеродинным преобразованием частоты сигналов, между которыми измеряется сдвиг фаз. Применение данной схемы дает возможность определять фазовый сдвиг колебаний высокой частоты с помощью низкочастотного фазометра. В приемных рамках наводится э.д.с. высокой частоты. Рамки соединены симметричной экранированной линией с входными согласующими трансформаторами. Вторичная обмотка каждого трансформатора, представляет собой два параллельных контура. Один из контуров имеет резонансную частоту 43, а другой -3,3 МГц. Напряжение высокой частоты, снимаемое со вторичной обмотки согласующего трансформатора, подается на входы усилителей высокой частоты 8. Применение усилителей высокой частоты с малым эквивалентным сопротивлением шумов, большим входным сопротивлением позволяет измерять напряжение 3-4 мкВ. После усиления по высокой частоте исследуемые сигналы преобразуются в сигналы промежуточной частоты. Для этого измеряемые напряжения поступают на первые сетки пентода-смесителя, а напряжение гетеродина - на третьи. Частотыгетеродина 10 стабилизированы кварцевыми резонаторами. Переключение частот осуществляется с помощью реле, управляемого с поверхности блоком коммутации частоты 19 и работающего синхронно с таким же реле, установленным в генераторном устройстве. Напряжение с гетеродина подается на сетки смесителей 11 через буферные каскады 9, применение которых необходимо для исключения влияния каналов друг на друга через цепь общего гетеродина. В анодных цепях смесителей включены контуры, настроенные на промежуточную частоту 200 кГц. Фаза сигнала на выходе преобразователя складывается алгебраически из фазы сигнала и фазы напряжения гетеродина сдвиг фаз колебаний промежуточной частоты на выходе смесителей 11 С выхода смесительных каскадов напряжения промежуточной частоты поступают на трехкаскадные широкополосные усилители 12. Каждый каскад охвачен отрицательной обратной связью по току. Для расширения динамического диапазона усилителей в усилителях используется АРУ. Следующий блок усилителейограничителей 13 формирует сигналы перед измерением разности фаз. Ограничительный каскад собран по схеме с общим катодом. Нагрузкой его служит фильтр нижних частот, обеспечивающий выделение первой гармоники анодного тока и подавление более высокочастотных гармоник. С выхода ограничителей на входы фазоизмерительного блока поступают постоянные по амплитуде синусоидальные напряжения промежуточной частоты. На выходе фазоизмерительного блока 14, измеряющего разность двух сигналов, фиксируется напряжение с амплитудой Это напряжение, несущее информацию о фазовом сдвиге между сигналами в приемных катушках зонда, поступает на двухкаскадный усилитель мощности 15 и детектируется линейным амплитудным детектором 16. С выхода детектора снимается постоянное напряжение, пропорциональное sin(Δφ/2), которое передается по двум жилам кабеля на поверхность к регистратору. 3.2.10. Метрологическое обеспечение аппаратуры электрометрии Поскольку измерительный канал Unc скважинной аппаратуры представляет собой обычный вольтметр, то его метрологический контроль выполняют с помощью серийно выпускаемых образцовых СИ напряжения электрического тока. При выполнении измерений параметров рп и еп сначала методом прямых измерений находят (измеряют) некоторые промежуточные параметры рк и ек, не оговаривая при этом ни структуры исследуемой среды, ни расположения элементов зонда относительно структурных зон. Подразумевается, что аппаратуру необходимо градуировать в условиях бесконечной однородной среды. Теоретически аппаратуру можно градуировать и в условиях неоднородной среды заданной типовой структуры (например, в не проводящих электрический ток трубах, заполненных раствором хлористого натрия с заданным ρс). Однако такой путь измерений рп сопряжен с трудностями перехода от значений ρк, воспроизводимых в условиях градуирования, к значениям рк, получаемым в скважинных условиях. Система МО скважинных измерений параметров ρп и εп включает в себя два уровня: первый - контроль НМХ скважинной аппаратуры; второй - контроль (аттестация) МВИ параметров ρп и ε„. В первом случае "оцениваются характеристики инструментальной составляющей погрешности измерений, во втором характеристики методической составляющей погрешности измерений. Инструментальные погрешности измерений ρп обусловлены несовершенством не только СИ параметра ρк, но и скважинных резистивиметров (СИ ρс), скважинных каверномеров (СИ dc). Основные источники погрешности измерений параметра: отклонение реальной градуировочной характеристики от номинальной, нормированной для аппаратуры конкретного типа; "неидеальность " зондов - отличие реальных параметров зондов от параметров, принятых при построении МВИ ρп (конечные размеры электродов градиент- и потенциал-зондов, конечные расстояния между электродами, конечные размеры диполей электромагнитных зондов); реакция аппаратуры на воздействие влияющих величин (температура, давление, изменение напряжения питания). К источникам методической составляющей погрешности измерений параметров ρп и εп относятся неадекватность типовой и реальной структур среды, несоответствие взаимного расположения источника и приемников электромагнитного поля относительно границ пластов и скважины при моделировании (построении МВИ) и выполнении измерений и погрешности вычислений. Исходное образцовое средство, используемое при градуировке и поверке образцовой аппаратуры электрометрии представляет собой однородный раствор хлористого натрия в емкости, минимальные размеры которой таковы, что при дальнейшем их увеличении не наблюдается изменения показаний поверяемой аппаратуры. Приготовленные таким образом СО позволяют воспроизводить действительные значения удельного электрического сопротивления ρд и относительной диэлектрической проницаемости εд. При градуировании аппаратуры (например, микрозондов) значения рд используются для построения градуировочной характеристики (для определения коэффициента преобразования). При поверке аппаратуры эти значения используются для определения оценок погрешности. Однако не всегда представляется возможным использовать для аппаратуры электрометрии в качестве средств МО стандартные образцы ρ и е, так как для больших размеров зондов требуются большие размеры водоемов для приготовления таких СО. В этом случае контроль нормированной точности аппаратуры выполняется с использованием имитаторов удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости, вопросы метрологической аттестации которых имеют ряд сложностей и в некоторых методах - проблематичны. МО электрометрии контактными макрозондами Основные источники погрешности измерений рк контактными макрозондами следующие: отличие геометрических размеров зондов от их номинальных значений, принятых при построении МВИ рп; неидеальность измерительных каналов тока /, протекающего через породу, и разности потенциалов ΔU; влияние обусловленного индуктивностью и емкостью пластов и емкостью двойного электрического слоя на поверхности электродов реактивного сопротивления пород переменному току; изменение контактного сопротивления электродов в результате их окисления и загрязнения. При поверке аппаратуры электрометрии скважин контактными макрозаондами имитационными методами (с использованием имитаторов ρ) не учитываются погрешности, обусловленные отличием реального (неизвестного) коэффициента зонда от его номинального значения. В качестве исходных образцовых СИ предусмотренно использование стандартных образцов ρ. Образцовые СИ представлены имитаторами и контрольной скважиной. Поверка образцовых СИ (имитаторов и скважин) может выполняться с использованием СО ρ методом сличения при помощи компаратора, в качестве которого используется стабильная скважинная аппаратура. Параметры зонда этой аппаратуры должны соответствовать номинальным значениям, принятым в МВИ ρп. На рис. 22 приведена принципиальная электрическая схема имитатора ρ, предназначенного для поверки скважинных СИ ρ градиент-зондами и потенциалзондами. Значения ρ, воспроизводимые таким имитатором, определяются по формуле, полученной из законов Ома и Кирхгофа: Номинальная статическая функция преобразования имитатора фокусированного трехэлектродного зонда имеет вид где ρи - удельное электрическое сопротивление, воспроизводимое имитатором; Кт - номинальное значение коэффициента зонда, зависящее от геометрических размеров центрального Ао и экранных Аэ электродов; R0 - сопротивление резистора (магазина сопротивлений) в цепи центрального электрода Ао. Рассмотренные имитаторы реализованы в поверочных установках УПЭК-1, разработанной ВНИИнефтепромгеофизикой, и УП-ПЭК, разработанной ВНИГИК. В состав этих установок входят магазины сопротивлений Р4830, начальное сопротивление которых не превышает 0,3 Ом. МО электрометрии контактными микрозондами Погрешности измерений р микрозондами обусловлены несовершенством измерительных каналов, непостоянством коэффициента зонда, влиянием индуктивности и емкости горной породы и емкости двойного электрического слоя на электродах, влиянием неучитываемой зоны (глинистой корки, зоны уплотнения, зоны кольматации, зоны разуплотнения, растрескивания, радиальной неоднородности зоны проникновения) и другими факторами. В качестве исходных образцовых СИ используется образцовый кондуктомер КЛ1-2 ("Импульс") или КЭЛ-3 с пределами допускаемой основной относительной погрешности δор << ± 0,5%, с помощью которого методом прямых измерений аттестуют и поверяют стандартные образцы в виде водных растворов хлористого натрия, воспроизводящие удельное электрическое сопротивление в диапазоне 0,1-50 Ом-м с пределами допускаемой основной относительной погрешности δор = ±[10,05(ρв/ρ - 1)]. Верхнее значение, воспроизводимое СО, ограничено использованием в качестве носителя свойств СО питьевой воды, удельное сопротивление которой практически не превышает 50 Ом·м. Для приготовления СО, воспроизводящего 200 Ом·м, как правило, необходимо применять дистиллированную воду. СО р приготовляют в. прямоугольных емкостях размерами 2x1x1 м. Такая емкость входит в состав поверочных установок УПЭК-1 и УП-ПЭК. Предусмотрено перемешивание раствора путем его перекачивания с помощью насоса из нижних слоев в верхние. Влияние температуры на СО учитывают, вводя поправку после измерения температуры раствора ртутным термометром с ценой деления 0,1 С или измеряя р раствора с помощью образцового кондуктомера непосредственно перед поверкой микрозондов. Градуировка микрозонда сводится к определению его коэффициента. Если процедура определения коэффициента микрозонда не предусмотрена в документации на поверяемую аппаратуру, то градуирование микрозондов сводится к определению значений р, имитируемых стандарт-сигналами калибратора. МО электромагнитных методов ГИС МО аппаратуры индукционного метода. В качестве исходных образцовых СИ используется образцовый кондуктомер для аттестации стандартных образцов р методом прямых измерений, а также набор общетехнических СИ (мост переменного тока, измерители индуктивности и добротности, частотомер и штангенциркуль) для аттестации имитаторов р методом косвенных измерений. В качестве образцовых СИ 2-го разряда может быть использована поверочная скважина. Современный математический аппарат индукционного метода позволяет рассчитывать кажущиеся значения удельной электрической проводимости, регистрируемой зондом индукционного метода известной конструкции и геометрии как в однородной среде с проводимостью сг0, так и в непроводящей среде в присутствии тонкого кольца с заданными геометрическими размерами и электрическими параметрами (диаметр, проводимость, активное и реактивное сопротивление). Сравнение выражений для э.д.с, возникающих в измерительных катушках зонда в этих двух случаях, является основой организации градуировки, поверки; а также калибровки аппаратуры индукционного метода с помощью имитаторов (тест-колец), надеваемых на зонд скважинного прибора: сопоставляют выходные сигналы аппаратуры индукционного метода и рассчитанные дискретные значения проводимости тест-кольца, получаемые путем изменения электрических параметров кольца, имитирующего изменение параметров однородной среды сг0. На рис. 23 представлена принципиальная схема имитатора для аппаратуры индукционного метода, входящего в комплект установки УПЭК-1. Катушка имитатора выполнена на гетинаксовом каркасе и содержит 10 витков многожильного медного провода (для повышения добротности и уменьшения скин-эффекта) со средним диаметром намотки 360 мм. В составе установки УПЭК имеется вторая катушка с диаметром намотки 700 мм. Емкость конденсатора С подбирается экспериментально таким образом, чтобы на частотах 25 и 50 кГц индуктивное сопротивление цепи равнялось емкостному. Сопротивления резисторов R1 - R5 (магазины сопротивлений) определяют для каждого типа зонда аппаратуры индукционного метода путем математического моделирования электромагнитного поля в имитаторе и в бесконечной однородной среде. Резисторы Rl - R5 переключают при помощи переключателя 5. В аппаратуре АИК-5 имитация значений реактивной составляющей удельного электрического сопротивления выполняется*, изменением емкости С. Функция преобразования имитатора р для индукционного зонда имеет вид ρи = kиR, где ρи - удельное электрическое сопротивление, воспроизводимое имитатором; kи коэффициент преобразования имитатора, зависящий от размеров катушки имитатора и зонда; R - активное сопротивление в цепи катушки Рис. 23. Принципиальная электрическая схема имитатора проводимости горных пород Рис. 24. Графики зависимости параметра 1/ки от координаты z катушки имитатора при перемещении ее вдоль оси зонда 4И1 Например, для водного бассейна диаметром не менее 6 м и глубиной не менее 3 м, относительная погрешность измерений с скважинной аппаратурой диэлектрического метода с длиной зонда не более 1,2 м на частоте 43 МГц не превышает 0,5% при ρп = 15 Ом·м. МО аппаратуры диэлектрической проницаемости. В качестве исходных образцовых СИ предусмотрены либо СО диэлектрической проницаемости в виде насыпных моделей пластов, пересеченных скважиной, либо водный бассейн (СО, воспроизводящий ε ~ 80) и скважинная аппаратура, аттестованная в качестве образцового СИ. В первом случае аттестация СО ε осуществляется методом косвенных измерений с помощью СИ, заимствованных из государственной калибровочной схемы. В качестве имитаторов ε используется комплект катушек, аттестуемых с помощью образцового скважинного прибора диэлектрического метода. Например, имитатор ε для аппаратуры ДК1-723 выполнен в виде витка медного провода, вклеенного в тонкий паз диаметром 270 мм на стеклотекстолитовой шайбе, внутренний диаметр которой равен диаметру корпуса зонда поверяемой аппаратуры. Последовательно с витком провода включены резистор и конденсатор, образуя замкнутый контур имитатора, которое равно сумме сопротивлений потерь Rn и одного из резисторов Rl - R5. Значения указанных величин приведены в справочной литературе [4]. Выходной сигнал аппаратуры индукционного метода зависит от положения имитатора относительно катушек зонда (рис. 24). Координату z выбирают таким образом, чтобы обеспечить возможность однозначного расположения катушки имитатора р при поверке аппаратуры индукционного метода, так как именно для данной координаты рассчитана функция преобразования имитатора. Поэтому в качестве такой координаты выбирают точку, при которой наблюдается максимум показаний аппаратуры. Смещение катушки имитатора по оси зонда относительно расчетной координаты на ±5 мм приводит к изменению Лекция 27. Принципы построения радиометрической аппаратуры. Функциональные схемы, технико-эксплуатационные характеристики и особенности серийных образцов аппаратуры радиометрии. Принципы построения аналоговой телеизмерительной системы стандартной радиометрии При радиометрии скважин основное применение нашла число-импульсная система телеизмерений. По структуре число-импульсная система аналогична частотной. Некоторые особенности определяются характером измеряемой физической величины, параметрами и формой импульсного носителя информации. Измеряемое нейтронное или гамма-излучение преобразуется в число-импульсный модулированный сигнал непосредственно детектором - сцинтилляционным или газоразрядным счетчиком. Основным блоком системы является измеритель скорости счета. Для преобразования количества импульсов I (имп/с) в пропорциональное им изменение постоянного тока (напряжения) предварительно сформированные по длительности τ и амплитуде Uo импульсы поступают на интегрирующий RС-контур. Емкость С зашунтирована сопротивлением, поэтому по мере роста напряжения на ней увеличивается разрядный ток. Когда средние значения зарядного и разрядного токов сравняются, дальнейшее увеличение напряжения U на емкости прекращается: Таким образом, величина разрядного тока, который может быть измерен милиамперметром, включенным последовательно с сопротивлением R, или падение напряжения на этом сопротивлении линейно связаны со скоростью счета импульсов I, поступающих на вход схемы. Из соотношения (3.44) следует, что результат измерения зависит от стабильности амплитуды, длительности сформированных импульсов и степени искажения частоты их следования от детектора к измерителю скорости счета. Существует несколько путей решения вопроса передачи ЧИМ-сигнала без искажения по геофизическому кабелю: а) преобразование спектра сигнала, например, при передаче информации с помощью биполярных импульсов; б) применение пересчетных устройств в скважинном приборе; в) использование детекторов с управляемой эффективностью счета для уменьшения перегрузки линии связи; г) использование кодирования в скважинном приборе. Практическое применение нашел способ передачи с помощью равновесных биполярных импульсов. Способ состоит в том, что выравниваются выходные сопротивления в выходном блоке скважинного прибора, тем самым на выходе кабеля появляются импульсы с равной длительностью фронта и спада. Испытания этого способа передачи показали его перспективность при интенсивности счета до 100 кГц. Взаимное влияние каналов обусловлено проникновением сигналов в тракт передачи другого канала, а также совпадением во времени отдельных сигналов. Для одновременной передачи по кабелю импульсов от нескольких детекторов многоканального прибора и тока питания скважинного прибора применяют питание электрической схемы скважинного прибора постоянным током и разделение импульсов различных каналов по амплитуде, полярности или длительности В схемах радиометрии с одножильным кабелем передают импульсы различной полярности от двух каналов, а от третьего и четвертого канала следуют импульсы другой амплитуды. При разделении каналов по полярности наблюдаются совпадение импульсов и их взаимная компенсация, а следовательно, соответствующее уменьшение скорости счета. Если учесть, что импульсы не будут восприняты даже при частичном совпадении, то относительная погрешность в скорости счета вследствие совпадения импульсов может быть определена как где tи - длительность импульса; Т - средний период следования импульсов. Для уменьшения влияния совпадения импульсов разных каналов применяют схемы блокировки совпадающих разнополярных импульсов, задерживающие один из них, схемы смесителей, обеспечивающие преимущественное прохождение сигналов одной полярности, увеличение длительности импульсов одного из каналов. При работе с трехжильным кабелем для передачи разнополярных импульсов двух каналов применяют двухпроводную цепь (две жилы кабеля) без использования земли. Благодаря этому компенсируются индуктивные наводки на третью жилу, по которой передаются импульсы от третьего и четвертого каналов. Разрешающее время измерительной системы tp - минимальный интервал времени, в течение которого могут быть зарегистрированы два импульса, - в основном зависит от наличия некоторого "мертвого" времени, в течение которого другие импульсы не могут попасть в измерительный канал. В аппаратуре радиометрии это время определяется блоком, в котором происходит передача (преобразование) информации с использованием импульсов максимальной длительности. Чаще всего это мультивибратор измерителя скорости счета, в котором длительность достигает 400 мкс. Вследствие ограниченного разрешающего времени не отмечается часть импульсов, пропорциональная регистрируемой скорости счета I и разрешающему времени tр. Если истинная скорость счета импульсов Iо, то очевидно, что при регистрации она уменьшена на величину Iо I t Р: Отсюда следует, что градуировочная характеристика системы нелинейная: Выражение (3.45) позволяет оценить относительную долю просчетов статистически распределенных импульсов вследствие конечного разрешающего времени измерительной системы. При обычных скоростях счета в канале ГМ не более 3 кГц и tp = 50 мкс число пропущенных гамма-квантов мало, относительная погрешность не превышает 1,5%. Однако при большей скорости и большем времени tp по указанной причине искажение вследствие нелинейности может составить 20-30%. Для коррекции градуировочной характеристики аппаратуры радиометрии исследуем выражение (3.45). Запишем указанное выражение в виде Заметим, что алгоритм, предписываемый соотношением (3.46), адекватен введению положительной обратной связи. Поскольку введение обратной положительной связи нередко является дестабилизирующим фактором, то в данном примере устранение нелинейности вызывает увеличение случайных погрешностей. Необходимо отметить также, что применение коррекции ухудшает и динамическую характеристику аппаратуры. Данный способ реализован в панели 1Р4-1П. Известны и другие решения данной задачи. Статистической флуктуацией называется процесс беспорядочного колебания излучения около среднего значения. Так как в результате флуктуации интенсивность излучения, а, следовательно, и скорость счета / в каждый момент времени отличаются от истинных значений, в результаты измерений вносится погрешность. Влияние статистических флуктуации характеризуют среднеквадратичной σ или вероятной ε погрешностью: Относительная погрешность скорости счета из-за статистических флуктуации бст рассчитывается в соответствии с заданной вероятностью оценки точности измерений: где а = 1, 2 или 3 при заданной вероятности соответственно 70, 95 или 99%. В соответствии с этим относительная погрешность из-за статистических флуктуации будет тем меньше, чем больше скорость счета и чем больше время усреднения показаний. В соответствии с этим относительная погрешность из-за статистических флуктуаций будет тем меньше, чем больше скорость счета и чем больше время усреднения показаний. При непрерывной регистрации результатов радиометрии принято считать, что время интегрирования измерителя скорости счета составляет 2τи. Отсюда относительная погрешность из-за статистических флуктуаций Задавая значение допустимой погрешности, обусловленной статистической флуктуацией, выбирают наименьшую постоянную времени интегрирующей. С этой целью в измерителях скорости счета предусматривается возможность изменения постоянной времени интегрирующей цепи. Рационально изменять постоянную времени τи путем перехода от одного значения емкости RC-цепи к другому, так как от ее значения не зависит чувствительность схемы. Пределы измерения можно изменять, регулируя сопротивления R и др. Приняв значение постоянной времени τи, подбирают такую скорость перемещения прибора, при которой произведение V·τи „ не превышает мощности пласта, а динамическая погрешность в кровле пласта не выходит за пределы допустимого. Для приближенных расчетов может быть принята скорость перемещения прибора по скважине v = h/2 τи, где h - мощность пласта. Аппаратура стандартной радиометрии скважин Принципы построения аналоговой аппаратуры радиометрии скважин рассмотрим на примере скважинного прибора СРК и наземной панели ИПРКУ-А. Прибор радиометрии скважин двухзондовый СРК предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами ННМ по тепловым и надтепловым нейтронам (2ННМТ и 2ННМнт), НГМ и ГМ. Длины зондов нейтронных методов НГМ, ННМТ и ННМнт соответственно составляют 60; 25,8 и 50,8; 15,5 и 40,5 см. Скважинный прибор эксплуатируется в комплексе с полоний-бериллиевым или плутонийбериллиевым источником быстрых нейтронов с потоком нейтронов от 5-106 до 1·107 с-1. Скважинный прибор обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного γ-излучения горных пород и их водонасыщенной пористости, которая связана с первичными измеряемыми параметрами уравнениями где - Aт(нт) = N бв N м ⋅ N мв N б показания скважинного прибора, выраженные в условных единицах; Nбв Nмв - средние частоты следования импульсов каналов ННМб и ННММ, зарегистрированные в воде; Nм и Nв, - средние частоты следования импульсов каналов ННММ и ННМб, зарегистрированные в этих же режимах в исследуемой среде. образом, измерение Kп сводится к определению коэффициента СТ(нт) = N6в/NMB, являющегося постоянной величиной для данного экземпляра скважинного прибора в соответствующем режиме, и измерению средних частот следования импульсов каналов ННМм и ННМб. Измерение МЭД γ-излучения сводится к измерению средней частоты следования импульсов. При эксплуатации скважинного прибора в режиме ГМ + НГМ информация от блока детектирования НГМ обрабатывается и передается по одному из каналов ННМ. Рис. 36. Функциональная схема скважинного прибора СРК На рис. 36 представлена функциональная схема скважинного прибора СРК. Электронный блок СРК включает в себя три идентичных канала, выходной каскад (смеситель) и высоковольтный преобразователь напряжения. Тепловые (надтепловые) нейтроны и γ-кванты преобразуются в детекторах в частоту следования электрических импульсов, которые поступают на входы соответствующих радиометрических каналов, где осуществляются необходимое усиление, амплитудная селекция, пересчет средней частоты следования информационных сигналов и их формирование по амплитуде и длительности. Выходные импульсы каналов поступают на соответствующие входы смесителя. Смеситель содержит устройство взаимной блокировки выходных импульсов сигналов ННММ и ННМб, устраняющее погрешности, связанные с возможным одновременным приходом информационных сигналов этих каналов. Выходной каскад с трансформаторным выходом обеспечивает необходимое согласование с кабелем. Информация от канала ГМ передается в виде противоположной для каналов ННМм и ННМб полярности между 1-й и 2-й жилами кабеля, а импульсы канала ГМ передаются между оплеткой и 3-й жилой кабеля. Блок детектирования содержит два высокоэффективных гелиевых счетчика медленных нейтронов типа СНМ-56. Питание счетчиков осуществляется постоянным стабилизированным электрическим напряжением положительной полярности, значение которого 1800В обеспечивает работу счетчиков в режиме коронного разряда в области "плато" счетной характеристики. Напряжение питания вырабатывается высоковольтным преобразователем. Высоковольтный преобразователь состоит из автогенератора, высоковольтного выпрямителя с выходным стабилизатором и системы автоматического регулирования. В цепи питания счетчиков установлен RC-фильтр, обеспечивающий снижение уровня электрических помех, обусловленных в основном пульсациями питающего напряжения. Блок детектирования канала ГМ и сменный блок детектирования НГМ имеют единую принципиальную схему и различаются только типоразмерами используемого кристалла йодистого натрия. Выходные сигналы счетчиков, имеющие форму коротких импульсов отрицательной полярности, выделяются на нагрузочных резисторах и через разделительные конденсаторы подаются на входы соответствующих дискриминаторов. Дискриминаторы всех радиометрических каналов идентичны, содержат последовательно соединенные согласующий каскад, пороговое устройство, пересчетное устройство и выходной формирователь. Согласующий каскад обеспечивает требуемое согласование дискриминатора с болоками детектирования. Выходные импульсы согласующего каскада, имеющие положительную полярность, поступают на вход порогового устройства. В качестве порогового устройства использован компаратор, уровень срабатывания которого определяет порог дискриминации. Когда амплитуда входного сигнала достигает значения, равного установленному уровню срабатывания, на выходе компаратора возникает импульс положительной полярности с длительностью не более 3 мкс. Входные сигналы, амплитуда которых ниже порога дискриминации, не вызывают срабатывания компаратора. Таким образом осуществляется амплитудная селекция входных импульсов, устраняющая возможность прохождения на выход дискриминатора сигналов малой амплитуды, обусловленных низкоэнергетическими шумами ФЭУ, током короны счетчиков СНМ-56, возможными помехами, возникающими при работе преобразователя и т.п. Выходные импульсы компаратора поступают на вход пересчетного устройства, а затем на ждущий одновибратор, который обеспечивает нормализацию импульсов по амплитуде и длительности. Коэффициент пересчета может быть установлен равным 2, 4, 8 или 16 в зависимости от того, с какого из выходов снимается сигнал. Выходные сигналы одновибратора поступают на выходной каскад-смеситель. Смеситель осуществляет функции: взаимную блокировку выходных сигналов каналов ННМ„ и ННМб с целью устранения погрешностей, связанных с одновременным приходом информационных сигналов указанных каналов; формирование выходных импульсов каналов ННМ; усиление мощности, согласование с кабелем и передачу по нему на поверхность импульсных потоков. Устройство взаимной блокировки и формирования выходных импульсов содержит для каждого канала два элемента 2И-НЕ, один элемент НЕ и ждущий одновибратор-формирователь. Унифицированная измерительная панель радиометрии ИПРКУ-А предназначена для работы с серийными скважинными приборами радиометрии различных типов с одножильным или трехжильным кабелем. Разделение сигналов по полярности и амплитуде позволяет одновременно регистрировать до четырех параметров. Панель содержит сменный блок коммутации, вместо которого могут устанавливаться специальные вычислительные устройства многозондовых ГГМ или ННМ. Информационные сигналы при работе с одножильным кабелем из скважинного прибора поступают в пульте ИПРКУ-А (рис. 37) на трансформатор Тр и в противофазе подаются на входы усилителей 1 и 1'. Рабочие точки усилителей выбраны так, что усилители пропускают только положительные импульсы. Поэтому усилитель 1 усиливает импульсы, имеющие на входе панели положительную полярность, а 1' отрицательную. Усиленные сигналы через переключатель режима работы подаются на входы четырех одинаковых каналов преобразования. В каждом канале импульсы проходят через дискриминаторы 2 с регулируемым уровнем срабатывания. Режим разделения сигналов по амплитуде реализуется при одновременном прохождении импульсов различной амплитуды по двум соседним каналам, например 1к и 2к. При этом уровни сигналов регулируются так, что дискриминаторы с высоким уровнем срабатывания пропускают импульсы большой амплитуды, а дискриминаторы с низким уровнем - все информационные импульсы. Импульсы малой амплитуды выделяются в результате блокировки 3 дискриминатора 2 с малым уровнем срабатывания на время действия большого импульса. В нормализаторе 4 импульсы формируются по амплитуде и длительности. Длительность нормализованных импульсов регулируется дискретно и устанавливается равной 15, 30, 60, 120 и 240 мкс таким образом, чтобы она была несколько больше разрешающего времени соответствующего скважинного прибора. Тем самым разрешающее время всей аппаратуры определяется только нормализатором. Коррекция просчета, обусловленного разрешающим временем, осуществляется компенсатором 5-9, который вырабатывает импульсы при совпадении во времени равных по длительности, но разной частоты следования информационных и вспомогательных импульсов. Частота следования вспомогательных импульсов 200 Гц задается делителем частоты 21. В смесителе 9 компенсирующие и основные импульсы суммируются и поступают на схемы аналогового и цифрового измерителей скорости счета. И схеме аналогового измерителя скорости счета импульсы поступают на вход восьмиразрядного двоичного счетчика 14. Время заполнения счетчика задается блоком масштабирования 13, 22 так, чтобы счетчик 14 не переполнялся при максимальной скорости счета. Теми же управляющими импульсами выдается команда на перезапись из счетчика в регистр 15, а с запаздыванием 5 мкс счетчик сбрасывается на нуль, подготавливаясь к новому циклу заполнения. К регистру подключен цифроаналоговый преобразователь 16 с интегрирующей цепочкой. Цифророй код формируется один раз на каждом шаге квантования по глубине из среднего числа импульсов за фиксированное время, которое задается схемой 10, 18, 19. Схема формирования цифрового кода 11, 12 подключается к магнитному регистратору. В каждом канале панели имеются устройства регулирования уровня дискриминации, постоянной времени интегратора и установки пределов измерения. Для калибровки любого канала в импульсах в минуту имеется калибратор с фиксированными частотами 50, 200, 800 и 3200 Гц. Лекция 28. Принципы построения аппаратуры ядерно-магнитного метода. Функциональные схемы, технико-эксплуатационные характеристики и особенности серийных образцов аппаратуры ядерно-магнитного метода. ЯДЕРНО-МАГНИТНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Физические основы ядерно-магнитного метода Ядерно-магнитный метод (ЯММ) использует явление ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и является одной из модификаций метода ЯМР. Ядра некоторых элементов наряду с механическим моментом (спином) обладают магнитным моментом. В горных породах наибольший магнитный момент имеют ядра основного изотопа водорода 'Н - протоны, что обеспечивает наибольшую чувствительность метода к содержанию водорода в горной породе. Другим элементом, присутствующим в пластовом флюиде и имеющим магнитный момент ядра, является изотоп углерода 13С, содержание которого в естественной смеси изотопов не превосходит 1,5%, в силу чего определение его содержания представляет сложную техническую проблему. Таким образом, современный ЯММ основан на определении содержания водорода в породе. Рассмотрим поведение ядра, имеющего магнитный момент, в магнитном поле. Наличие механического момента Р ядра приводит к возникновению прецессии магнитного момента μ в постоянном магнитном поле Но, аналогичной прецессии гироскопа в гравитационном поле Земли. Частота прецессии определяется напряженностью магнитного поля и гиромагнитным отношением ядра у, равным отношению магнитного момента к механическому: ω0 = 2πf0 = γ·Но, где ω0 - угловая частота прецессии, а fо -круговая. Значение γ/2π равно для протонов 4258 Э-1·с-1. Таким образом, в земном магнитном поле НЗ ~ 0,5 Э частота f0 ≈ 2 кГц. В магнитном поле Н0 среда, содержащая ядра с магнитными моментами, приобретает намагниченность Мо = æНо, где æ - ядерная магнитная восприимчивость, æ = CN/3KT; С = μ2I(I + 1) - коэффициент, учитывающий магнитные свойства ядра; I = 1/2 - спин протона; N - число ядер в единице объема; К -постоянная Больцмана; Т - температура, К. Равновесное состояние намагниченности при изменении напряженности поля Но от Hо1 до Но2 устанавливается постепенно. Процесс установления равновесного значения М в поле Но называется ядерной магнитной релаксацией. Когда Но меняется в большую сторону (Но2 > Ho1) где М∞ - равновесное значение М в поле Но2; Мо – равновесное значение М в поле Но1; Т1 - время термической (тепловой) релаксации; t - время действия поля Но2. Если "быстро" изменить направление поля Hо на угол порядка 90°, то вектор ядерной намагниченности М окажется направленным под углом к направлению Hо. В этом случае вектор М можно представить двумя составляющими М‫ װ‬и М┴ . Составляющая М‫װ‬, параллельная полю, будет меняться в соответствии с вышеприведенными выражениями, а составляющая, перпендикулярная полю, начнет прецессировать с частотой ω0 = γНо. Составляющая М┴ будет уменьшаться по закону М┴ = М∞· e-t/T2 где Т2 – время поперечной релаксации. Физические процессы лежащие в основе ядерной релаксации М┴ и М‫װ‬. различны. При релаксации М‫ װ‬в направлении поля (продольной релаксации) происходит обмен энергией между системой ядер - магнитных спинов - с окружением - "решеткой". При релаксации М┴ перпендикулярно полю (поперечная релаксация) происходит обмен энергией внутри системы ядер путем магнитного взаимодействия ядер. Время Т1 для жидкости в объеме зависит от подвижности молекул. Подвижность определяется вязкостью. Чем выше вязкость, тем короче Т1. Так как вязкость уменьшается при повышенной температуре, то Т1 растет с ростом температуры. Время Т1 жидкости, насыщающей пористую среду, зависит от величины удельной поверхности и ее фильности (или фобности). Поскольку жидкость при контакте с фильной поверхностью сорбируется на ней, что эквивалентно увеличению ее вязкости, время Т1 снижается тем больше, чем больше поверхность и чем больше ее активность. Время Т2 всегда меньше, чем Т1. Помимо факторов, влияющих на Т1, на Т2 влияет неоднородность магнитного поля. Чем неоднородность больше, тем короче Т2. В настоящее время в ЯММ используются две модификации ядерного магнитного резонанса: метод свободной ядерной прецессии в земном магнитном поле (метод Паккарда - Вариана) и метод спинового эха в постоянном магнитном поле, создаваемом постоянным магнитом. Наиболее разработанным является ЯММ по методу Паккарда - Вариана. При наблюдении ядерного магнитного резонанса в методе свободной прецессии в земном магнитном поле используется система двух полей: поляризующее поле Hп ~ 200 Э и земное магнитное поле HЗ ~ 0,5 Э Hп создается с помощью электрической катушки-соленоида, в которую помещается образец, содержащий водород 'Н. Катушка размещается так, чтобы направление Hп было перпендикулярно полю Земли HЗ. Через катушку пропускается ток /„, создается поле Hп. Так как Hп >> HЗ, то суммарное поле Н' = (Hп + HЗ) направлено практически по полю Нп. Спустя время (3-5) Т1 ток выключается (т.е. выключается поле Hп). Поле Hп выключается так быстро tвык < 100 мкс), что вектор М не успевает за поворотом Н' ив результате возникает перпендикулярная полю Н3 составляющая М┴. Эта М┴. начинает прецессировать в земном поле, что приводит к изменению магнитного потока через витки катушки. Наведенная э.д.с. в катушке изменяется по закону где Е0 - начальная амплитуда, пропорциональная М┴.. Регистрация э.д.с. прецессии Е начинается не сразу после выключения Hп, а спустя некоторое время tм, называемое мертвым, поэтому сигналы, имеющие короткое время, не могут быть зарегистрированы. В частности, к ним относятся сигналы от связанной воды в коллекторе и в глинах, от глинистого раствора. Мертвое время современной аппаратуры ЯММ составляет около 20 мс, поэтому сигналы с Т2 < 20 мс не регистрируются. Временами Т2 > 20 мс характеризуются поровые флюиды, способные перемещаться под действием градиента давления. В ЯММ этот флюид называется свободным. Количество свободного флюида, содержащегося в единице объема пористой горной породы, определяется индексом свободного флюида (ИСФ). ИСФ определяется как отношение объема, занятого свободным флюидом, к полному объему породы. Кроме того, к ядерно-магнитным характеристикам горных пород относят времена релаксации Т1 и Т2. Иногда используют величины, обратные временам релаксации, r1 и r2, называющиеся скоростями релаксации. Зонд аппаратуры ядерно-магнитного метода Зонд аппаратуры ЯММ по методу Паккарда - Вариана представляет собой вытянутую вдоль оси скважины многовитковую рамку, с помощью которой создается поляризующее поле и осуществляется прием сигнала свободной прецессии. Находясь в среде, содержащей ядра водорода (вода, нефть), зонд-рамка с током Iп создает в ней ядерную намагниченность m, пропорциональную полю поляризации: где æ - ядерная магнитная восприимчивость. Для определения наведенной в рамке э.д.с. рассмотрим элементарный объем ΔV, имеющий магнитный момент Δm. Известно, что магнитный момент эквивалентен круговому току, удовлетворяющему соотношению Δm = m·ΔV = 1·ΔS, где ΔS поверхность элементарного контура, по которому протекает ток 1. Для рамки и элемента контура выполняются соотношения ΔФ1 - GI - магнитный поток через рамку m ΔV, ΔФ2 = GIn - магнитный поток рамки через ΔS, где G коэффициент взаимной индукции, где Нп - напряженность магнитного поля рамки в точке ΔV Поток через рамку, созданный всеми ядрами водорода, определится интегралом, распространенным на все пространство Аппаратура ядерно-магнитного метода Аппаратура ядерно-магнитного метода предназначена для записи кривых ЯММ с целью выделения пластов-коллекторов, определения их индекса свободного флюида, а также времени продольной релаксации T1. В условиях скважины возбуждение и регистрация сигналов свободной прецессии осуществляется циклами (рис. 39). По катушке зонда в течение времени tn пропускают постоянный ток Iп значением 2-3 А, создающий в исследуемом пласте поляризацию ядер водорода. Для возбуждения сигнала прецессии магнитное поле быстро выключают Выключение трудно осуществить в один этап, в связи с чем по истечении времени поляризации ток предварительно уменьшают до определенного значения Iост (остаточный ток), который составляет примерно 0,1 от тока поляризации. Остаточный ток действует в течение небольшого промежутка времени tост, после чего быстро выключается. За время tост ядерная намагниченность несколько уменьшается по экспоненциальному закону с постоянной времени, равной времени продольной релаксации. После выключения остаточного тока начинается прецессия, вследствие чего в катушке зонда, отключенной к этому времени коммутатором от источника тока, наводится затухающий сигнал. Для предотвращения влияния переходных процессов, вызванных выключением остаточного тока, момент Рис. 39. Временные диаграммы процессов, протекающих в аппаратуре ЯММ: а - изменение тока поляризации, б - изменение вектора ядерной намагниченности, в - э д с сигнала свободной прецессии, г - огибающая усиленного и детектированного ССП, интегрирование в интервалы времени tU1 и tU3; д - интегрирование большей части ССП подключения катушки к усилителю сдвинут относительно момента выключения остаточного тока на мертвое время tм Индуцируемый в катушке сигнал усиливается и передается на дневную поверхность, где детектируется линейным детектором. Усиленное и продетектированное напряжение U представляет собой огибающую сигнала свободной прецессии вида U = U0e-tlT2* где Т2* - аппаратурное время затухания, Т2* < Т2. Для увеличения амплитуды измеряемого сигнала катушка зонда и усилитель настроены в резонанс на частоту прецессии. Вследствие влияния резонансных цепей измерительного тракта аппаратуры форма сигнала искажается таким образом, что в момент времени tм, когда катушка подключается к усилителю, амплитуда сигнала еще равна нулю, затем в течение некоторого времени постепенно нарастает и лишь после достижения максимума начинает затухать по экспоненциальному закону Огибающая сигнала, прошедшего через усилитель в детектор, смещена относительно огибающей сигнала на входе на время τ, определяемое выражением τ ~ 2/π F. где F - эквивалентная полоса пропускания приемного канала Смещение экспоненциально затухающей части огибающей продетектированного сигнала учитывается тем, что время отсчитывается не от момента начала прецессии, а от момента времени, сдвинутого от начала прецессии на τ. Для определения Uo продетектированное напряжение подвергается анализу: в течение небольших промежутков времени (времен интегрирования) длительностью tиi , середины которых сдвинуты относительно начала отсчета на ti (времена измерения), выполняется интегрирование сигнала. Напряжения Ui, полученные в результате интегрирования, пропорциональны ординатам огибающей в моменты ti. Они запоминаются и подаются на регистрирующий прибор. При перемещении скважинного прибора по стволу скважины кривые напряжений Ui записываются в функции глубины. Наряду с этим для повышения чувствительности при регистрации слабых сигналов сигнал интегрируется в течение времени, равного 1,2Т2. Это напряжение также записывается. Результатом ЯММ является совокупность всех вышеуказанных кривых. Начальная амплитуда сигнала определяется путем экстраполяции полученных значений огибающей в момент начала прецессии с учетом τ. Наряду с измерением сигнала прецессии при tп = 3Т1 измеряется время Т1 С этой целью проводится серия измерений сигналов при различных временах поляризации tпi. Полученные значения сигналов используются для построения зависимости вида U = F(tпi). При этом не требуется определять начальную амплитуду сигнала, а можно использовать максимальную ординату из зарегистрированных. Эти измерения проводятся либо при остановке прибора против исследуемого пласта, либо многократным повторением записи кривых с различными временами поляризации. Блок-схема аппаратуры ядерно-магнитного метода. В настоящее время эксплуатируется несколько типов этой аппаратуры: АЯМК3, разработанная ВНИИГеосистем; ЯК - ПО "Татнефтегеофизика"; АЯМК-П ЮжВНИИГеофизика. Все эти типы аппаратуры базируются на общем принципе возбуждения сигналов свободной прецессии, но несколько различаются по конструктивным и схемным решениям, а также принятым режимам измерения. Полный набор режимов измерений включает следующие. 1. Режим "Каротаж 1" - одновременная запись 2-3 кривых ЯММ и значений начальной амплитуды сигнала при фиксированном времени поляризации, используется для определения ИСФ. 2. Режим "Каротаж 2" - одновременная запись двух кривых ЯММ для двух различных времен поляризации, используется для оценки Т1 коллекторов в разрезе скважины. 3. Измерение максимальной амплитуды сигнала при различных временах поляризации на заданной глубине (скважинный прибор неподвижен) для определения Т1. 4. Измерения по пп. 1-3 с целью исследования ЯМР-свойств образцов горных пород и флюидов. Аппаратура ЯММ (рис. 40) состоит из наземного пульта управления и контроля, а также скважинного прибора, соединенных трех- или семижильным бронированным кабелем. В наземном пульте размещаются: блок измерений 6, состоящий из управляемого избирательного усилителя сигналов, детектора огибающей сигнала и нескольких каналов интегрирования огибающей сигнала. Интегрированные ординаты поступают для регистрации. В некоторых типах аппаратуры эти данные выдаются как в аналоговом, так и в цифровом виде. Сигнал на вход блока 6 поступает из скважинного прибора по каналам б, в кабеля через согласующий трансформатор Tpl и переключатель S1 (работа калибровка). Переключатель S1 совместно с имитатором сигнала 5 позволяет проверить исправность основных блоков наземной панели и откалибровать блок измерения 6. Имитаторы сигнала в разных модификациях имеют разную степень сложности. Различные схемы имитаторов позволяют формировать либо одно-два стабилизированных напряжения, либо создавать экспоненциально затухающие сигналы с заданными постоянной затухания, частотой заполнения и нормированными амплитудами. Схема плавного включения 7 обеспечивает по окончании цикла поляризации и перед началом измерения сигнала плавное восстановление нормальной добротности и коэффициента передачи усилителя блока измерения 6. Источники питания 3, 4 обеспечивают электропитание соответственно электронных схем и цепей поляризации скважинного прибора. Первая цепь питания организуется по жиле 1 - "броня", а вторая - по параллельным жилам II,III - "броня" (для трехжильного кабеля). Использование параллельных жил позволяет снизить потери мощности поляризации в кабеле. Следует отметить, что уменьшение потерь в кабеле является важной задачей, поскольку при тех же источниках питания удается увеличить ток поляризации в зонде, следовательно, пропорционально повысить чувствительность аппаратуры. Существенного снижения потерь в кабеле можно достичь за счет передачи энергии поляризации переменным током повышенного напряжения. Поэтому в последних модификациях аппаратуры используются управляемые генераторы переменного тока. Процессы измерений, градуировки, настройки аппаратуры отдельных узлов скважинного прибора управляются с наземного пульта. Блок управления 2 обеспечивает выполнение этих операций путем уплотнения кабельного канала связи. Поскольку операций дистанционного управления достаточно много, используются практически все жилы кабеля. В процессе циклической процедуры измерений каждый функциональный блок аппаратуры должен работать в определенный интервал времени. Синхронное взаимодействие обеспечивается с помощью блока синхронизации 1. В простейшем случае это тактовый генератор, формирующий синхроимпульсы в каждом цикле измерения. При этом необходимые временные сдвиги формируются аппаратно в самих блоках. Синхронное управление может быть и программным. И первый, и второй путь используется в различных типах аппаратуры ЯММ. В скважинном приборе размещаются зонд ЯММ 8 и калибратор 9, управляемый коммутатор 10, усилитель сигналов, блок поляризации 12 и блок управления 13. Зонд ЯММ и калибратор конструктивно отделены от остальных блоков и размещены в герметичном стеклотекстолитовом кожухе, заполненном безводородным маслом, обеспечивающим гидростатическую разгрузку конструкции. Зонд - это вытянутая прямоугольная рамка, намотка и конструкция которой выполнены таким образом, чтобы обеспечить оптимальные угловые, радиальные и температурные характеристики. Калибратор 9 - катушка, имеющая внутренний водородо-содержащий образец. Калибратор используется как источник стандарт-сигнала и включается либо автономно, либо в цепь зонда ЯММ. Включение калибратора осуществляется дистанционно от наземной панели с помощью блоков управления 2, 3. Обычно это достигается кратковременным изменением полярности на жиле I кабеля. Коммутатор 10 выполняет весь комплекс операций, необходимых для перехода от режима поляризации к режиму измерения сигнала. Он обеспечивает: а) отключение тока поляризации в соответствии с принятым методом возбуждения прецессии; б) защиту входа усилителя 11 и входного контура зонда от воздействия коммутационных импульсов при отключении тока поляризации; в) плавное восстановление добротности входного контура по окончании процесса отключения тока поляризации; г) дистанционную настройку входных цепей (зонда и калибратора) на частоту прецессии; д) переключение зонда и калибратора. Очевидно, все эти операции должны выполняться синхронно с работой наземной панели. В простейшем случае для управления работой коммутатора может использоваться сам импульс тока поляризации. При питании цепей поляризации переменным током в скважинном приборе необходим выпрямитель 12, а управление коммутатором выполняется с помощью блоков управления 2, 13. Лекция 29. Цифровые скважинные приборы Программно-управляемые приборы электрометрии, радиометрии, акустических исследований скважин. Назначение. Основные технические характеристики. Структурные схемы. Приемы, обеспечивающие уменьшение погрешностей измерений. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ЦИФРОВЫХ СКВАЖИННЫХ ПРИБОРОВ Приборы для работы в открытом стволе скважины Современное состояние разработки скважинных приборов (СП) характеризуется совершенствованием измерительных схем, разработкой двухзондовых СП для исключения влияния промывочной жидкости, глинистой корки и изменений диаметра скважины (2ННМ, 2ГГМ, 2АМ), многозондовых либо многочастотных СП для оценки свойств пород, не затронутых проникновением (БЭЗ, 2БМ+БМ со сферической фокусировкой, 2ИМ+БМ со сферической фокусировкой), комбинированных СП (2ННМ+2ГГМ+2АМ, 2БМ+ +2ИМ+БМ со сферической фокусировкой и др.) для многопараметровой интерпретации геофизических данных в сложно построенных разрезах и коллекторах. Гамма-метод (ГМ). В СП применяют сцинтилляционные детекторы NaJ(Tl). Диаметр СП различного назначения изменяется от 36 до 92 мм, термобаростойкость стандартная - 177 С и 140 МПа. Измерительная схема часто входит в состав технологического модуля, включающего ГМ, JIM, T и блоки телеметрии, а также в состав всех приборов радиометрии. Практически все отечественные СП радиометрии - аналоговые. Цифровой выход имеют модули в приборах ГК-П и ВАРТА. Спектральный гамма-метод (СГМ). Используется стабилизация спектров с помощью встроенного реперного источника гамма-излучения. Размеры детектора 2,5"12". СП компаний "Schlumberger", "Western Atlas" и "Halliburton" оснащены микропроцессорами. В реальном времени регистрируют содержание U, Th, К, отношение сечений комптон- и фотоэффекта, интегральную кривую ГМ. Автоматический учет влияния скважины, погрешность стабилизации спектров 1%, разрешаемость -5%. При обработке в стационарных условиях выделяют 256 или 512 каналов. Отечественные приборы СГМ с цифровым выходом разработаны в НПФ "Каротаж" (г. Тверь), ВНИИГИС (г. Октябрьский). В первом из них традиционно регистрируют содержание U, Th, К и суммарное гамма-излучение; объем детектора 500 см3, термобаростойкость 120 С и 80 МПа. Второй - предназначен для исследования рудных и угольных скважин. Спектр излучения разбит на 256 каналов. Очевидна необходимость разработки СП СГМ в модульном исполнении. Такой прибор должен заменять проходной модуль ГМ в различных сборках. Гамма-гамма плотностной (ГГМП) либо литолого-плотностной (ГГМлп) методы. Измерительные зонды расположены на выносном башмаке. Обе модификации имеют все ведущие компании. Диаметр СП 92-120 мм, термобаростойкость обычная - 177 С. Метод применяется для автоматического учета влияния скважины, а в сочетании с двухзондовыми приборами ННМ - для определения литологии и глинистости пород и остаточных УВ. Погрешность измерений - 0,01 г/см3. Развитие метода идет по направлению более детальной расшифровки значений электронной плотности Ре, что повышает идентификацию литологического состава пород. Для этого при обработке исследуют спектр Ре по 256 каналам. В шифре СП, позволяющих выполнять такую операцию, присутствует термин "спектральный". Отечественные цифровые двухзондовые приборы ГГМП и ГГМЛП соответствуют уровню зарубежных СП. Приборы серии РКС (НПФ "Геофизика", г. Уфа) при удовлетворительных метрологических параметрах не имеют цифровой телеметрии. Нейтронные методы. Двухзондовые СП для учета влияния промывочной жидкости и глинистой корки прижимаются к стенке скважины; в приборе SWN (Western Atlas) измерительный зонд расположен на выносном башмаке. Детекторы преимущественно гелиевые, источник нейтронов АтВе. Диаметр СП 92-112 мм. На выходе СП регистрируется кривая пористости, погрешность измерений к„ - ±0,61% (компания "Halliburton"). Компания "Western Atlas" располагает СП HYDL с управляемым источником нейтронов, предназначенным для оценки объемного содержания воды через 1-2 обсадные колонны. Основное отличие отечественных СП от зарубежных заключается в применении сцинтилляционных, &- не гелиевых детекторов. Цифровой модульный прибор серии П находится на уровне зарубежных по эксплуатационным характеристикам. Импульсный нейтронный метод (ИНМ). Современные зарубежные СП двухдетекторные, многофункциональные. Спектр решаемых задач широк: определение пористости, интервалов обводнения, типа УВ (по отношениям Са, Si, Fe, С к кислороду), поиск пропущенных продуктивных пластов. Для оценки отношений различных элементов изучается спектральный состав регистрируемых сигналов (СП всех ведущих зарубежных фирм). Отечественные приборы ИНМ не обладают цифровой телеметрией, количественное определение 4-12 элементов выполняется только методом Гермес-5, непрерывная регистрация отношения С/О находится в экспериментальном состоянии. Акустические методы (AM). Все зарубежные компании перешли на применение длинных (до 18 м) многоэлементных зондов (2-4 излучателя, 4-12 приемников), обеспечивающих определение параметров Р, S и L-St волн в открытой и обсаженной скважине. Фирмы "Schlumberger" и "Western Atlas" располагают также СП с дипольными излучателями, которые обеспечивают регистрацию S-волны в низкоскоростных разрезах. В эксплуатации находятся также четырехэлементные компенсированные зонды с короткими базами измерений. В отечественном цифровом приборе АК-П применен четырех-элементный компенсированный зонд И2, ОПО, 4П2, ОИ. Оцифровка данных выполняется на поверхности в станции. На стадии опытно-промышленного опробования находятся многоэлементные приборы АКМ с двумя излучателями и 8 или 12 приемниками, длина измерительного зонда до 10 м, оцифровка данных в СП (Таганрогское ПВК) и АКМ с 2 излучателями и 11 приемниками (ВНИГИК). Существует опытный образец СП с дипольными излучателями (Цлав, г. Самара). Все остальные приборы имеют аналоговый выход, трехэлементные зонды, оцифровка данных выполняется в геофизической станции. Акустический сканер. Первоначально за рубежом фирмы разработали сканеры с преобразователями, дискретно расположенными по спирали ("Schlumberger", -"Western Atlas") либо в одной плоскости (Computalog) для оценки состояния технической колонны и наличия каналов в цементном камне. В дальнейшем основные фирмы (за исключением CGG) разработали сканеры с вращающимся преобразователем, предназначенные для исследований необсаженных и обсаженных скважин. Программное обеспечение позволяет получать развернутое отображение стенки, а у фирмы "Schlumberger" - псевдообъемное изображение стенки скважины. Отечественные акустические сканеры АРКЦ-Т и САТ-4 (НПФ "Геофизика", г. Уфа) оснащены вращающимся преобразователем, по техническому исполнению (отдельная панель, фотокамера) отстают от зарубежных, величины выделяемых элементов практически те же. Индукционный метод (ИМ). Все зарубежные компании традиционно применяют двухзондовые СП ИМ, глубинность исследований которых составляет примерно 1,5 и 0,8 м. Третий зонд СР составляет БК со сферической фокусировкой тока, глубинность исследований - 0,2-0,4 м, разрешаемость по вертикали 0,7-1,0 м, диапазон измеряемых сопротивлений 0,2-2000 Ом-м. Новейшие приборы "Schlumberger", "Western Atlas", "Computalog" содержат те же зонды, работающие на частотах 10, 20 и 40 кГц. В режиме реального времени выполняется учет влияния скин-эффекта, вмещающих пород, жидкости в скважине. Программное обеспечение "Schlumberger" позволяет получить объемное отображение распределения в породах воды и УВ (imaging). Отечественный цифровой трехзондовый (четыре кривых с учетом реактивной составляющей) СП имеется в серии П. Остальные СП аналоговые. Они никогда не имели малоглубинного зонда БК со сферической фокусировкой. Отставание от зарубежных разработок внушительное. Боковой метод (БМ). Стандартные цифровые СП двухзондовые, диапазон измерения сопротивлений 0,1-100 000 Ом-м. Фирмой "Schlumberger" разработан СП с азимутальным измерением сопротивлений в 12 сегментах; его разрешающая способность вдоль оси СП - 0,2 м. Компьютерная обработка данных позволяет получить отображение стенки скважины более размытое, чем у микросканеров, но вполне достаточное для изучения трещиноватых, перемятых и тонкослоистых пород. Прибор используется одновременно с ЭК-микросканером FMS и стратиграфическим наклономером SHDT. Отечественный цифровой СП БК включен в состав комплексного СП ЭК-1 с зондом БК-3. Прибор ЭК-1 безнадежно устарел по техническому исполнению. Цифровые СП диэлектрического метода, микрозондирования и бокового микрозондирования имеют те же эксплуатационные характеристики, что и их аналоговые предшественники. Отечественные цифровые СП отсутствуют. Электрический микросканер. Двумя типами СП владеет только фирма "Schlumberger". Последнее ее достижение - объемное изображение стенки скважины по данным сканера (технология FMS Imaging). Наклонометрия. Развитие метода за рубежом направлено на увеличение до шести рычагов с измерительными зондами БМК, размещенными попарно на каждом из трех рычагов, оснащение СП магнитометром, трехосевым акселерометром. Такие СП с улучшенными характеристиками и меньшими ошибками определения элементов залегания пластов называют иногда стратиграфическими. Отечественный СП НИД-1 безнадежно устарел по количеству измеряемых параметров, магнитометру, акселерометру и программному обеспечению. Кавернометрия, профилеметрия. Этот наиболее старый и, казалось бы, простой метод измерений претерпевает серьезные изменения. Для цифровых СП традиционными стали 4-6 независимых измерений радиусов скважины; измерения, ориентированные по сторонам света, увеличение измерительных рычагов минимум до шести. Для исследований износа обсадных колонн применяют СП с 40-60 рычагами (лепестками). Серийные отечественные разработки "застыли"лет 20 назад. Все приборы аналоговые. Скважинный радиусомер ПТС-1 снят с производства. Направление развития метода заключается в увеличении количества независимых рычагов измерений, уменьшении диаметра СП, цифровой форме регистрации. Гидродинамические геофизические исследования (ГДК) и опробование пластов (ОПК) приборами на кабеле. Все зарубежные компании имеют скважинные приборы, позволяющие измерить пластовое давление в неограниченном количестве точек и вынести на поверхность две пробы пластовых флюидов объемом 10 и 4 л. Погрешность измерения давлений ±(1 + 0,01 рпл) psi, термобаростойкость стандартная 177 С, 140 МПа. Диаметр СП около 140 мм. Отечественные приборы ГДК-1, ОИПК-1, имеющие другую схему привода измерительной системы, ограничены количеством точек измерения пластового давления (до 30), оснащены датчиками давления с большей погрешностью измерений, могут выносить на поверхность только сборную пробу флюидов, собранную в совокупности на всех точках измерений. В этом отношении они полностью морально устарели. Керноотборник. Все зарубежные фирмы имеют сверлящие керноотборники, отбирающие за одну спуско-подъемную операцию 24-30 образцов кернов размером 25,4x50 мм, а также стреляющие грунтоносы с 24-50 бойками. Термобаростойкость СП стандартная - 177 С и 140 МПа. В этом отношении отечественные СП СКО и СКТ потеряли былое преимущество (отбор до 10-12 образцов) и конкурентоспособность на международном рынке. Приборы для работы в обсаженных скважинах СП для изучения пород через стальную обсадную колонну традиционно представляли приборы гамма- и нейтронного гамма-методов (ГМ и НГМ) и ИНМ. Зарубежная практика ГИС пос 1^дних 5-7 лет полностью сломала эту традицию. Совершенствование двухзондовых СП ННМ, разработка новых многоэлементных и удлиненных приборов AM, оснащенных к тому же дипольными источниками для преимущественного возбуждения S и L-St волн, коренное улучшение импульсных методов ИНМ позволяют реализовать оценку свойств пород через обсадную колонну, в том числе определение их литологического состава, пористости и нефтегазонасыщенности продуктивных пропущенных и эксплуатируемых пластов. В отечественной практике ГИС опытные образцы всех необходимых СП имеются: ГМ, СГМ, 2ННМ, многоэлементные СП AM, СП AM с дипольными излучателями. Исследования состояния обсадных колонн и цементного камня в затрубном пространстве. В зарубежной практике основной объем работ по решению этих задач приходится на акустическую цементометрию и акустический сканер. Применяются еще 2-3-элементные цементомеры разработки 70-80-х годов. Развитие исследовании идет в направлении совершенствования измерительных зондов, программного обеспечения обработки данных и ввода в эксплуатацию АК-сканеров. Измерительные зонды АКЦ короткие (1-3 м), 4-5-элементные, компенсированные. Такие зонды регистрируют волну по колонне даже в безукоризненно зацементированной скважине, что позволяет выполнить количественную оценку сцепления цемента с колонной. Пятый элемент - приемник - предназначен для записи ФКД и оценки на качественном уровне сцепления цемента с породами. Акустические сканеры, которыми владеют все ведущие фирмы, предназначены для выделения каналов в цементном камне, толщины колонны, ее эксцентриситета, коррозии внутренней и внешней стенок. Выделяют каналы раскрытием 7 мм, погрешность оценки внутреннего диаметра и толщины стенки колонны -0,1 мм. Разработка отечественного цифрового АКЦ5 с короткими базами измерений ИО, 7ПО, 4ПО, 7И, зондами ГМ и локатором муфт ведется во ВНИГИК. Для решения перечисленных задач существует компьютеризированный комплекс на основе СП ВАРТА. Оцифровка его данных выполняется на поверхности в станции. Для оценки состояния обсадной колонны зарубежные фирмы используют серию СП: механический трубный профилемер, в том числе с количеством измерительных рычагов до 40-60, индуктивный и магнитный профилемеры, СП для измерения потенциалов колонны. Известный отечественный аналог трубного профидемера ПТС-1 снят с производства несколько лет назад. СТРУКТУРА ЦИФРОВЫХ И ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМЫХ СКВАЖИННЫХ ПРИБОРОВ Обобщенная схема промыслово-геофизических телеметрических систем Телеметрические системы связи служат для передачи информации о параметрах измеряемых физических полей из скважины. Вне зависимости от способа передачи информации и разделения каналов обобщенная блок-схема телеизмерительной системы (рис, 55) содержит: блоки датчиков геофизических параметров 1-3, сигналы на выходах которых определяются характером измеряемых физических полей; преобразователи 4-6, в которых сигналы приводятся к единому для данной телеметрии формату; мультиплексор 7, смешивающий сигналы по заданной программе; передатчик 8; систему фильтров 9; приемник управляющих команд 10; блок питания 11 скважинного прибора; геофизический кабель 12; систему фильтров наземной аппаратуры 13; приемник сигналов 15; систему демодуляторов 16; преобразующих входные сигналы к виду, соответствующему входным параметрам регистратора и разделяющую сигналы по каналам; формирователь команд управления работой скважинного прибора 17; передатчик 18 и наземный блок питания скважинного прибора 14. Собственно телеметрическая система начинается от блоков преобразования 4-6 и заканчивается демодулятором 16. В промысло-геофизической лаборатории блоки 13, 15, 16, как правило, объединены в наземные измерительные панели, которые отличаются по видам применяемой модуляции сигналов. Эти панели входят в подсистему сбора геофизической информации лаборатории. В зависимости от применяемого вида модуляции сигналов меняются функции преобразователей 4-6, мультиплексора 7 и наземных измерительных панелей 13, 15, 16, а также схема фильтров и распределения жил кабеля 9, 13. Например, в системе с частотной модуляцией и частотным разделением каналов в блоках 4-6 размещаются частотные модуляторы, разнесенные по частоте. Блок 7 выполняет роль смесителя сигналов. В системах с общим модулятором (ЧМ-ВР, ВИМ) блоки 4-6 служат нормирующими преобразователями, блок 7 - аналоговым коммутатором, а блок 8 модулятором-передатчиком. Применение любого вида аналоговой модуляции ограничивает возможности телеметрической системы как по количеству каналов, так и по диапазону передаваемых сигналов, кроме того, практически невозможно унифицировать систему телеметрических измерений и тем более агрегатировать все эти системы в единую сборку. Единственный способ решить эти проблемы - перейти к цифровым методам передачи данных по кабелю. ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМЫЕ СКВАЖИННЫЕ ПРИБОРЫ СЕРИИ П Основные принципы построения аппаратуры серии П Программно-управляемая аппаратура состоит из наземной лаборатории, выполненной на базе персональных компьютеров PC AT 386(486) и набора скважинных приборов серии П: АК-П, ИК-П,НК-П, ННК-П, ГК-П, ГГК-П, СКПД-ЗП, ЭК-П соответственно акустического, индукционного, компенсированных нейтроннейтронного и плотностного методов, гамма-метода, профи-лемера и электрометрии. Они могут собираться в сборки - НК-П, ГГК-П, ГК-П, АК-П, ГК-П, ИК-П, СКПД-ЗП, ЭК-П, чем обеспечивается сокращение времени задалживания скважины под геофизические исследования, за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций. Основные принципы построения аппаратуры серии П следующее. 1. Информация передается в цифровом виде за исключением аппаратуры АК-П. 2. Используется асинхронный режим работы, при котором с поверхности посылается в скважинный прибор команда (запрос) и в ответ на нее из прибора передается определенная информация. 3. Используется принцип децентрализации построения скважинных приборов (модулей), при которрм, унифицированный блок телеметрической линии связи (ТЛС) и блок питания могут устанавливаться в каждом модуле метода. Сформулированные принципы позволили реализовать следующие положительные качества аппаратуры. Количество каналов в системе практически перестало ограничиваться. При восьмиразрядном дешифраторе команд это 256 каналов, при 12-разрядном - 4096 каналов. Асинхронный режим работы (запрос -ответ) позволил легко переходить от синхронизации опроса по временным интервалам, например при калибровке, когда прибор не движется, к синхронизации по квантам глубины при его движении в скважине. Кроме того, он позволил оптимизировать частоту опроса каналов, например, 8-метровый зонд БЭЗ нет смысла опрашивать чаще чем через 0,5-1 м, а зонды микрометодов, работающих в общей с ним сборке, необходимо опрашивать через 0,050,1 м. Асинхронный режим позволяет выбрать любой наиболее благоприятный порядок работы и передачи информации. На единичный запрос он может организовать работу одного канала, а может и всех или определенного количества каналов скважинного прибора. Децентрализация модуля связи позволила: а) оптимизировать количество линий между приборами в одной сборке, ограничив их количеством жил применяемого кабеля - для одножильного кабеля - один провод, для трехжильного - три провода; б) организовать гибкие соединения между приборами, используя отрезки геофизического кабеля длиной 0,5-1,5 м; заделка его общедоступна, а предотвращение скручивания достигается одеванием на него пружин или специальных втулок-чешуек, или использованием других конструктивных решений; в) улучшить соотношение сигнал/шум и помехоустойчивость приборов за счет размещения АЦП в непосредственной близости от датчиков и выбора АЦП с параметрами, наиболее подходящими для данного метода; г) оптимизировать параметры вторичных источников питания в соответствии с энергопотреблением в каждом приборе; д) рекомендовать в приборах диаметром 60-90 мм для повышения способности системы к дальнейшему развитию и ее жизнестойкости увеличить число линий связи между приборами до семи по числу жил семижильного геофизического кабеля, что позволит в гибких вставках ограничиться одним отрезком кабеля; е) унифицировать электронный блок ТЛС. Сложность решения последней задачи состоит в том, что телеметрическая линия связи являясь (ГОСТ 19619-74) совокупностью устройств, обеспечивающих формирование телеметрических сигналов, передачу их по каналу связи, прием и формирование оценок передаваемых сообщений, одновременно является составной частью телеизмерительной системы (ТС), в общем случае с нечетко выраженными границами. Например, ТЛС может начинаться от входного коммутатора прибора или следующего за ним усилителя, АЦП и т.д. Задача унификации как раз и состоит в том, чтобы правильно выбрать границы, при которых унифицированный блок может применяться без изменений во всех приборах и модулях. В скважинных приборах, использующих разнородные физические поля, это тем более сложно, так как к каналам преобразования и усиления сигналов предъявляются самые разнообразные требования. Перенесение АЦП и блока управления в каждый крупный модуль позволило легко определить и границы ТЛС. Со стороны входных информационных сигналов это граница приема цифровых потоков в параллельном коде с последующим преобразованием их к виду, удобному для прохождения по геофизическому кабелю. В обратном направлении это граница приема команд из кабеля с последующим преобразованием их в цифровой поток, воспринимаемый стандартными элементами цифровой логики скважинного прибора. Реализация перечисленных выше особенностей работы системы позволила предложить и новый способ организации работы модулей методов. Так, измерительные модули методов подключаются непосредственно к центральной жиле одножильного кабеля (к двум жилам трехжильного кабеля) через свои унифицированные блоки ТЛС. Кажущееся усложнение за счет применения нескольких блоков ТЛС на самом деле окупается полной функциональной законченностью модулей методов, возможностью их использования как в индивидуальном применении, так и в сборках в любом их сочетании, конечно, если решены вопросы электромеханической стыковки модулей. Кроме ЦЖК применяется еще одна транзитная линия между модулями - линия захвата. По этой линии модуль, принявший команду сверху, выставляет сигнал запрета приема на все модули, находящиеся в сборке, на время своей работы. В чисто цифровой системе эта линия необязательна, но ее желательно применять для страховки от сбоев, если по той же линии связи ЦЖК, где передаются цифровые потоки, также передаются и аналоговые сигналы типа волновой акустической картины. Следует отметить, что декларируемый принцип децентрализации не отвергает возможности использования одного унифицированного контроллера связи для работы нескольких модулей. При этом источники питания, АЦП, контроллеры зондов могут быть частично общими, частично децентрализованными, а ТЛС в этом случае будет общей для всех модулей, но состав ее и функциональное назначение не изменяются. Выбор способа кодирования сигналов в кабеле Из-за ограниченности линий связи между скважинным прибором и наземной лабораторией одни и те же линии связи используются для передачи информации в двух направлениях и для питания скважинного прибора от наземного источника постоянного или переменного тока. Для развязки между источником питания и сигналом наиболее широко применяются трансформаторные схемы. Не вдаваясь в детали, отметим, что в подобных системах код для обмена между скважинным и наземным оборудованием должен удовлетворять следующим условиям: быть без постоянной составляющей, что сказывается на конструкции и габаритах развязывающих трансформаторов; быть помехоустойчивым; быть самосинхронизирующимися, так как обмен информацией происходит в асинхронном режиме. Этим условиям удовлетворяют двухфазные коды. На рис. 57 показаны формы сигналов при нормальном двоичном коде (рис. 57, а), двухфазном (фазоманипулированном) коде Манчестер II (рис. 57, в) и отдельно взятые "единица" и "ноль" в двухфазном коде (рис. 57, б). Для рассматриваемой системы выбран код Манчестер II. Радиоэлектронная элементная база для реализации выбранного принципа кодирования сигналов, разрабатывалась в основном для авиационной промышленности, поэтому скорости передачи сигналов были выбранными высокими, tn = 1 мкс (рис. 57, б). Геофизический кабель не может обеспечить такую пропускную способность, поэтому требовалось подобрать длительность импульсов такой, чтобы выполнялись условия: длина кабеля, на которую рассчитывается работа телесистемы, должна изменяться от 500-1000 до 9000-11000 м, причем кабель может быть как одножильный, так и трехжильный; входные и выходные цепи приема и передачи сигналов не должны изменяться (перестраиваться) во всем диапазоне указанного выше изменения длины кабеля. Расчетным и затем экспериментальным путем было показано, что этим условиям удовлетворяет длительность импульсов около 20 мкс. При выборе наименее дефицитного кварцевого резонатора частотой 1000 кГц длительность импульса в реальной схеме получается равная 24 мкс. На рис. 57 демонстрируются формы сигналов на входе (г) и на выходе (д) кабеля длиной 9000 м, причем длительность единичных импульсов в эксперименте составляла 17,5 мкс. Условием дешифрирования знакопеременных импульсов на выходе кабеля является превышение ими заданного порогового уровня +U. Хорошо видно, что все импульсы легко дешифрируются и, более того, при выбранной длительности единичных импульсов длина кабеля может быть увеличена или, наоборот, при указанной длине кабеля может быть уменьшена длительность единичных импульсов t„. Таким образом, выбранная длительность импульса 24 мкс обеспечивает выполнение заданных условий. Командное или информационное слово в соответствии с тестированным протоколом обмена данными составляет 20 бит, рис. 58 (1). Вначале посылки передается старт-бит (синхроимпульс), затем 16-разрядное слово и бит четности. Старт-бит имеет форму двухполярного симметричного импульса рис. 58 (3) с общей длительностью, равной трем битам. Переход от положительного к отрицательному импульсу соответствует прохождению командного слова. Структура командного слова приведена на рис. 58 (2). В нем после старт-бита передается адрес прибора, на который отводится 5 бит (16-12), следующие 3 бита, как правило, не используются, а из последних 8 бит (8-1) формируется команда. Унифицированный скважинный электронный блок ТЛС Работа ТЛС в режиме приема. Блок-схема скважинной части ТЛС приведена на рис. 59. Она включает в себя кварцевый генератор 23 с частотой f0 = 1024 кГц (1000 кГц), синхронизирующий работу микросхемы 588ВГ6 после деления частоты f0 на четыре по линиям 8 и 10 (F2 и F перемыкаются). Делитель частоты 24 вырабатывает сетку кварцованных частот F0-F& для использования в схеме прибора. Адрес прибора (его код) задается жесткой подпайкой входов А11-А15 к источнику питания +5В (логическая единица) или к земляной шине (логическому нулю) в определенном сочетании. Количество сочетаний равно 32. Входные сигналы (командное слово) по жилам кабеля 1GK и 2GK поступают на первичную обмотку разделительного трансформатора Тр (линии 38, 39). Искажения сигнала, вызванные прохождением по длинной линии, исправляются усилителемограничителем 1 и сигнал приобретает обычную форму (эпюра 3 на рис. 58). Далее входной сигнал проходит через два сравнивающих устройства, одно из которых (2) пропускает положительные полупериоды и второе (3) - отрицательные полупериоды. Разделенный на два канала сигнал через открытые селекторы (4 и 5) по линиям 12 и 11 поступает на выводы D37 и D38 микросхемы (МО 588ВГ6, выполняющей роль контроллера оконечного устройства (КОУ) мультиплексной линии связи. Форма сигнала на входах 37 и 38 приведена на эпюрах 4 и 5 (см. рис. 58). Поступившая кодовая посылка идентифицируется МС 588ВГ6 как команда по переходу старт-бита от положительного импульса к отрицательному и при положительном ответе на выводе 45 "Условие незаполненности регистра декодера" формируется прямоугольный импульс напряжения, начало которого отстоит от начала старт-бита на 5,5 tz, а окончание на 1,5 tc после прохождения бита четности (эпюра 6, на рис. 58), где U равно длительности одного бита (48 мкс). После анализа на соответствие кодов адресной посылки с "защитным" в микросхеме адресом и проверки принятой посылки на четность на выходах 21 "контроль адреса" и 26 "признак команды" формируются прямоугольные импульсы (эпюры 7, 8 на рис. 58), которые используются для подготовки триггера 14 к работе. Срезом импульса с выхода 45 с задержкой примерно в 30 мкс через селектор 13 триггер 14 переводится в новое состояние, при котором на выходе формируется логический "0". Состояние логического "0" передается на входы 4, 47, 2 и через формирователь 19 на вход / МС 588ВГ6, инициируя появление на шине данных DO - D15 кодовой посылки командного слова. передается в контроллер зонда, разрешая считывание кода команды с шины данных DO D15 эпюры 12 в соответствующий регистр контроллера зонда. Работа ТЛС в режиме передачи данных. Из контроллера зонда поступают сигналы "запроса передачи данных" по объединенным линиям 3, 4 в виде прямоугольного импульса длительностью 0,5-2 мкс (эпюра 13). Передним фронтом этого импульса запускается одновибратор 18, который вырабатывает импульс длительностью примерно 10 мкс (эпюра 14). Отрицательным импульсом с выхода одновибратора 18 через селектор 12 возвращается в исходное состояние триггер 14, формируя выходное напряжение высокого уровня. Поступая на входы 4, 47, 2, оно снимает с шины данных DO - D15 режим выдачи команды. На входе / благодаря формирователю 19 продолжает сохраняться состояние логического "0" (эпюра 16), необходимое как для считывания с шины данных командного слова, так и для записи с шины данных в регистр МС588ВГ6 информационного слова. Положительный импульс "Разрешение чтения данных" (PD) по линии 7 передается в контроллер зонда, инициируя его выставить в шину данных DO - D15 информационное слово. Спустя примерно 3 мкс после начала импульса PD схемой задержки 21 и формирователями 22 формируется импульс с низким логическим уровнем (эпюра 15). Попадая на входы 5, 46, он разрешает МС 588ВГ6 считать информационное слово из шины данных DO - D15 в соответствующие регистры кодека. По окончании импульса PD схемой задержки 21 и формирователем 20 формируется импульс "Запуска передачи данных" с низким логическим уровнем C1 длительностью около 3 мкс (эпюра 18), подаваемый на вход 43. Низкий логический уровень на входе 43 микросхемы МС588ВГ6 инициирует ее к выдаче закодированного информационного слова на выводах 34 и 36 (эпюры 19 и 20). Отсюда по линиям связи 15 и 32 через селекторы 7 и 8 сигналы попадают на оконечные усилители 9 и 11, нагруженные на обмотку трансформатора Тр по линиям 37, 41. С выводов /, 3 трансформатора они передаются в первую и вторую жилы кабеля в виде, показанном на эпюре 21. Отличие информационного слова от командного видно на эпюрах 21 и 3 и состоит в полярности старт-бита. На время передачи информации с выхода 30 МС588ВГ6 по линии 13 передается положительный, импульс (эпюра 20) на вход схемы управления 6 и дополнительно блокируются селекторы 4 и 5. По окончании передачи из контроллера прибора приходит короткий импульс "конец передачи данных" - KNPD (эпюра 23). По линии 33 он попадает на расширитель 15 и возвращает одновибратор 16 в исходное состояние (эпюра 24), прекращая действие импульса в линии ZAX. Вся схема переводится в режим ожидания приема команды. Отрицательным перепадом импульса с триггера 14 запускается одновибратор 16 (эпюра 10), который формирует импульс длительностью, равной времени, необходимому для выполнения определенного цикла измерения скважинным прибором, и индивидуальной для каждого прибора. Этот импульс поступает на контроллер скважинного прибора, подготавливая условия для принятия контроллером прибора команды и определяя время его работы (сигнал TRB). Усиленный по току через повторитель 17 этот импульс в положительной полярности (эпюра 11 рис. 58) используется для передачи по линии "Захват" (ZAX). Поступая на схему управления 6 по линии 14 он закрывает селекторы 4 и 5, не разрешая прохождение сигналов из линии связи на вход МС588ВГ6. Аналогичную роль он выполняет одновременно во вех приборах, включенных в общую сборку. От переднего фронта импульса одновибратора 16 формируется формирователем 18 прямоугольный импульс TRB1 длительностью 13-18 мкс (эпюра 11), который Скважинный прибор индукционного метода ИК-П Скважинный прибор индукционного каротажа ИК-П содержит в своем составе собственно прибор индукционного каротажа и приставку телеметрии, в которую входит аналог наземного пульта прибора АИК-5, схема управления и ТЛС. На рис. 60 изображена блок-схема прибора ИК-П. Команда, передаваемая с поверхности, содержит только адрес D15-, D14-, D13-, D12-, D11-. Остальная часть командного слова не используется. После идентификации адреса блок ТЛС разрешает импульсом TRB (линия 34) устройству управления 7 активизировать работу коммутирующего устройства 3, которое обеспечивает питание прибора АИК-5 от источника питания 8 и стабилизатора тока 4 и управление коммутаторами прибора АИК-5 таким образом, что на выходе его, как и на выходе обычного прибора АИК-5, образуются чередующиеся во времени частотно-модулированные сигналы, разделенные на четыре такта. В первом и втором тактах присутствуют сигналы активной и реактивной составляющих, находящиеся в фазе с сигналом "накачки"; в третьем и четвертом тактах присутствуют сигналы активной и реактивной составляющих, находящиеся в противофазе с сигналом "накачки". Частотно-модулированный сигнал с выхода прибора АИК-5 выделяется формирователем 2 и поступает на вход преобразователя "частота - код" 6, где преобразуется в цифровой 12-разрядный код. На вход преобразователя 6 поступает также сигнал с частотой 1024 кГц (1000 кГц) от блока ТЛС (линия 5). Устройство управления 7 вырабатывает восемь импульсов, которые управляют преобразователем "частота - код", обеспечивая оцифровку сигналов в течение первого полупериода и оцифровку опорных сигналов с частотой кварцевого генератора 1024 кГц в течение второго полупериода каждого из четырех тактов. Последние используются для повышения точности измерения аппаратуры. Упомянутые выше восемь импульсов устройства управления 7 поступают в блок ТЛС в качестве импульсов "разрешения чтения данных" (PD), с помощью которых организовывается считывание данных с выходного регистра преобразователя частоты кода 6 по шине данных DO - D15, запись этих данных в регистр кодека микросхемы 588ВГ6 и передача их в коде Манчестер II в линию связи. Упомянутые выше восемь импульсов устройства управления 7 поступают в блок ТЛС в качестве импульсов "разрешения чтения данных" (PD), с помощью которых организовывается считывание данных с выходного регистра преобразователя частоты кода 6 по шине данных DO - D15, запись этих данных в регистр кодека микросхемы 588ВГ6 и передача их в коде Манчестер II в линию связи. частот и принят сигнал от любого из звукоприемников, при этом коэффициент передачи усилителя скважинного прибора может иметь четыре разных значения. В табл. 38 приведен состав командного слова приборов AК-П. Адрес и того, и другого приборов одинаковый. Распознавание приборов производится при дешифровке третьего бита команды D2. Функциональные схемы скважинных приборов идентичны, и поэтому на рис. 61 приведена одна схема. Она включает следующие крупные узлы - электронный блок ТЛС, блок усиления, устройство управления и интерфейс. При поступлении командного слова с поверхности в блоке ТЛС происходит идентификация адреса и в случае совпадения на шину данных DO - D15 выставляется управляющее слово DO - D7. По значениям D3 и D4 коммутатор 4 подключает определенные приемники 1, 2, 3 к аттенюатору 5, коэффициент усиления которого определяется сочетанием значений D5 и D6. С выхода 34 сигнал TRB разрешает работу счетчика 11, на вход которого подается опорная частота 256 кГц (F2, вых. 8). Счетчик 11 фактически и определяет последующий временной цикл работы электронной схемы прибора АК до прихода следующего командного слова. Примерно через 1,5 мс после начала действия сигнала TRB схема формирования импульсов управления усилителем 8 формирует импульс длительностью 7 мс, который разрешает работу коммутатора приемников 4 и через устройство управления выходным каскадом 7 открывает усилитель мощности 6. Еще через 0,5 мс формирователь радиоимпульсов 9 выдает радиоимпульс длительностью 0,5 мс и частотой 16 кГц. Этот радиоимпульс проходит через усилитель мощности 6, передается на поверхность и служит для синхронизации наземных обрабатывающих устройств. Через 1,5 мс после окончания радиоимпульса формирователь импульсов управления токовыми ключами 10 Рис 60. Блок-схема прибора ИК-П По окончании передачи по кабелю всего блока оцифрованных данных устройство управления 7 с некоторым запасом по времени вырабатывает сигнал "конец передачи данных" - KNPO, и блок ТЛС прибора АИК-5 переходит в режим ожидания приема команды. По нему в блоке ТЛС прекращают действие импульсы ZAX и TRB, а сам блок ТЛС прибора АИК-5 переходит в режим ожидания приема команд. В данном приборе реализован вариант приема-передачи, когда по одной команде на поверхность передается восемь различных видов информации (восемь каналов). Комплекс скважинных приборов акустических исследований скважин АК-П Комплекс включает в себя два прибора с формулами зондов И1 (1,2)111 (0,2) П2(0,2)ПЗ и И2(2,0)П6(0,2)П5(0,2)П4, где расстояния в скобках указаны в метрах. Каждый из приборов может работать самостоятельно или совместно в одной сборке. При совместной работе скважинные приборы комплекса образуют измерительный зонд с формулой И1(1,2)П1(0,2)П2(0,2)ПЗ(0,4) П4(0,2)П5(0,2)П6(2,0)И2. В нем реализуется принцип компенсации скважинных условий измерения - зонд И1(2,0)П4(0,4) П6(0,2)И2. Излучатели могут возбуждаться в режиме НЧ на частотах (12±3) кГц и ВЧ - на частотах (22±4) кГц. Электронная схема комплекса построена таким образом, что по команде с поверхности может быть запущен любой из излучателей на одной из двух видимых в зависимости от значения командного бита DO выдает управляющий импульс на токовый ключ НЧ - Г2 или ВЧ - 13. При этом емкостный накопитель 16 разряжается на полную или часть обмотки магнитострикционного излучателя 15, обеспечивая его возбуждение на низкой или более высокой частоте. Упругий акустический импульс, возбужденный излучателем 15, распространяется по породе, окружающей скважину, воспринимается приемниками 1-3, проходит через коммутатор 4, аттенюатор 5, усилитель мощности 6 и по кабелю поступает в наземные обрабатывающие блоки. По истечении 4,5 мс после формирования управляющих импульсов токовыми ключами 12 и 13 в схеме формирования импульсов управления усилителем 8 вырабатывается импульс окончания передачи данных, который подается на блок ТЛС (линия 33) и возвращает его в исходное состояние ожидания управляющей команды. При этом оканчивается действие разрешающего импульса TRB, счетчик 11 прекращает работу и также возвращается в режим ожидания. Изложенная последовательность работы прибора АК-П возможна только в том случае, если значения командных бит D2 и D3 совпадают с кодом устройства выбора скважинного прибора 14. В противном случае устройства 8 и 10 блокируются и не вырабатывают сигналов управления усилителем и токовыми ключами. Так как в приборе АК-П сигнал на поверхность передается в аналоговом виде, то микросхема 588ВГ6 не участвует в формировании выходного сигнала, а также не используется выходной каскад - блок ТЛС. Алгоритм работы прибора соответствует режиму приема-передачи, когда на один запрос прибор выдает одно сообщение, т.е. аналоговый сигнал от одного из приемников. Лекция 30. Информационно-измерительные исследований скважин Таблица 31 Основные технические данные СКУБ-1М системы для геолого-технологических ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ГЕОЛОГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСНАЩЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ ДЛЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Цель геолого-технологических исследований (ГТИ) состоит в оперативном изучении геологического строения разреза скважин, выявлении и оценке продуктивных пластов, повышении качества проводки и сокращении времени строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Первые партии ГТИ в Западной Сибири были оснащены аналоговыми станциями с минимальным количеством технологических датчиков и использовали в значительной мере аппаратуру и оборудование автоматической газокаротажной станции АГКС-4АЦ. С 1971 по 1987 г. в тресте "Тюменьнефтегеофизика" было выпущено более 100 станций АСПБ, которые использовались для технологического контроля процесса бурения и проведения газометрии с регистрацией всей информации как в функции времени, так и в функции глубин. В 1975 г. разработаны станции с геологическими кабинами: станции треста "Саратовнефтегеофизика", станции "Геотест-1" (ВНИИнефтепромгеофизика) и станции СГТ (ВНИИНПГ и СКБ ГФП). Станции "Геотест-1" оснащались датчиками системы Б-7 (Б-11) разработки Андижанского СПКБ, станции СГТ - датчиками системы СКУБ и СКУБМ1, выпускавшимися до 1992 г. Ивано-Франковским заводом. СКУБ. Составные части комплекса размещаются на буровой: датчики устанавливаются на технологическом оборудовании буровой; блок питания и коммутации, пульт контроля и управления, блок наблюдения - на площадке буровой; устройство регистрации - в помещении бурового мастера. Контролируемые технологические параметры и соответствующие им измеряемые физические величины приведены в табл. 31. Станция АСПБ. Отличительная особенность АСПБ – параллельное представление информации в функции времени и дискретное - в функции действующих глубин с постоянным (0,1-0,2 м) шагом квантования по глубине, что позволяет прослеживать технологический процесс во времени и по глубине. При этом кажущаяся избыточность информации - необходимое условие детального литологического расчленения разреза, выделения тонкослоистых коллекторов и т.п. На рис. 41 изображена блок-схема одного из вариантов станции АСПБ. Информация с датчика проходки 5 поступает на панель глубин 13; туда же поступает сигнал с выключателя 6 "мертвого конца", установленного на неподвижном конце талевой системы. Датчики давления 1, веса инструмента 9, расхода ПЖ на входе в скважину и на выходе из нее 2, 4, уровня ПЖ в приемных емкостях 7, турботахометра 8 связаны каждый со своей измерительной схемой 10 - 16 и с регистраторами 17 -21, 23 и 24 в функции времени. Информация о давлении и весе инструмента преобразуется с помощью блоков 25, 29 и параллельно подается на регистраторы тех же параметров Контролируемый параметр Единица измерения Измеряемая физическая Единица измерения величина Нагрузка на крюке кН Нагрузка на рычаге крепления неподвижного конца талевого каната кН Осевая нагрузка на буровой инструмент кН кН Подача бурового инструмента Положение талевого блока Давление нагнетания бурового раствора Расход бурового раствора в нагнетательной линии Частота вращения Крутящий момент на роторе Крутящий момент на ма шинном ключе Уровень раствора в приемных емкостях Температура бурового раствора Изменение расхода выхо дящего бурового раствора м м Изменение нагрузки на рычаге крепления неподвижного конца талевого каната Угловое перемещение вала барабана лебедки То же град МПа Давление МПа М3/С Расход м3/с об/мин кН⋅м об/мин кН м Частота вращения Усилие на элементе механизма ротора Усилие на рычаге ключа Перемещение поплавка °С Температура °С % Количество выходящего из скважины бурового раствора м3 кН⋅м Рис. 41. Блок-схема АСПБ град кН м 26, 28 в функции глубин. Датчик разницы расходов ПЖ 3 связан с регистратором 21, имеющим встроенную измерительную схему. Регистратор ДМК 27 связан с панелью глубин 13 и таймерным устройством 22. Для связи оператора с бурильщиком предусмотрено переговорное устройство. Для технологического контроля процесса бурения, проведения газометрии и комплекса ГИС при кустовом бурении эксплуатационных скважин на месторождениях Западной Сибири разработаны (каротажно-технологические станции "Сибирь" ("Запсибнефтегеофизика", ВНИИНПГ и Саратовское СКБ СП). Первые попытки компьютеризации информационно-измерительных систем для ГТИ, проводимые в конце 80-х годов, - станция СГТК (СКБ ГФП), система "Разрез" (ВНИГИК НПО "Союзпромгеофизика") на отечественных одноплатных микро-ЭВМ. Созданию нового поколения компьютеризированных ИИС ГТИ способствовало то обстоятельство, что за последние годы в АО НПГП ГЕРС был создан комплекс новых датчиков ГТИ (взамен переставших выпускаться с 1992 г. датчиков системы СКУБ). Поэтому, несмотря на резкое сокращение объемов ГТИ, прекращение выпуска системы СКУБ и другие негативные моменты, в 1995 г. закончена разработка новой компьютеризированной ИИС ГТИ, по своим функциональным возможностям не уступающей лучшим зарубежным образцам аналогичного назначения. Разработка проводилась отделением "Разрез" АО НПГП ГЕРС с привлечением ряда научнопроизводственных компаний ("Геоэлектроникасервис", "Инфракрасные микроволновые системы", "Бургеосервис" и др.). ДАТЧИКИ ИИС ГТИ Датчики ИИС ГТИ по функциональному назначению могут быть разделены следующим образом. 1. Датчики, характеризующие технологический процесс бурения: перемещения талевого блока (продолжительности проходки, глубиномер), веса инструмента, частоты вращения ротора, момента на роторе, момента на машинном ключе, давления ПЖ, расхода, уровня в емкостях. 2. Датчики свойств ПЖ: плотности, вязкости, объемного газосодержания, температуры, минерализации. 3. Газоаналитическая аппаратура: дегазаторы ПЖ, суммарные газоанализаторы (индикаторы горючих газов) и хроматографы. 4. Аппаратура и оборудование для анализа образцов горных пород, флюидов и ПЖ (геологическая кабина). Информация от датчиков разделов 7 и 2, как правило, получается непрерывно, от газоаналитической аппаратуры информация поступает как в непрерывном, так и в дискретном (хроматограф) режиме, в то время как данные от приборов геологической кабины всегда дискретны, так как связаны с анализом отдельно взятых проб. По степени обработки исходной информации датчики можно условно подразделить на группы: датчики, преобразование сигналов которых до уровня унифицированных выполняется на вторичных измерительных пультах (панелях); датчики с унифицированными сигналами; интеллектуальные (микропроцессорные) датчики, называемые также сенсорными, в которых первичный измерительный сигнал преобразуется в кодовый (цифровой) сигнал, способный транслироваться по общей линии связи непосредственно на вход ЭВМ измерительные системы (в том числе и автономные), в которых выполняются сложные функциональные преобразования с помощью современных средств микропроцессорной техники (примером может являться аппаратура виброакустического метода с трехкомпонентным акселерометром, устанавливаемым на вертлюге буровой установки) с радиоканалом, специальным процессором Фурье-преобразований. Автоматизированный комплекс для геологических исследований скважин в процессе бурения (геологическая кабина) Автоматизированный комплекс предназначен для оперативного изучения свойств горных пород по шламу, промывочной и пластовой жидкости с целью литологического расчленения разреза, выделения нефтегазоносных пластов, оценки их коллекторских свойств, формирования отчетных документов и архивирования геологической информации. Результаты всех оперативно проводимых измерений поступают на компьютер, содержащий прикладное программное обеспечение для вычисления конечных результатов измерений и оформления их в виде таблиц, номограмм и сводных отчетных диаграмм и геологических сводок за сутки или интервал бурения с параллельной выдачей заключений и рекомендаций. Компьютер геологической кабины объединен в сеть с остальными компьютерами станции геолого-технологических исследований, получает от них необходимую технологическую информацию (глубина, скорость бурения и т.д.) и выдает в сеть геологическую информацию для формирования комплексной отчетности по результатам ГТИ, в том числе и на удаленные мониторы, расположенные в пределах буровой установки. Шлам для анализа отбирает оператор-геолог по сигналам от технологической подсистемы станции вручную или с помощью автоматизированного устройства для отбора шлама. В состав комплекса входят следующие изделия. 1. Электронный весовой анализатор. 2. Инфракрасный спектрометр. 3. Микроволновый анализатор диэлектрических свойств. 4. Измеритель проницаемости шлама. 5. Вспомогательное оборудование для фракционного анализа, измельчения и визуального изучения шлама. 6. Оборудование для оптического, весового и люминесцентного определения углеводородов. 7. Специализированное программное обеспечение для геологических исследований скважин в процессе бурения. В СГТК "Разрез-2" устанавливается универсальный геохимический анализатор "Литотерм". Универсальный геохимический анализатор "Литотерм" Принцип действия анализатора основан на компьютерном массспектрометрическом анализе исходных веществ и продуктов их пиролиза. Геохимический анализатор "Литотерм" предназначен для анализа осадочных горных пород, пластовых флюидов и проведения газометрии при бурении скважин на нефть и газ. Анализ может проводиться как по отдельным пробам в присутствии оператора, так и в автоматическом режиме с использованием серии из 12 проб или в режиме непрерывной регистрации (газометрия). Определяемые компоненты: углеводороды (C1 - С28), неуглеводородные газы (H2S, CO2, SO2, Не, Аr, Ne, H2, N2, O2), вода (свободная, связанная, конституционная), карбонатные и сульфидные минералы. На основе определения этих компонентов рассчитываются такие геохимические и петрофизические параметры пород, как содержание свободных и пиролитических углеводородов, остаточного органического углерода, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, глинистость, карбонатность, влажность пород и ряд других параметров. Чувствительность определения: 10- 5% по объему - газовый анализ, 10-3% по массе - анализ керна и шлама, 0,003 мг/л - анализ пластовой воды. Анализатор "Литотерм" представляет собой моноблочную конструкцию, позволяющую использовать его как в стационарной лаборатории, так и непосредственно на скважине. Управление работой всех блоков анализатора и обработка данных анализа осуществляются компьютером типа IBM РС/АТ-386 (486). Структурная схема анализатора приведена на рис. 47. Основной частью анализатора является монопольный масс-спектрометр типа МХ-7304А, снабженный автономной системой откачки - магниторазрядным вакуумным насосом с блоком питания. Управление работой анализатора осуществляет компьютер. Режим работы устройства пиролиза и системы газораспределения задает блок управления. Блок пиролиза состоит из микропечи с программируемой температурой и дозатора, с помощью которого образцы породы (керн, шлам) вводятся в микропечь. Анализаторы "Литотерм" выпускаются с дозаторами как ручного, так и автоматического управления. Система газораспределения состоит из баллонов высокого давления с рабочими газами (азот, кислород) емкостью 1 л, вентилей регулирования расхода, датчиков давления, электромагнитных клапанов, аспиратора для забора газовоздушной смеси из дегазатора (при проведении газометрии). Работа анализатора "Литотерм" осуществляется в четырех режимах: "Анализ горных пород", "Анализ пластовой воды", "Анализ нефти", "Анализ газа". Каждый из режимов обеспечен пакетом программ, позволяющих выполнять широкий комплекс геохимических и петрофизических исследований. "Анализ горных пород". Программное обеспечение данного режима включает программы: "Автокалибровка", "Rock-Eval", "Литотерм", "Коллектор", Программа "Автокалибровка" присутствует в программном обеспечении всех режимов анализа, поскольку она осуществляет автоматическую калибровку шкалы массовых чисел и интенсивности (концентрации) по воздуху (без использования специальных калибровочных смесей). Программа "Rock-Eval" обеспечивает выполнение пиролитического анализа пород (керн, шлам) в полном соответствии с режимом анализа французских анализаторов серии "Rock-Eval". Определяемыми показателями являются содержание свободных УВ, пиролитических УВ и СО2, остаточного органического углерода и температуры максимума пика. Программа масс-спектрометра "Литотерм" позволяет определять групповой и фазовый составы свободных и пиролитических УВ, Рис. 47. Структурная схема геохимического анализатора "Литотерм" элементный (С, Н) и изотопный (С13/С12) составы керогена, содержание сернистых и кислородных соединений в составе органического вещества. Программа "Коллектор" обеспечивает определение ряда петрофизических и минералогических параметров осадочных горных пород, таких как содержание свободной и связанной воды, пористость, нефтенасыщенность, глинистость, содержание карбонатных (кальцит, доломит, сидерит) и сульфидных минералов, изотопный состав этих минералов. Для анализа используются образцы пород весом 1-100 мг. "Анализ пластовой воды". Программа "Пластовая вода" обеспечивает нагрев пробы воды в специальной кювете объемом 5 мл и подачу образующейся парогазовой смеси в анализатор. Определяемыми компонентами являются бензол, толуол, ксилолы и другие УВ, сероводород, гелий. "Анализ нефти". В соответствии с программой "Нефть" микронавеска нефти 510 мг подвергается ступенчатому нагреву в токе азота. В продуктах фракционной перегонки определяются содержания алкановых, нафтеновых и ароматических УВ. "Анализ газа". По программе "Анализ пробы" выполняется запись масс-спектра анализируемой газовой смеси в двух масштабах, обеспечивающих динамический диапазон измеряемой интенсивности на уровне 106 и расчет содержаний компонентов (УВ, H 2S, C0 2 , N 2 0 2 , Ar, He и др.). По программе "Газометрия" осуществляется непрерывная регистрация содержаний УВ (C1 - С6), H2S, СО2, N2 и других в газовоздушной смеси, поступающей из ПЖ. АРХИТЕКТУРА АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ГТИ Анализ параметров обязательного и дополнительного комплексов ГТИ позволяет сделать следующие выводы: а) количество датчиков ГТИ, необходимых для решения основных задач ГТИ, превышает 20-25, и контроль их работы, а также оперативный анализ получаемой информации без применения вычислительных средств нереальны; б) получение наиболее информативных производных параметров, количество которых в 3-5 раз больше, возможно только с применением АМК ГТИ. Блок-схема АМК ГТИ показана на рис. 48. Регистраторы первичных данных, средства оперативной обработки архивизации и выдачи данных на внешние устройства по существу и составляют содержание технических средств лаборатории ГТИ. Дополнительно к этим техническим средствам в состав лаборатории должны входить: агрегат бесперебойного питания, контрольноизмерительная аппаратура для поверки и ремонта, метрологические и поверочные (калибровочные) устройства. В случае проведения в составе ГТИ и геологических исследований (опорные, поисковые, разведочные и сложные эксплуатационные скважины) в состав лаборатории входит и "геологическая кабина", которая требует для своего размещения 4-5 м2. Информация от технических средств геологической кабины обособлена во времени ее получения и формируется в компьютере в виде отдельного файла, привязывается к истинным глубинам и пересылается на основной компьютер для формирования сводной отчетной документации за сутки, декаду, месяц и по скважине в целом. В качестве регистраторов первичных данных могут быть использованы монохромные или многоцветные принтеры, струйные многоцветные принтеры (плоттеры) или многоканальные многоцветные регистраторы. Регистраторов должно быть не менее двух: один - для регистрации основных параметров в функции времени, второй - для регистрации комплекса параметров в функции глубин. Отдельный регистратор должен быть предусмотрен для регистрации параметров забойной телеметрической системы (ЗТС); сформированные результаты геологических исследований желательно выводить на отдельный регистратор в составе "геологической кабины". Естественно, что параллельно с выводом любой информации на бумажный носитель вся информация попадает на жесткие диски ПК и периодически сбрасывается на дискеты. В составе системы желательно иметь и накопитель на магнитной ленте (стример). Средства оперативной обработки рассредоточиваются на трех уровнях: • первый уровень обработки (предобработка) производится непосредственно на буровой в составе системы сбора и обработки информации (возможности обработки определяются возможностями однокристальных микропроцессоров); • второй уровень обработки (первичная регистрация) производится в лаборатории на ПК типа IBM/486 в режиме многоэкраннего представления предварительно обработанной информации в реальном времени; • третий уровень обработки (вычисление производных параметров, решение интерпретационных и оптимизационных задач) производится в лаборатории на ПК типа IBM/486, работающем в среде "Windows" в псевдореальном времени (со смещением Рис. 48. Блок-схема АМК ГТИ представляемых результатов на один шаг, равный 0,2-1 м). При комплексной обработке материалов время решения задач определяется сложностью интерпретационных алгоритмов. Архивизация первичных данных, а также данных, полученных на всех этапах обработки, производится на штатных устройствах ПК. Принимаемые данные и расчетные параметры сохраняются ежесуточно в архивных наборах подсистемы и могут по запросам пользователя извлекаться оттуда для ретроспективной визуализации, также для передачи другим задачам и "Заказчикам" в стандартных форматах представления данных (LAS, GINTEL и т.п.). Вся имеющаяся информация ГТИ доступна пользователю для просмотра в цифровом или графическом виде на экране дисплея и получения твердой копии на устройстве печати. Визуализация данных выполняется в среде Windows, обеспечивающей многооконную обработку графической информации. В каждом открываемом окне пользователь выбирает интересующие его данные ГТИ, заказывает по желанию требуемое для них оформление (цвет, масштаб и т.п.) и может сохранить такое описание окна для следующих сеансов работы. Лекция 31. Информационно-измерительные системы для исследования скважин с беспроводным каналом Телеизмерительная система с беспроводным каналом связи. Организация канала связи. Типы аппаратуры. Назначение и краткая техническая характеристика аппаратуры. Автономные приборы. Принципы конструирования автономных приборов. Информационно-измерительные системы для исследования горизонтальных скважин КАНАЛЫ СВЯЗИ И ЗАБОЙНЫЕ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ Группу приборов и систем, встроенных в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) над отклонителем, не требующих для получения информации остановки бурения (исключая кратковременные остановки в пределах нескольких минут), принято называть забойными телеметрическими системами (ЗТС). В зарубежной литературе подобные системы называются MWD-системами (Measurement While Drilling) - измерение во время бурения. Главной частью забойной телеизмерительной системы является канал связи. Проблема надежно работающих каналов связи для передачи забойной информации на дневную поверхность с целью ее оперативной обработки и принятия решений касается инклинометрических измерений, получения оперативной технологической информации с забоя скважины, проведения комплекса ГИС в процессе бурения, получения информации по испытанию скважин и т.д. Отдельной является проблема передачи управляющих сигналов по каналу "устье - забой". Эта проблема практически не решена ни отечественными, ни за- рубежными исследователями и является наиболее актуальной. В настоящее время находят применение кабельные (рис. 66) и беспроводные (рис. 67) каналы связи. Варианты устройства проводных каналов связи приведены на рис. 68. Кабельный канал связи, встроенный в бурильные трубы, аналогичен каналу для электробурения, готов к работе при соединении сочлененных бурильных труб с квадратной штангой. При вводе сплошного кабеля через вертлюг необходмы специальный сальник и лебедка для кабеля. Скважинный прибор поднимают в квадратную штангу при каждом наращивании, что, безусловно, требует значительных потерь времени. Таблица 39 Характеристики каналов связи в системах MWD и LWD Рис. 68. Варианты устройств проводных каналов связи в бурящейся скважине: 1 - долото, 2 - скважинный прибор, 3 - резьбовое соединение труб, 4 -провод, 5 - контактное устройство, 6 - наземный прибор, 7 - вертлюг, 8 лебедка для подъема провода, 9 - сбросовый провод, 10 - вывод провода через резьбовое соединение, 11 - ретранслирующее устройство Проводной канал Гидравлический канал Электромагнитный канал по трубе по породе Характеристика сплошной составной положите отрицате волна льный льный Дальность передачи 6 км 6 км 6 км 6 км 6 км Потребность в забойных источниках энергии Возможность двусторонней связи Способность комбинации с другими каналами нет нет (есть) есть есть есть При ρ > 0,2 Ом'м 5 км, при ρ ~2-4 Ом-м 2-2,5 км есть есть есть есть нет нет нет нет нет с гидрои нет виброакустически м, с электромагнитным Возможность передачи есть нет без циркуляции Ориентировочная От 50-100 до 300стоимость 500 Возможность нет ретрансляции Надежность удовлетворительная Распространенность низкая нет нет с кабельным нет нет есть есть 100-300 100-300 нет да хорошая высокая хорошая средняя Кабельный канал связи с боковым вводом через спецпереводник представляет собой отрезок кабеля от скважинной аппаратуры до спецпереводника, идущего внутри бурильных труб, соединение на наружной поверхности переводника и отрезок кабеля, идущий от переводника по затрубью до устья и далее на лебедку. Такая система применяется в основном для проведения исследований при бурении горизонтального участка скважин. Особенностью данной технологии является необходимость синхронизации спуска и подъема бурового инструмента и кабеля (от переводника до лебедки). Кабельный канал связи с ретранслирующим устройством отличается тем, что в верхней части бурильной колонны размещается ретранслятор, позволяющий осуществлять бесконтактный съем информации (без пропуска кабеля в ведущую квадратную штангу). Беспроводные каналы связи (см. рис. 67) подразделяются на электромагнитный (гальванический) - с передачей сигнала по горной породе (пеленгация) или по трубе и горной породе, акустический - с передачей сигнала по телу трубы, по горной породе (пеленгация) и по столбу промывочной жидкости (гидроакустический), гидравлический - с пульсацией давления. В табл. 39 показаны характеристики каналов связи. Из приведенных характеристик видно, что наиболее перспективными из беспроводных каналов связи являются электромагнитный и акустический (гидроакустический), хотя к настоящему времени наибольшее распространение имеют системы с пульсацией давления (гидравлический канал связи). Забойная телеметрическая система (ЗТС) с электромагнитным каналом связи фирмы "Геосервис" позволяет измерять следующие параметры: угол, азимут, угол установки отклонителя, ГМ, КС, температуру промывочной жидкости. Время передачи одного цикла измерений составляет около 90 с, дальность передачи в зависимости от свойств горных пород - 1,5-3,0 тыс.м. MWD-системы с гидравлическим каналом связи применяют фирмы "Телеко", "Геолинк", "Халлибуртон Геодата" и др. Все разновидности MWD-системы выполнены в нескольких типоразмерах длиной от 9 до 12 м в зависимости от функционального назначения и диаметра скважины. MWD-система фирмы "Телеко" с гидравлическим каналом связи с положительным импульсом предназначена для измерения параметров траектории ствола скважины, ГМ, КС, нагрузки на долото, момента на долоте, проводимости горных пород индукционным методом (рис. 69). Фирма ведет работы по применению MWDсистем с 1978 г. и оказала услуги более чем в 6000 скважинах. Дальность передачи - свыше 6400 м. Методика передачи сигналов MWD-системы фирмы "Халлибуртон Геодата" именуется как импульсная телеметрия бурового раствора. Система специально разработана для нефтегазодобывающей промышленности в 1970-х годах и используется для измерений различных параметров в процессе бурения: направления ствола скважины (азимут, угол наклона, угол установки отклонителя); технологических параметров (скорости вращения турбобура, давления бурового раствора в трубах, давления бурового раствора в затрубье, дифференциального давления, температуры раствора; параметров пласта (гамма-излучение пласта, удельное сопротивление пласта). Передача данных возможна при четырех скоростях: 0,5; 1; 2; 4 бит/с. Сбор данных осуществляется как во время бурения (динамические данные), так и при остановленной циркуляции раствора при неподвижной колонне (статические данные). Статические данные измеряются в перерывах циркуляции (при наращивании инструмента) примерно в течение 50 с, а передаются после начала циркуляции с выдержкой в 75 с в течение 2,5 мин (при скорости передачи 1 бит/с). Динамические данные передаются в повторяемых последовательных циклах вплоть до выключения насосов бурового раствора, и в это время система возвращается в режим статической передачи. Регулярность обновления динамических данных задается. MWD-система фирмы "Халлибуртон" использует датчики сопротивления с фокусовкой электрического поля (рис. 70). Фирмой выполнена проводка горизонтальных скважин с самыми большими отходами - до 1800 м при глубине скважин до 5000 м. Фирма "Анадрил Шлюмберже" - широко использует третий тип гидравлического канала связи - сирену с повышенной, по сравнению с клапанными системами, скоростью передачи информации. Так, данные по траектории ствола скважины обновляются каждые 32 с (торговая марка модели - DSS). Кроме данных по траектории ствола скважины регистрируются: гамма-активность пласта, удельное сопротивление пласта, температура в скважине. Время передачи всей информации - 100 с. Принципы передачи информации, рассмотренные выше, используются в MWDсистемах других фирм, отличаясь друг от друга деталями. Питание систем осуществляется как от батарей, так и от встроенных турбогенераторов. Приемная аппаратура MWD-систем выполняется, как правило, в двух вариантах: упрощенная - для выдачи данных по траектории ствола скважины на пульт бурильщика и более сложная -для комплексирования с наземными данными ГТИ, которые помимо данных о траектории ствола скважины содержат информацию о свойствах проходимого разреза и режимно-технологических параметрах процесса бурения. Отечественные разработки информационно-измерительных систем контроля забойных параметров в процессе бурения подробно рассмотрены в обзорах, сделанных В.А.Рапиным [24]. В промышленном варианте реализован только электромагнитный канал связи (система ЗИС-4 - ВНИИГИС, ЗИТ-1 - ВНИИНПГ). Начаты работы по другим каналам связи: во ВНИИНПГ - по гидродинамическому каналу связи (в виде сирены), ВНИПИМорнефтегаз - гидравлическому (импульсному) каналу, НПО "Квант" - по акустическому каналу связи, ВНИГИК совместно с АКИН - по гидроакустическому каналу связи (ГАКС). Сущность последнего заключается в том, что в забойной части установлен излучатель с несущей частотой 700-1500 Гц, а в верхней части (в квадратной штанге) установлен приемник (гидрофон), настроенный на эту частоту. Проведены первые скважинные испытания, показавшие принципиальную работоспособность канала связи, создан макет ЗТС на 6 параметров, ретранслирующие устройства. На рис. 71 показаны возможные варианты применения ГАКС. Во ВНИГИК совместно с Институтом электроники АН Белоруссии и специалистами Арзамас-16 разработан инклинометр непрерывного измерения (ИНИ), который предназначен для работы как на кабеле, так и в составе ЗТС. При этом он может кроме параметров траектории скважины (угол, азимут, угол установки отклонителя) получать и дополнительную информацию от блока дополнительных датчиков. На первом этапе предусмотрено получение информации о давлении, температуре и интегральном гаммаизлучении. Для ИНИ выполнено программно-методическое обеспечение. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОСЛЕ БУРЕНИЯ ГС В практике проведения ГИС горизонтальных скважин в нашей стране используется автономная комплексная аппаратура, спускаемая на буровом инструменте, причем привязка результатов исследований к разрезу скважин производится по времени с помощью глубиномера. Разработкой кабельных технологий для исследования горизонтальной и сильно наклонной частей ствола скважин занимался ряд фирм, были разработаны технологии проведения ГИС на полужестком трубопроводе, прокачки с помощью насоса и др. Анализ применяющихся и апробированных технологий проведения ГИС в горизонтальной части ствола позволяет провести их классификацию, причем за признаки классификации приняты способ соединений кабельной линии связи и способ доставки сборки скважинной аппаратуры в интервал исследований, подчиненное значение имеют дополнительные признаки - такие, как наличие герметизации устья, наличие заталкивающего устройства, сбросовых линий связи и т.д. В табл. 40 приведена классификация технологий проведения ГИС в горизонтальных скважинах после бурения. Наиболее простой технологией проведения ГИС в ГС является спуск на буровом инструменте автономного прибора, представляющего собой сборку скважинной аппаратуры с необходимым комплексом ГИС. Во ВНИИГИС НПГП ГЕРС разработан аппаратурно-методический комплекс "Горизонт-1". AMК " Горизонт-1" содержит скважинное оборудование, в которое входит стеклопластиковый корпус с переводником, батарея питания, блок хранения информации, зондовые устройства для получения кривых КС, ПС, ГМ, НГМ, инклинометрии, блок электроники, наземное оборудование, включающее в себя глубиномер, датчик веса (натяжение талевого каната), наземный пульт и персональный компьютер с периферией. При спуске и подъеме автономного прибора в ПК записывается время и глубина нахождения в данное время автономного прибора, а после его извлечения на поверхность в ПК переписывается время и результаты измерения в функции глубины. В течение 1,5-2 ч ПК выдает траекторию скважины и данные ГИС (результаты обработки) в функции глубины как по длине ствола, так и по вертикали. Все измерительные зонды в АМК "Горизонт" выведены на поверхность стеклопластикового корпуса, а не находятся в "электрорадиопрозрачном" контейнере, что имеет принципиальное значение для получения измеренных значений сопротивления пласта. Одной из первых за рубежом была реализована технология проведения ГИС в ГС с пропуском кабеля через переводник бокового ввода (технологии "Симфор" и "Тулупшер"). Успешно Таблица 40 Технологии ГИС в горизонтальных скважинах после бурения Способ соединения Способ доставки в Дополнительный признак линии связи интервал Автономный прибор На буровом инструменте На проволоке (закачка промывочной жидкости) Сплошная линия связи Закачка сборки промывочной жидкостью, пригруз разрезными трубками, полужестким трубопро водом с кабелем Одно "мокрое" На буровом соединение инструменте Несколько "мокрых" соединений На буровом инструменте Синхронизация по времени работы прибора и глубиномера Герметизация устья Устройство для герметизации устья Наличие специального барабана и заталкивающего устройства С боковым переводником Со сбросовой кабельной секцией и встроенными в трубы кабельными линиями связи С двумя и более сбросовыми секциями и встроенными в трубы каналами связи Для проведения работ по контролю за разработкой Сплошная линия связи Спецдвижители в НКТ и эксплуатационной колонне применяется технология "Буровой мастер" в нескольких модификациях (спуск приборов на буровом инструменте с набором обычных скважинных приборов, разделенных стабилизаторами, спуск приборов на инструменте с размещением их в "электрорадиопрозрачной" трубе, сочленение приборов полугибкими соединениями и т.п.). Соотношение данных ГИС получаемых в процессе бурения и кабельными СГИИС Полевые испытания указывают на то, что обе методики взаимно дополняют друг друга. Несмотря на трудности ГИС в процессе бурения, приборы для CDR и CDNизмерений применяются в 95% интервала проходки бурением. Диаграммы ГИС в процессе бурения могут дать существенную информацию о пласте, через который прошло долото, но сами они не могут обеспечить точность и высокую разрешающую способность, какие получаем при кабельных технологиях. Их значимость, кроме помощи процессу бурения, приобретает особую важность, когда необходимо обеспечить минимальное количество данных, как только долото достигло пласта. Это относится и к искривленным, и к горизонтальным скважинам. В эксплуатационных скважинах в последнее время кривые ГИС в процессе бурения могут заменять с целью корреляции промежуточные данные ГИС. ГИС на кабеле дополняют измерения в процессе бурения следующим образом. Измерения на кабеле обеспечивают описание пласта с высокой разрешающей способностью. Они применяются для определения объемных характеристик породы и флюида и детального описания статических и динамических характеристик коллектора. Такие измерения включают фазоиндукционный двойной боковой, литоплотностной высокой разрешающей способности и компенсированный нейтронный приборы, измерения микросканером, наклонометрию, акустику, а также результаты измерений давления и отбора проб опробователем пласта многократного действия. ОСОБЕННОСТИ КОМПЛЕКСА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Основной особенностью горизонтальной скважины является расположение ее оси параллельно или под небольшим углом относительно плоскости геологических напластований, т.е., в отличие от вертикальных скважин, вокруг ГС может наблюдаться радиальная анизотропия петрофизических свойств горных пород. Поэтому при промыслово-геофизических исследованиях ГС характер геофизических полей, т.е. значения измеряемых параметров и форма кривых будут в той или иной степени иными, чем при исследовании того же объекта в вертикальной скважине. Степень влияния указанной особенности ГС на результаты геофизических исследований зависит как от физических основ методов ГИС, так и от литологии вскрытого пластаколлектора. В общем случае для осадочных пород характерна плоскопараллельная текстура (горизонтальная слоистость), однако в зонах развития карбонатных коллекторов, имеющих массивно-площадной характер, современный облик структурно-текстурных особенностей определяется прошедшими в данном литогидрокомплексе постгенетическими гидрогеохимическими процессами [14], что предопределяет хаотичное (изотропное) распределение петрофизических макро- и микронеоднородностей как по вертикали, так и по горизонтали. В карбонатных коллекторах вокруг ГС более вероятна осевая симметрия распределения петрофизических неоднородностей (аналог радиальной изотропии в вертикальных скважинах). Терригенным отложениям присуща генетическая макро- и микрослоистость как в целом по разрезу, так и для отдельного квазиоднородного (по данным ГИС или другой информации) пласта-коллектора. Таким образом, обусловленный петрофизическими особенностями среды характер геофизических полей в горизонтальных скважинах в терригенном разрезе значительно отличается от такового в вертикальных, в карбонатном же, как правило, является адекватным. Другим, наиболее существенным фактором, определяющим различия геофизических полей в вертикальных и горизонтальных скважинах, является специфика строения зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пластах коллекторах, вскрытых ГС. В условиях ГС, вследствие особенности пространственного расположения ее ствола в геологическом разрезе, механизм формирования зоны проникновения и ее геометрия кардинально отличаются от таковых в вертикальных сважинах и определяются текстурно-структурными особенностями коллектора, корреляционно связанными с его литологией. На рис. 76, а представлена гипотетическая изометрическая модель строения зоны проникновения в анизотропном пласте-коллекторе неограниченной толщины, расчлененном непроницаемыми микрослоями на ряд тонких пластов, вскрытом вертикальной, наклонной и горизонтальной частями ствола скважины. Видно, что в вертикальных скважинах в пластах-коллекторах, независимо от степени их вертикальной однородности, т.е. наличия или отсутствия в них непроницаемых (глинистых, плотных и т.п.) микро- и макрослоев, расчленяющих общую толщину коллектора на отдельные подчиненные пропластки, зона проникновения формируется коаксиально стволу скважины, фронтально по всей эффективной мощности коллектора и в нормальном к стволу скважины сечении имеет кольцевую форму. В горизонтальной же части ствола, вскрывшей тот же объект, проникновение происходит только в отдельный проницаемый пропласток, непосредственно контактирующий со стволом скважины, так как от остальной части коллектора он гидродинамически изолирован непроницаемыми или слабопроницаемыми про-пластками. В нормальном к стволу ГС сечении такая зона проникновения имеет форму крыльев «относительно ствола скважины, отсюда "крыльевая" форма зоны проникновения. Данная модель типична для большинства терригенных коллекторов. В нефтенасыщенных пластах с однородно-хаотичным (изотропным) распределением петрофизических неоднородностей и развитой вертикальной проницаемостью в процессе формирования зоны проникновения происходит гравитационное перераспределение фильтрата промывочной жидкости и пластового флюида -нефти, в результате чего зона проникновения "тонет" в пласте относительно нижней (подошвенной) стенки ГС, образуя подошвенную зону проникновения (рис. 76, б). Интенсивность формирования зоны проникновения такой геометрии усиливается за счет селективной принудительно направленной фильтрации ПЖ через нижнюю стенку ствола ГС вследствие сдирания с нее глинистой корки в процессе образования желобов при спуско-подъемных операциях бурового инструмента. На рис. 76, б видно, что зона проникновения подошвенной формы может формироваться в изотропных коллекторах не только в ГС, но и в наклонных скважинах с зенитными углами ствола (Z) более 45 . Практика показывает, что подошвенная модель строения зоны проникновения характерна для карбонатных коллекторов артинских, каширских, башкирских, турнейских, фаменских отложений и всех биогерм в разрезе нефтяных месторождений Волго-Урала, а также для пластов песчаников значительной толщины с высокой пористостью и хорошо развитой горизонтальной и вертикальной проницаемостью (например, некоторые пласты на месторождениях Западной Сибири, Южного Мангышлака, Туркменистана). К настоящему времени, когда нет общепризнанной теории влияния радиальной анизотропии петрофизических свойств горных пород ГС на результаты промысловогеофизических исследований и не создана база для решения прямых задач геофизическими методами для среды с плоскопараллельными границами раздела, о геофизической информации промыслово-геофизических исследований в ГС можно судить по результатам практики, опытно-методических исследований. Такие исследования были проведены в производственном режиме, серийной аппаратурой широким комплексом методов (БЭЗ, БМ, ИМ, ПС, РМ, AM) в различных нефтедобывающих районах: Коми, Башкортостан, Татарстан, Пермская, Оренбургская, Самарская, Саратовская области, Западная Сибирь, Северо-Западный Казахстан, Туркмения. Исследования проведены с помощью технологических комплексов "Горизонталь" как в терригенном, так и в карбонатном разрезах. Анализ накопленного материала ГИС, изложенных выше особенностей условий ГС и физических основ методов позволяет сделать некоторые выводы о геофизической и геологической информативности промыслово-геофизических исследований в ГС. Методы электрометрии (ПЗ, ГЗ, ВМ, ИМ, ВКП, ПС) не несут однозначной информации о границах пластов, пересеченных ГС, так как вследствие достаточной глубинности методов влияние верхнего или нижнего пласта на их показания начинается еще до встречи его границ (кровли или подошвы) со стволом ГС, что и вызывает "размывание" граничного эффекта. Степень "размыва" зависит от многих факторов: угла встречи оси скважины и границ пластов, структурно-текстурных особенностей и сопротивления пластов, продольной и радиальной характеристик зондов и др. Горизонтальная слоистость отложений, параллельная оси ГС, оказывает специфическое влияние и на результаты акустических исследований скважин на головных волнах. Лекция 32. Основы технологии геофизических измерений Подготовка и проведение геофизических измерений. Контроль состояния и профилактика аппаратуры. Выбор масштабов записи, скорости перемещения зондов и датчиков. Контроль процесса исследований, повторные записи. Особенности проведения исследований различными методами и аппаратурой. Контроль качества геофизических данных. Регулировка и настройка аппаратуры при подготовке и проведении геофизических работ. Задачи, решаемые теорией эксплуатации. Эргономические факторы при решении эксплуатационных задач. Обработка геофизической информации. Организация системы обработки. Алгоритмы и методика первичной обработки: устранение первичных сбоев, масштабирование, увязка геофизических данных по глубине, фильтрация. Обработка с целью получения геофизической и геологической информации Приемы повышения точности при обработке геофизических данных. 10.5. ПОДГОТОВКА К ПРОВЕДЕНИЮ И ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ В СКВАЖИНАХ. РЕГУЛИРОВКА И НАСТРОЙКА АППАРАТУРЫ Связь измеряемые с помощью технических средств ГИС физических величин с действительными значениями электрических, акустических, ядерно-физических ж термических свойств горных пород имеет сложный характер. Вид искомых физических и математических зависимостей определяется влиянием геологических и технических параметров системы прибор – скважина – пласт на измеряемые физические свойства горных пород. В общем случае для всех измеряемых в скважинах параметров физических полей Y указанная зависимость в соответствии с (10.2) может быть записана следующим образом: Y=ψ(z, х)φ(Х), где X – действительные значения параметров физических полей; ψ – функция, учитывающая влияние факторов, искажающих измерение истинного значения параметра. Отметим, что в число влияющих факторов входят также факторы, определение числовых значений которых является целью ГИС (мощность пластов, диаметр скважины, структурные особенности пород, пористость, характер и степень насыщения, наличие зоны проникновения и др.). Ниже приводится перечень основных геологических, технических и геологотехнологических факторов, которые определяют условия и существенно влияют на технологию геофизических измерений. Геологические факторы: минеральный состав (поэлементный состав); тип распределения минерального состава (текстура); степень однородности распределения минерального состава (анизотропия); тип пустот ности; коэффициент пористости; характер цемента в породе; тип флюида в пластах; состав флюида в пластах; минерализация флюида; мощность пластов; характер границ пластов; проницаемость пластов; термобарические условия. Технические факторы: диаметр скважины; обсадная колонна; тип бурового раствора; состав бурового раствора; характеристика физических свойств бурового раствора; конструкция скважины. Геолого-технологические факторы: диаметр зоны проникновения; диаметр промытой зоны; толщина глинистой корки; степень и характер обводнения пласта; геометрические параметры системы скважина – пласт; статические параметры системы пласт – скважина – прибор; динамические параметры системы пласт – скважина – прибор. Правильный учет этих факторов при проведении ГИС позволяет обосновать и оптимизировать технологию геофизических измерений, сократить комплекс исследований, необходимых для изучения коллекторов конкретных типов. Геофизические методы исследования скважин и физико-математические зависимости измеряемых в скважине физических величин от факторов системы пласт – скважина – прибор подробно рассмотрены в учебниках и учебных пособиях [4, 5, 7, 8, 10, 16, 21, 22]. Остановимся на факторах, определяющих погрешности геофизических измерений параметров пластов за счет технологических особенностей. Такие технологические вопросы подготовки и проведения геофизических измерений различными методами ГИС, как выбор масштабов записи, скорости движения прибора, перекрытие записи, подготовка скважины и оборудования устья скважины, контроль качества и первичная обработка диаграмм и др. подробно излагаются в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации той или иной аппаратуры, методических указаниях, создаваемых на отдельные виды исследований. Они изложены также в технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах [23]. 10.5.1. Привязка по глубине измеряемых геофизических параметров Точность снятия отсчетов с диаграмм регистрируемых геофизических параметров и погрешность привязки их к глубине должны удовлетворять требованиям, изложенным в [23]. Определение глубины является одной из важнейших операций при геофизических исследованиях скважин. Приближенное определение глубин производят по показаниям счетчика, работающего от мерного ролика, по которому перемещается кабель. Более точное значение глубин определяют по меткам, устанавливаемым на кабеле через 10, 20, реже 40 м. При применении бронированного кабеля используют магнитные метки. Исходным значением при определении глубин меток на диаграмме (разметка глубин) является цена первой метки Z\. Она определяется как расстояние от этой метки до точки записи измеряемой величины. В зондах и скважинных приборах, рассчитанных на измерение двух и более величин, точки записи и, следовательно, цены первых меток будут разными для различных кривых. Глубина Zn, соответствующая той или иной метке, определяется по формуле Zn = Z1 + ΔZ(n – 1) – Zму, где п – порядковый номер метки на кабеле; ΔZ – расстояние между метками; Zму – расстояние между ротором и индуктивной катушкой меткоуловителя. Современные геофизические станции для определения глубин используют способ, основанный на применении счетчика глубин и внесении коррекции в показания счетчика глубин по магнитным меткам, предварительно проставленным на кабеле. Коррекция счетчика глубин по магнитным меткам необходима для исправления ошибок, связанных с погрешностью измерения длины кабеля мерным роликом блок-баланса подъемника [14]. Проблема правильной постановки магнитных меток на кабеле связана с тем, что при работе в скважине кабель получает дополнительные удлинения, снижающие точность измерения глубин. К ним относятся: удлинения кабеля от нагрева тепловым полем скважины; упругие удлинения под действием веса самого кабеля, веса прибора и груза; упругие удлинения вследствие трения кабеля и прибора о стенки скважины и промывочную жидкость; динамические удлинения кабеля. Первые три причины в принципе могут быть учтены при разметке кабеля на стандартной установке УРС-1010 путем вычисления поправок глубины и изменения базы измерения длины кабеля. Главной причиной невозможности учета динамических удлинений кабеля при разметке является, случайный характер их возникновения. Динамические удлинения возникают вследствие изменения условий сцепления (трения) прибора и кабеля со стенками скважины и проявляются в виде нестационарных нагрузок на геофизический кабель. Вероятность и частота возникновения динамических удлинений зависят от геологических характеристик разреза скважины, степени ее подготовленности к проведению геофизических исследований и конструктивного исполнения скважинных приборов (наличия прижимных и центрирующих устройств). Приращения удлинения кабеля вследствие изменения скорости его движения на поверхности можно контролировать по натяжению на устье скважины. Удлинение кабеля в результате задержки прибора обнаруживается динамометром натяжения на устье скважины, но с запаздыванием тем большим, чем больше длина кабеля. Контролировать задержки прибора можно по сигналам скважинной аппаратуры. После задержки движения прибора кабель упруго сжимается и удлинение приобретает вид затухающих колебаний. Технологией конкретных видов геофизических исследований устанавливается максимально допустимая скорость проведения измерений, при которой качество получаемых данных отвечает техническим требованиям. Она определяется, как правило, быстродействием применяемой аппаратуры, а также характеристиками измеряемых и воздействующих физических полей. Считается, что скорость подъема (спуска) кабеля при геофизических измерениях равна скорости движения источника информации (зонда, прибора и т. п.) по стволу скважины, т. е. скорости проведения измерений. Существуют две причины превышения скорости проведения измерений, равнозначных по степени влияния на качество данных и отличающихся по характеру возникновения: завышение скорости перемещения кабеля вследствие некачественной работы спуско-подъемного оборудования; колебания скорости движения источника информации вследствие динамических удлинений кабеля. Динамические удлинения кабеля существенно влияют на точность привязки данных по глубине скважины, особенно при детальных геофизических измерениях. При перемещении кабеля через мерный ролик датчик глубины формирует приращение глубины для привода аналогового регистратора и такты запуска цифрового регистратора. Движение носителей данных происходит синхронно с перемещением кабеля на поверхности. При возникновении динамических удлинений кабеля синхронность перемещения скважинного прибора и носителей данных нарушается, что приводит к смещению данных по глубине. В результате снижается точность отсчета мощности пластов и ухудшается корреляция данных, записанных при последующих спуско-подъемах прибора. Для уменьшения динамических погрешностей измерения глубин существуют два способа: 1) технологический – стабилизация скорости движения скважинной аппаратуры; 2) технический – коррекция динамической погрешности. Первый способ широко применяется в практике геофизических исследований, хотя он и имеет недостатки: не универсальность применения его при различных видах геофизических исследований; используемые конструкции и устройства не обеспечивают высокой стабильности перемещения скважинных приборов. Второй способ снижения динамической погрешности измерения глубин является перспективным. Основная проблема технического воплощения этого способа – измерение в реальном времени динамических удлинений кабеля. Одним из путей решения этой проблемы является измерение натяжения кабеля у головки скважинного прибора и вычисление удлинений кабеля по этим значениям с помощью быстродействующего бортового вычислительного устройства. В техническом плане эта задача довольно сложная. Рассмотрим более подробно влияние динамических искажений на результаты пластовой наклонометрии, поскольку именно при этих геофизических измерениях динамика технологического процесса регистрации проявилась наиболее негативно. Исследованиями зарубежных и советских исследователей показано, что вариации в натяжении кабеля могут изменять скорость перемещения зонда на отдельных участках в 10 раз; при этом неравномерность движения прибора увеличивается при использовании управляемых прижимных устройств с большим усилием прижатия рычагов к стенке скважины и при снижении средней скорости перемещения прибора. Динамические искажения в некоторых случаях практически полностью исключают возможность получения достоверной информации, повторяемость диаграмм. Несинхронное с регистрацией глубины перемещение наклономера (например, НИД-1) приводит к искажению как толщины пласта, так и взаимного смещения корреляционных кривых, а следовательно, и к ошибкам в определении элементов залегания границ пластов. С целью снижения влияния динамических искажений на результаты наклонометрии, получаемые аппаратурой НИД, Р.И.Кривоносовым предложено: выбирать интервал определения структурного наклона не менее 10– 15 м; в наиболее интересных интервалах проводить многократные (не менее четырех) повторные измерения и по этим данным проводить совместную статистическую обработку; при обнаружении интервалов неравномерного движения прибора исключать их из обработки. Это чисто технологические приемы. Технический путь усовершенствования технологии наклонометрии предусматривает определение линейной скорости движения прибора в скважине путем снабжения скважинной аппаратуры акселерометром, регистрирующим ускорение продольных колебаний прибора, и таймером (отметчиком времени). Знание закона изменения ускорения во времени представляет исчерпывающую информацию для определения реального пути наклономера. Однако при этом должно соблюдаться условие неискажения сигнала цифровым (дискретным) регистратором. Поскольку процесс кодирования аналогового сигнала связан не со скоростью движения прибора, а с линейной скоростью перемещения кабеля на мерном ролике, исходный сигнал искажается как несинхронностью регистрации с движением, так и процедурой квантования по глубине. Возможность декодирования и исправления искаженного сигнала наклономера связана с необходимостью увеличения детальности цифровой регистрации и перехода к шагу квантования по глубине, равного 0,5 см (у регистратора ТРИАС минимальный шаг квантования 1 см). Для устранения влияния неравномерности движения прибора О.А.Салафоновым разработаны алгоритмы и программы трансформации сигналов наклономера с использованием показаний акселерометра и таймера. 10.5.2. Геофизические измерения электрических параметров На измерения кажущегося значения удельного электрического сопротивления пласта будут оказывать влияние вмещающие породы. При мощностях пластов, соизмеримых с длиной зонда или меньших ее, может наблюдаться как завышение значения измеряемой физической величины, так и занижение, в зависимости от соотношений удельного электрического сопротивления пласта и вмещающих пород. Влияние вмещающих пород различно для различных модификаций электрических методов. Вблизи металлического тела (обсадные и бурильные трубы, бурильный инструмент и т. п.) кажущееся значение сопротивления резко искажается: в зависимости от взаимного расположения скважинного прибора и металлического тела могут наблюдаться как завышенные, так и заниженные значения измеряемой величины. В связи с этим во избежание влияния металлических частей скважинных приборов на результаты измерения КС и СП электроды зонда должны быть удалены на достаточно большое расстояние от них (не менее 5 м для СП и 1,5 м для КС), либо эти металлические части должны быть покрыты слоем изоляционного материала. Влияние диаметра скважины на результаты измерения КС тем больше, чем меньше удельное сопротивление бурового раствора по сравнению с сопротивлением пласта и чем меньше отношение длины зонда к диаметру скважины. В процессе проведения измерений следует постоянно контролировать регистрируемые кажущиеся значения сопротивления и своевременно отмечать появление искажений из-за нарушения изоляции, индуктивных помех и неисправностей аппаратуры. Неисправности аппаратуры, не приводящие к потере ее работоспособности, должны выявляться методами технической диагностики (см. разд. 9). Основные признаки искажений следующие [23]: отсутствие повторяемости кривых; незакономерные колебания и скачки регистрируемого сигнала как во время перемещения зонда, так и при его остановках; отличие от нуля показаний при нахождении зонда в колонне; иззубренность кривых, зарегистрированных зондами большого размера; отличие значений КС от обычно наблюдаемых против пластов с выдержанными по району свойствами. Помехи на кривой СП из-за влияния блуждающих токов и неустойчивости поляризации электродов можно обнаружить по изменению показаний при неподвижном зонде, изменению кривой СП при повторном замере, волнистой форме кривой СП и наличию на ней показаний, не согласующихся с разрезом. Для устранения этих искажений применяют следующие меры: изменяют положение электрода М, погружая его в скважину или заменяя обсадной колонной; выбирают время проведения измерений, когда помехи от блуждающих токов минимальны; приостанавливают бурение или эксплуатацию соседних скважин, если помехи вызываются этими промышленными установками; применяют стабильный зонд (см. п. 6.2.1). Искажение кривой СП в разрезах, представленных породами с высокими сопротивлениями, наблюдается из-за гальванокоррозии груза или кожуха скважинного прибора. Диагностическими признаками гальванокоррозии являются: различие кривых СП, записанных с электродами, находящимися на одинаковом расстоянии от груза (скважинного прибора); сходство отдельных участков кривой СП и КС. Влияние гальванокоррозии устраняют удалением электрода М от металлических деталей (до 20 м), являющихся источником токов гальванокоррозии, или изоляцией этих деталей. Кривая СП может быть искажена ЭДС, индуцируемой в кабеле при вращении барабана лебедки с намагниченными стальными деталями. Эта ЭДС накладывается на кривую СП в виде синусоиды с периодами, соответствующими одному обороту барабана. Необходимо устранение намагниченности лебедки или замена ее другой. Для исключения ошибок измерения КС всеми зондами БКЗ необходимо выполнять их за время, в течение которого не происходит изменения удельного сопротивления промывочной жидкости и параметров зоны проникновения (см. 10.2.3). Существенно усложняется технология геофизических исследований скважин, вскрывающих соленосные отложения. При вскрытии соленосных толщ на обычных промывочных жидкостях (ПЖ) последние осолоняются практически до насыщенных растворов. В этих условиях из-за высоких значений отношений сопротивления пластов к сопротивлению ПЖ резко снижается эффективность обычных электрометрических измерений. Эффективность микрозондирования снижается уже при сопротивлении ПЖ меньше 0,3–0,5 Ом·м. Комплекс электрометрических работ ограничивается при разбуривании с применением непроводящих ПЖ. В этом случае используется только индукционный каротаж. Однако его возможности ограничены разрезами с небольшим сопротивлением (20– 40 Ом·м) из-за нестабильности нуля зонда аппаратуры. Для измерения сопротивления пласта порядка 100 Ом·м с погрешностью 20% нестабильность нуля не должна превышать 2 мСм/м. Нестабильность нулевого уровня, аппаратуры индукционного каротажа обусловлена изменением фазовых характеристик измерительных преобразователей и появлением сигналов-помех в зондовом устройстве. Влияние помех, совпадающих по фазе с реактивной составляющей измеряемого сигнала, можно уменьшить путем регулировки и настройки фазовых характеристик измерительных цепей. Гораздо сложнее бороться с помехами, фаза которых близка к фазе активной составляющей информационного сигнала. А. Г. Барминским показано, что температурное изменение электропроводности материала обмоток катушек зонда является определяющим фактором нестабильности нуля. На результаты измерений индукционной аппаратурой оказывают влияние такие технологические факторы, как сопротивление промывочной жидкости, заполняющей ствол скважины, диаметр скважины, положение зонда относительно ее стенок. А. Г. Барминским и др. показано, что влиянием сопротивления ПЖ можно пренебречь в реальном диапазоне диаметров скважины. Тогда влияние скважины определяется в основном изменением ее диаметра и смещением зонда относительно ее стенок. По результатам экспериментальных работ А. Д. Дьяченко и др. сделан вывод о том, что уменьшения влияния скважины на показания индукционного зонда (6Э-1) в представляющем интерес диапазоне ее диаметров можно добиться не центрированием зонда, а отклонением его на фиксированное расстояние от стенки скважины. И технически, и технологически задача отклонения прибора от стенки скважины решается проще, чем задача его центрирования. В скважинах с диаметром более 0,25 м на прибор надевают резиновые ребристые втулки, размеры которых обеспечивают отклонение зонда от стенки скважины на 30–40 мм. При этом нужно иметь в виду, что может ухудшиться проходимость прибора по стволу скважины. В то же время наличие ребристых втулок снижает вероятность прихвата прибора при возможных его остановках, так как в этом случае уменьшается площадь контакта кожуха прибора с глинистой коркой. Следует рассмотреть также влияние скважины на показания зондов с фокусировкой тока. В случае зондов большой глубинности исследования (например, Э1, Э-4, Э-9 – большой зонд) влияние скважины практически не зависит от их положения относительно стенок. В случае зондов с малой глубинностью исследования показания (в скважинах диаметром 200 мм и более) существенно различаются при движении прибора по стенке скважины и при его центрировании. Для уменьшения влияния скважины также лучше использовать отклонитель (на 30– 40 мм). На показания микрозонда с фокусировкой тока искажающее влияние оказывают промывочная жидкость и глинистая корка. Двухэлектродные зонды в зависимости от размеров экранного электрода (башмака) позволяют количественно определить сопротивление промытой зоны пласта, если толщина слоя ПЖ и глинистой корки между рабочей поверхностью башмака и пластом не превышает 7–15 мм. Существенное влияние также оказывают сопротивление ПЖ и контактное сопротивление электродов зонда (особенно при высокой минерализации ПЖ). Эффект отмеченного влияния объясняется Н. Н. Зефировым, В. Т. Чукиным расфокусировкой тока центрального электрода. Рассмотренные выше искажения в принципе могут быть исключены путем внесения поправок по предварительно составленным палеткам. Однако такой путь не всегда может дать положительный результат из-за неопределенности толщины промежуточного слоя и неадекватности условий измерения и получения поправочных палеток. 10.5.3. Геофизические измерения акустических параметров Современная технология акустических исследований скважин основана на регистрации параметров продольных, поперечных, лэмбовских и вторичных волн как в открытых, так и в обсаженных скважинах. Чаще всего при акустических исследованиях измеряют время распространения продольных волн – интервальное время. Процесс регистрации аналоговых диаграмм интервального времени требует непрерывного внимания и частого вмешательства оператора в работу аппаратуры, что, однако, не гарантирует от существенных ошибок при измерениях. Кинематика и динамика упругих волн, создаваемых и наблюдаемых в горных породах и скважине, определяются в первую очередь геологическими факторами: составом и структурой пород, типом пустотности, глинистостью, типом переслаивания пород. Изменение кинематических и динамических параметров в зависимости от указанных факторов может быть изучено и учтено при интерпретации. Рассмотрим влияние технологических факторов, как правило трудно контролируемых в процессе измерений: изменения диаметра скважины, сложнонапряженного состояния прискважинной зоны, ее искусственной трещиноватости, различного характера насыщения (вода, нефть, газ и их смеси), наличия в скважинной жидкости пузырьков газа, кавернозности и эллипсности ствола скважины, расцентровки скважинного прибора (зонда). Диаметр скважины не влияет на измеряемую скорость упругих волн (УВ), если он сохраняется постоянным. Однако в скважинах большого диаметра может наблюдаться ослабление УВ в промывочной жидкости, которое затрудняет выделение первого вступления. Особенно это заметно при исследовании скважин, бурящихся на тяжелых растворах повышенной вязкости в условиях аномальных давлений. В этом случае слабоуплотненные глины характеризуются низкими скоростями распространения УВ (около 2000 м/с) и повышенным затуханием – более 20 дБ/м. При больших диаметрах скважины происходит дополнительное ослабление сигнала за счет расфокусировки и расхождения. Все это снижает величину отношения сигнал/шум, затрудняет регулировку аппаратуры, обусловливает невозможность получения качественной диаграммы стандартизованной аппаратурой. Увеличение диаметра скважины приводит к появлению аномальных отклонений кривой к кровле и подошве каверны, связанных с различием длины пути УВ для первого и второго приемников (источников). Скорость распространения УВ в трещиноватых средах зависит не только от коэффициентов трещинной пористости, но и в значительной степени от расположения трещин. Максимальное влияние на уменьшение скоростей УВ оказывают горизонтальные и хаотические микротрещины. Аномально низкие значения скоростей УВ, зарегистрированных в низкопористых трещиноватых известняках, а также в зоне разгрузки пород, могут быть обусловлены сильным влиянием микротрещин. Минимальное влияние на динамику головных продольных и поперечных волн оказывают вертикальные трещины. Амплитуда поперечной волны вследствие изменения угла встречи с трещиной может изменяться максимум в 2 раза, а продольной – в 1,3 раза. При наличии между излучателем и приемником системы трещин могут почти полностью пропасть как поперечная, так и продольная головная волны. Волновые картины становятся малоразрешенными и выделить по ним какие-либо волны, кроме первых вступлений продольной головной волны, практически невозможно. Трещиноватокавернозные породы обладают значительной фильтрующей способностью – затухание УВ в них пропорционально примерно кубу частоты. Изменение диаметра скважины приводит также к существенному изменению амплитуд волн Лэмба. Пренебрегать влиянием изменения диаметра скважины можно только при его изменении в пределах 0,9– 1,1 раза, поскольку в этом случае изменение амплитуд составляет всего 10% и находится в пределах погрешностей их регистрации аппаратурой АКН. Уменьшение амплитуды волн Лэмба наблюдается также в глинах и глинистых породах. Все это в определенной степени будет нивелировать эффект влияния проницаемости на затухание волн Лэмба. Однако следует отметить, что такие породы (глинистые) легко выделяются по комплексу ГИС. Имеющиеся против них аномалии динамических параметров волн Лэмба должны исключаться из рассмотрения. Характер насыщения существенно изменяет скорости упругих волн в случае слабосцементированных пористых пород. В известняках с различным характером насыщения изменение скоростей распространения УВ находится в пределах погрешностей аппаратуры (3–5% для продольных волн и 8–10% для поперечных). Влияние положения прибора в скважине на динамику УВ объясняется возникновением временной разности хода лучей в случае его расцентровки (рис. 81, а). Исходя из физического механизма влияния расцентровки, можно сделать вывод, что она не внесет существенных изменений в динамику, если временная разность хода лучей не будет превышать 1/4 длительности периода УВ – это равнозначно 1/4 длины волны, распространяющейся в жидкости, заполняющей скважину. На частоте 25 кГц (СПАК) – это 16 мм, на частоте 10 кГц (АКН)–40 мм. Современные центрирующие устройства в наклонных (более 15°) скважинах не обеспечивают положение прибора на оси скважины с необходимой точностью. Становится неизбежным влияние расцентровки на динамические параметры УВ (рис. 81,6): амплитуды головных продольных волн (Р) при удалении прибора от оси скважины уменьшаются максимум в 6 раз; амплитуды головных поперечных волн (S) также уменьшаются с удалением прибора от оси скважины (максимум в 3 раза), однако, начиная с некоторого значения, они несколько увеличиваются; 334 Рис. 81. Схема, поясняющая влияние расцентровки скважинного прибора на динамические параметры упругих волн (по И. П. Дзебаню) амплитуды волн Лэмба (L) не изменяются при смещении прибора с оси скважины; отношение амплитуд головных поперечных и продольных волн при смещении прибора с оси скважины изменяется в меньшей степени, чем сами амплитуды этих волн. Наличие временной разности хода лучей приводит к перераспределению упругой энергии в первых вступлениях и к интерференции волн, идущих по различным путям, что сказывается на видимых периодах упругих волн (ср. волновую картину на рис. 81, в – е). Экспериментальное изучение влияния напряженного состояния горных пород на поле скоростей распространения УВ в околоскважинном пространстве показало, что оно имеет сложный характер и определяется главным образом напряжением, действующим в направлении их распространения. Глубинность акустических измерений меняется в зависимости от исследуемых характеристик принимаемого сигнала. Например, при измерении амплитуды продольной головной волны по первому периоду она составляет примерно одну длину волны, при измерениях по третьему периоду возрастает до трех длин. Тогда в аппаратуре акустического каротажа, в которой регистрируются амплитуды первых трех периодов, глубинность составляет от 40–60 см (СПАК) до 100–150 см (АКН). При таких значениях глубинности зона искусственной трещиноватости не будет влиять на измерения амплитуд. Изменение амплитуд УВ может происходить из-за неровности стволов скважин (каверны, желоба) и наличия в заполняющих их жидкостях пузырьков газа. Изменение амплитуд вследствие кавернозности стволов За глубинность метода принимают радиус цилиндрической области, соосной с зондом, за который любые изменения свойств среды приводят к относительно малым (чаще всего принимают значение 10%) изменениям показаний прибора. скважин объясняется отражением части упругой энергии от каверн и удлинением пути пробега головных волн. Опыт скважинных измерений показывает, что существенное изменение амплитуд может быть связано только с кавернами, размеры которых сравнимы с длиной волны или превышают ее. Влияние желобов аналогично влиянию расцентровки. Следует отметить, что такие каверны и желоба легко выделяются с помощью серийных каверномеров и профилемеров. Влиянием мелких каверн, как отмечалось выше, можно пренебречь. Влияние на амплитуды УВ взвешенных в скважинной жидкости пузырьков газа сказывается вследствие явления рассеяния УВ. Участки разгазирования ПЖ проявляются общим понижением амплитуд упругих волн вплоть до полного исчезновения на записях в случаях высоких концентраций пузырьков. Опыты показывают, что газ, растворенный в скважинной жидкости, не оказывает влияния на параметры УВ. Помимо рассмотренных факторов проблема выделения первых вступлений головной продольной волны в наземной аппаратуре осложнена наличием в телесистеме помех (см. п. 5.2.3), а также характером акустического сигнала, имеющего сложную форму, широкий динамический диапазон. Технологически задача регулировки и настройки аппаратуры для выделения полезного сигнала при акустических исследованиях сфомулирована Д.В.Белоконем следующим образом. Известен интервал времени между минимально и максимально возможными временами распространения упругой волны по участку породы между излучателем и приемником. Внутри этого инервала наблюдается совокупность сигнала и помехи либо только помеха, состоящая преимущественно из акустических шумов от движения прибора в скважине. По результатам наблюдения этих случайных сигналов необходимо принять решение о наличии или отсутствии полезного сигнала. Выбор оптимальных показателей качества настройки аппаратуры D и Ф является противоречивой задачей, так как для правильной работы регистрирующего устройства должна быть большая вероятность правильного обнаружения D и малая вероятность срабатывания на шум Ф. Для этого, с одной стороны, требуется уменьшить значение порога, а с другой,– увеличить. Очевидно, при выборе оптимального режима работы регистрирующего устройства необходим компромисс, учитывающий статистику распределения шума и полезного сигнала, важность той или иной ситуации. При определении интервального времени из двух ошибочных решений наиболее опасен случай нерегистрации сигнала D, так как он ведет к неисправимой потере информации. Срабатывание на шум Ф в принципе может быть исправлено при последующей обработке сигнала. Отсюда следует, что регистрирующему устройству аппаратуры следует задать такой режим, при котором будет отдано предпочтение срабатыванию на шумы, а не на потерю сигнала. Предложено оценивать качество диаграмм интервального времени путем подсчета количества произвольных выбросов на определенном интервале диаграммы. В зависимости от этого количества выставляется оценка качества. Поскольку желательно, чтобы пороговое устройство срабатывало на шум, но не теряло сигнал, то выбросы на диаграммах будут характеризовать величину Ф – вероятность срабатывания на шум; тогда для оценки «отлично» Фотл = 0,003, для оценки «хорошо» Фхор = = 0,05 и для оценки «удовлетворительно» Фуд =0,1. Если распределение максимальных амплитуд шумовых выбросов известно и подчиняется закону Рэлея, то можно воспользоваться решением, известным из практики радиолокации, которое устанавливает связь в явной форме между порогом срабатывания Uо, средним значением шума σ и вероятностью срабатывания на шум Ф: . Отметим, что среднее значение шума не остается постоянным, а зависит от конструкции скважинного прибора, скорости его движения и геолого-технологических условий в скважине. Для реальных оценок работы аппаратуры необходимо связать значения шума с вероятностью правильного обнаружения сигнала, которая в соответствии с высказанными выше соображениями должна приближаться к 1. Указанная вероятность может быть выражена через соответствующие математические описания обобщенного закона Рэлея (рис. 82, б). Поскольку при исследованиях скважин не всегда удается обеспечить соотношение Uc/Un >5, следует ожидать снижение качества диаграмм в некоторых интервалах разреза за счет уменьшения D или за счет увеличения вероятности срабатывания на шумы Ф. Для снижения требований к отношению сигнал/помеха можно применить способ повышения помехоустойчивости аппаратуры, основанный на использовании принципа накопления и суммирования принимаемого сигнала. Простейшим случаем реализации подобных систем является критерий регистрации «два из двух», согласно которому сигнал считается зарегистрированным, если произойдет совпадение срабатывания порогового устройства в двух смежных периодах излучения сигнала. В противном случае считается, что срабатывание порогового устройства на шум происходит в одном из периодов повторения. В табл. 13 приведены расчетные данные, показывающие повышение помехоустойчивости аппаратуры, использующей указанный принцип. Требования, предъявляемые в этом случае к работе порогового устройства, будут менее жесткими. Новое значение напряжения порога Uo и иное значение устанавливаемого отношения порога к шуму Uo/σ = 1,73 позволит получать более качественные диаграммы уже при отношении сигнала к шуму Uc/Un > 4. Дальнейшее улучшение качества регистрации при условии установления малого значения Uo/σ и повышенной вероятности срабатывания порогового устройства на шум является использование внутрипериодного коррелятора. Принцип работы такого коррелятора основан на анализе периодичности всех срабатываний порогового устройства во время приема сигнала от одного излучения как на шум, так и на полезный сигнал. Поскольку акустические шумы имеют случайный характер, время появления их не имеет корреляционной связи с излучаемым сигналом. Времена между импульсами порогового устройства в зоне полезного сигнала совпадают с периодом измеряемого сигнала. Устройство выдает разрешение на перенос времени появления предыдущего импульса порогового устройства из вспомогательного блока памяти в измерительный накопитель при условии, что время последующих срабатываний порогового устройства совпадает с периодом излучаемого сигнала. Использование внутрипериодного коррелятора может привести к дальнейшему улучшению качества диаграмм акустических исследований и созданию новых потенциальных возможностей работы аппаратуры в условиях малого значения отношения сигнал/шум. 10.5.4. Технологические аспекты радиометрических измерений На показания радиометрических методов, помимо основных факторов, оказывают влияние колонна, буровой раствор, цементное кольцо, положение прибора в скважине. Металлическая колонна, буровой раствор с повышенной плотностью и цементное кольцо вызывают общее снижение амплитуды гамма-каротажа и ухудшение дифференциации пластов по кривой ГК. Металлическая колонна влияет также на показания нейтронного гамма-каротажа, причем тем больше, чем больше диаметр скважины и пористость и меньше эксцентриситет. Увеличение минерализации бурового раствора увеличивает показания НГК и уменьшает показания ННК и тем больше, чем больше диаметр скважины. Так, замена пресного раствора соленым повышает показания НГК на 35% (здесь сказывается так называемый «парадокс НГК», суть которого состоит в том, что более 90% гамма-излучения, поступающего к счетчику, приходит не из пласта, а из скважины). Увеличение диаметра скважины приводит к снижению показаний ГК (при радиоактивности бурового раствора, меньшей, чем радиоактивность пород) и НК. При очень большом диаметре (например, каверна) показания ГК определяются буровым раствором. В этом случае наблюдаются самые низкие показания НК, как и против глинистых пород (глины, аргиллиты, мергели). Глинистая корка, образующаяся против коллекторов, вызывает уменьшение показаний НК. Влияние тем большее, чем больше ее толщина, меньше пористость пласта, больше диаметр скважины и меньше содержание хлора в буровом растворе. Значительное влияние оказывает глинистая корка и на показания ГК. При проведении радиометрических исследований необходимо учитывать специфические особенности технологии радиометрических измерений. Статистическая точность измерений в основном определяется мощностью источников, а также эффективностью и рабочим объемом детекторов излучений. С увеличением этих параметров точность измерений возрастает. Дифференцирующая способность аппаратуры в первую очередь зависит от соотношения вкладов в регистрируемую величину полезного излучения и фона, обусловленного прямым излучением источника и мешающим излучением среды и самого прибора. Количественно дифференцирующую способность можно охарактеризовать с помощью коэффициента дифференциации: kд = Imax/Imin, где Imах и Imin – соответственно максимальное и минимальное значения скорости счета при заданных значениях коэффициента пористости (обычно принимается диапазон kn от 1 до 40%). Более полное представление о дифференцирующей способности дает относительная чувствительность S аппаратуры, к изменению определяемого параметра (пористости): S = ΔI/IΔkп. С увеличением длины зонда kд и S растут, а I и статистическая точность падают. На основе этого возможна оптимизация размеров зонда. Статистическая погрешность определения kn зависит от чувствительности и относительной статистической погрешности измерения скорости счета δI: Δkп = δI /S. При измерении скорости счета с помощью ИСЧ обычно принимают Т = 2τRC, где δI – постоянная времени интегрирующей ячейки ИСЧ. Повышения дифференцирующей способности радиометрической аппаратуры можно добиться улучшением экранирования счетчиков от источника излучения, повышением избирательности прибора к полезному излучению. Отметим, что дифференцирующая способность приборов, регистрирующих нейтронное излучение, выше дифференцирующей способности приборов, регистрирующих гамма-излучение, вследствие отсутствия естественного нейтронного излучения в горных породах. Экранирование (наличие свинцово-железного экрана и окружения счетчиков канала НГК кадмием) способствует повышению дифференцирующей способности аппаратуры по отношению к водородосодержанию горных пород и снижению чувствительности к минерализации (на NaCl). Увеличение диаметра прибора также повышает дифференцирующую способность к водородосодержанию, так как в этом случае доля участия скважины (водородосодержащей среды) в формировании поля нейтронов уменьшается. Прибор как бы вытесняет из объема среды, определяющей глубинность метода, концентрированную водородосодержащию часть, а доля участия водорода пласта в формировании поля нейтронов увеличивается. Аналогичное действие оказывает увеличение диаметра прибора и на дифференцирующую способность гамма-метода, особенно при радиоактивности бурового раствора, превышающей радиоактивность горных пород. Есть даже предложения снабжать скважинный прибор так называемым вытеснителем. Плохая воспроизводимость результатов измерений в значительной степени определяется малой глубинностью методов радиометрии и крайней неоднородностью среды в зоне исследования. Отсутствие контроля траектории движения прибора по скважине при повторных измерениях не позволяет оценить воспроизводимость результатов из-за нестабильной работы аппаратуры. Особенно плохая воспроизводимость может наблюдаться в вертикальных скважинах или строго вертикальных участках скважин сравнительно большого диаметра. В этом случае некоторый эффект может дать прижим прибора к стенке скважины. Известны случаи ухудшения воспроизводимости результатов измерений только из-за переворачивания источника, видимо, вследствие несимметричности в излучающей способности ампулы, приводящей к изменению фиктивной длины зонда. На показания гамма-гамма метода влияет естественная радиоактивность. В случае высокой естественной радиоактивности горных пород вклад гамма-фона в показания зонда ГГК может быть существенным. Зонды ГГК (как в приборах для определения плотности, так и в гамма-цементомерах), как правило, представляют собой коллимированные системы, поэтому попытки вводить поправки по данным счетчика ГК не дают положительного результата. Наиболее целесообразным путем учета влияния повышенной радиоактивности пород на результаты ГГМ является использование технологии, предусматривающей проведение повторной записи прибором без источника гамма-квантов. Значения аномалий при радиометрических измерениях зависят от толщины пласта и инерционности аппаратуры. Границы пласта при его толщине, превышающей двойное значение глубинности метода, отмечаются на половине аномалии [22]. При меньшем значении толщины пласта это правило применять нельзя. При этом и само значение аномалии является заниженным. Снятие отсчетов < диаграммы еще более усложняется, если нельзя пренебречь влиянием инерционности аппаратуры, т. е. когда VT превышает 0,25/h, где h – толщина пласта. В значения аномалии могут быть введены поправки [22]. Что касается отбивки границ одиночного пласта, то при h > 2Hгл Нгл – глубинность метода, на практике поступают следующим образом Определяют точки максимума и минимума аномалии. Откладывая по ходу перемещения прибора от этих точек значения глубинности метода (например, для гамма-метода принимают 30–40 см), находят границы пласта. При h < 2Hгл и при чередовании пластов отбивку границ по радиометрическим измерениям осуществить с приемлемой точностью нельзя. Для решения этой задачи необходимо использовать микрометоды. Технология радиометрических измерений однозондовыми приборами. Погрешности измерения регистрируемого параметра. Сведения о регистрируемом параметре в приборе ДРСТ поступают в виде средней частоты импульсов (скорости счета импульсов). Переход от скорости счета импульсов к значениям пористости горных пород производится путем сравнения результатов измерений с данными, полученными в пластах с известными физическими и геологическими параметрами. В радиометрических исследованиях перенос определенных физических свойств пласта к показаниям скважинных приборов называется градуировкой. На производстве наиболее распространен способ градуировки по двум опорным горизонтам. Он заключается в использовании показаний против двух пластов с известными низким и высоким значениями пористости для оценки пористости исследуемого пласта. Достоинство способа – незначительная зависимость результатов интерпретации от типа прибора, от длины зонда и технической характеристики скважины. Основной недостаток – отсутствие, особенно в разведочных скважинах, двух пластов с известными значениями пористости и литологическими характеристиками. К тому же эти данные не всегда выдерживаются по всей площади. Поэтому такой способ применим в основном при интерпретации данных на поздних этапах изучения месторождений, когда можно более строго обосновать опорные горизонты. Способ градуировки с использованием одного опорного горизонта заключается в применении при интерпретации данных отношений показаний в исследуемых пластах к показаниям в опорном горизонте. Этот способ применяется при отсутствии других способов, ему присущи все недостатки способа двух опорных горизонтов. Кроме того, предъявляются более жесткие требования к стандартизации аппаратуры и учету скважинных условий (надо точно знать kд). Иногда для градуировки используют так называемый способ двух контрольных пластов: в качестве одного пласта используется пресная вода, в качестве другого – блок мрамора низкой пористости. При этом условно принимают, что показания НГК в баке с водой соответствует 40% пористости, а показания в блоке мрамора соответствуют пористости мрамора, измеренной в лаборатории. Способ градуировки по измеряемой физической величине – плотности потока нейтронов – реализуется с помощью переносных устройств, которые используются в основном для правильной установки масштаба записи и контроля стабильности работы аппаратуры во времени. Использование переносных калибраторов, прошедших метрологическую аттестацию в качестве единиц меры, позволяет получить при интерпретации количественные результаты без привлечения дополнительных данных об опорных пластах. Полевые калибровочные устройства (ПКУ) могут быть двух типов: 1) устройства для калибровки зонда и всего измерительного тракта, представляющие собой цилиндр из вещества с высоким содержанием водорода, надеваемый при калибровке на скважине на зонд прибора; 2) устройства для калибровки только измерительного тракта, представляющие собой источник излучения с небольшой активностью, помещаемый при калибровке против детектора на строго фиксированном расстоянии. Регистрируемые значения при использовании таких устройств калибруются по результатам поверки, что позволяет устанавливать масштаб диаграмм в условных единицах. Переносить условную единицу регистрируемого параметра с измерений на базе на измерения в скважине можно с помощью частоты генератора стандарт-сигнала панели управления. Однако такой способ может дать точные результаты при двух условиях: 1) частота генератора стандарт-сигнала панели постоянна с точностью 1–2%; 2) рабочая точка детектора находится в пределах плато счетной характеристики и это положение достаточно стабильно.