Промысловая геофизика (стр. 10 )

Фильтрационный метод

При вскрытии коллекторов возможно значительное изменение объема бурового раствора за счет поглощения фильтрата (если забойное давление рз больше пластового рпл) или притока жид­кости из пласта (рз < рпл). В первом случае ΔQ > 0, во втором ΔQ < 0. При бурении абсолютно непроницаемых пород ΔQ = 0. Различие в значениях Qвх и Qвых ощущается на поверхности практически с момента начала вскрытия коллекторов.

Если рз < рпл, то абсолютное значение разности ΔQ за время разбуривания пласта-коллектора растет, а затем стабилизирует­ся. Если рз < рпл, то ΔQ за время бурения пласта-коллектора растет, но затем обычно уменьшается из-за образования глини­стой корки и зоны кольматации на стенке скважины.

По максимальным значениям ΔQ в обоих случаях можно судить о гидропроводности пласта Δh·kпр/μ, где Δh - мощность вскрытой части пласта; μ - вязкость фильтрующейся жидкости (фильтрат или пластовая вода); kпр - проницаемость породы. Непрерывные измерения по глубине позволяют изучить про­филь фильтрации.

Помехи при фильтрационном методе возникают из-за ухода фильтрата и бурового раствора во вскрытые ранее пласты-кол­лекторы (или из-за поступления воды из них, если рз < рпл).

Вместо измерения дебитов бурового раствора на входе и вы­ходе скважины можно также наблюдать за изменением во вре­мени объема бурового раствора в амбаре. При прохождении коллекторов, поглощающих фильтрат, объем бурового раствора в амбаре уменьшается, а при водоотдаче из вскрываемых пла­стов — увеличивается. Однако при этом следует иметь в виду возможности появления небольших сложных колебаний уровня в течение нескольких десятков секунд после включения или выключения насосов. Они обусловлены тем, что при остановке насоса всасывание бурового раствора мгновенно прекращается, а сток его по желобу в амбар еще продолжается. Наоборот, при включении насоса в работу буровой раствор засасывается, а стока его из желоба в амбар в течение некоторого времени еще нет.

Метод давления

Этот метод основан на непрерывной регистрации давления ру на стояке манифольда в функции глубин. При бурении непро­ницаемых пород на постоянном режиме это давление плавно растет с глубиной, а при вскрытии коллекторов (имеется в ви­ду случай рз < рпл) уменьшается за счет фильтрации бурового раствора и разрядки зоны повышенного давления в поддолотном пространстве. Этот эффект практически мгновенно отра­жается на величине ру.

Величина эффекта зависит от разности рз — рпл и позволяет судить о пластовом давлении рпл. Поэтому этот метод (кроме выделения коллекторов) может использоваться и для выделе­ния зон с аномально высокими (АВПД) или аномально низки­ми (АНПД) пластовыми давлениями.

Методы изучения свойств бурового раствора

Для получения информации о проходимых скважиной породах и об изменениях условий бурения предложено регистрировать (в функции глубины скважины) такие параметры бурового раствора, как нефте - и газосодержание (геохимические методы, см. § 3), температура (желобная термометрия), плотность, вяз­кость, радиоактивность, электрическое сопротивление и др.

Желобную термометрию осуществляют с помощью термо­метра, расположенного как можно ближе к скважине. При бу­рении однородной толщи пород с постоянным геотермическим градиентом пород Г температура бурового раствора в жело­бе Тр монотонно, почти линейно увеличивается с ростом глуби­ны скважины Н. При прочих равных условиях чем выше значе­ние Г, тем больше и скорость изменения ТР в желобе при углуб­лении скважины. Это позволяет использовать диаграммы grad Tp для изучения геотермического градиента Г, в частности, для выделения зон АВПД, вызывающих увеличение пористости, а следовательно, и теплового сопротивления глин и геотермиче­ского градиента.

Опыт показал также зависимость grad Тр от проницаемости пород: против проницаемых пород grad Tр ниже, чем против непроницаемых пластов. Это объясняется: а) низкой энергоем­костью проницаемых пород, вследствие чего при их бурении выделяется меньше тепла; б) вытеснением воды из проницае­мых пород (под долотом) из-за опережающего проникновения более холодного фильтрата бурового раствора, что понижает температуру разбуриваемых пород и шлама, поступающего в буровой раствор. Обе указанные причины приводят к сниже­нию Тр и grad Тр.

Надежное использование диаграмм grad Tр для выделения коллекторов и зон с АВПД возможно лишь тогда, когда непре­рывно регистрируют и учитывают при интерпретации все другие факторы, влияющие на Тр (изменение диаметра скважины; ско­рость циркуляции бурового раствора; число оборотов долота; колебания температуры окружающей среды и др.).

При измерении удельной электропроводности бурового рас­твора в желобе с помощью поверхностного резистивиметра об­наруживается попадание в него относительно небольших ко­личеств пластовой воды, так как обычно ее электропроводность значительно выше электропроводности бурового раствора. Если при бурении рз < рпл, то по мере вскрытия коллектора удель­ное электрическое сопротивление бурового раствора ρр непре­рывно уменынается из-за поступления пластовой воды в сква­жину. Начало уменьшения ρр улавливается поверхностным резистивиметром, установленным в желобе, с некоторым запазды­ванием, равным времени подъема бурового раствора с забоя до устья.

Если рз < рпл, то приток пластовой воды в скважину вызы­вают искусственным понижением уровня бурового раствора в скважине (ниже пьезометрического уровня) с помощью ком­прессора. Если скважину оставить в покое на 10—30 мин, то за счет поступления воды из пластов-коллекторов ρр против них понижается. После восстановления циркуляции бурового раствора в скважине осуществляют непрерывную регистрацию ρр в функции времени. В момент поступления на поверхность пор­ций бурового раствора, выходящего из интервалов коллекторов отмечается понижение ρр. Аналогично диффузионной газометрии после бурения возможно получение небольших аномалий на диаграммах ρр и без предварительного понижения уровня буро­вого раствора за счет лишь диффузии солей из пластов в про­стаивающей скважине. считает, что для обнару­жения зон АВПД описанный электрический способ может быть, на порядок чувствительнее фильтрационного метода.

Для получения информации о разрезе и оптимизации режи­мов бурения непрерывно изучают в процессе бурения и другие параметры бурового раствора. Так, непрерывный контроль плотности бурового раствора для бурения на равновесии, т. е. для поддержания значений рз, примерно равных рпл. По содер­жанию песка в буровом растворе судят о вскрытии песчаных коллекторов. Вязкость и статическое напряжение сдвига влияют на способность бурового раствора проникать в поры и трещины горных пород.

Методы изучения шлама

При изучении шлама получают информацию о составе и плот­ности горных пород, их прочности, абразивных, емкостных и фильтрационных свойствах, о характере насыщающего поры флюида. Чтобы снизить трудоемкость работ по исследованию шлама, разработаны автоматические шламоотборники, позво­ляющие отбирать пробы шлама с разделением их на несколько фракций с различным размером частиц. При привязке отобран­ного шлама к глубинам необходимо (в отличие от газометрии) учитывать не только время движения бурового раствора от за­боя до устья, но и более медленный подъем шлама по сравне­нию с буровым раствором. Чем крупнее размер частиц шлама, тем больше запаздывание шлама по отношению к движению бурового раствора.

Характер насыщения пород выявляют по данным люминес­центного анализа и инфракрасной спектрометрии шлама (см. § 3). Для экспрессного определения плотности горных по­род рекомендуют способ, основанный на изучении всплывания шлама в жидкостях различной плотности. Последние получают, «смешивая в различных пропорциях этиловый спирт и бромоформ (2,89 г/см3).

Для установления пористости, карбонатности шлама и его гранулометрического состава используют стандартные методы, применяемые при изучении керна. Данные о плотности и по­ристости шлама позволяют оперативно прогнозировать зоны АВПД. Для этой же цели используют результаты измерения удельного электрического сопротивления шлама.

Для повышения экспрессности изучения элементного состава шлама разрабатывают различные физические и физико-химические методы, в первую очередь ядерно-физические, не требующие предварительной подготовки шлама к исследо­ваниям.

Экспрессные методы определения твердости и абразивности пород по шламу дают информацию, необходимую для правиль­ного выбора нагрузок на долото, а также типа долота, наиболее эффективных при бурении данных пород. По ним можно также прогнозировать время работы долота на забое.

Изучение распределения размеров шлама позволяет судить об эффективности работы долота на забое. Максимальная тол­щина частиц шлама характеризует глубину внедрения долота в породу; но она зависит также от осевой нагрузки на долото. При постоянной нагрузке износ зубьев сопровождается умень­шением максимальной толщины частиц.

Виброакустический метод

Виброакустический метод основан на изучении вибрации верх­ней части колонны бурильных труб. В верхней части рабочей колонны с помощью специальной муфты крепится датчик, из­меряющий силу и ускорения продольных колебаний. Там же обычно располагаются датчики технологических параметров (частоты вращения колонны, веса на крюке, давления бурового раствора). Датчики для измерения силы и ускорений крутиль­ных колебаний, а также вращаю­щего момента находятся в дру­гой муфте под роторным столом. Электрические связи с вращаю­щимися датчиками осуществля­ются с помощью коллекторов.

Работа долота вызывает ме­ханические колебания бурильных труб, спектр и интенсивность которых зависят как от техноло­гических параметров (тип долота, частота его вращения, осевое давление, свойства бурового раствора и др.), так и от разновид­ности разбуриваемой породы. Поэтому метод позволяет полу­чать информацию как о горных породах, так и о работе долота. Спектр вибрации содержит составляющие, частоты которых равны произведению числа оборотов долота на число шарошек, числу ударов зубьев шарошек о породе в 1 с и т. п.

От твердости разбуриваемых пород зависят как амплитуда, так и форма вибрации, особенно уровень высокочастотных ко­лебаний (>1 кГц): чем тверже порода, тем выше их амплиту­да. Поскольку амплитуда колебаний растет также с ростом частоты и осевого давления, рекомендуют пользоваться отно­шением амплитуд в области спектра 5—10 кГц к среднему уровню сигнала (или к амплитуде колебаний в других обла­стях частот). В мягких породах сигнал по форме ближе к си­нусоиде (рис. 63); в твердых породах форма сигнала более сложная, в частности, содержит короткие «выбросы». Предпо­лагают, что эти выбросы (всплески) вызваны ударами зубьев о породу и хрупким ее разрушением.

Поскольку вибрация зависит не только от свойств пласта, но и от режима бурения, состояния долота и т. п., сопоставле­ние диаграмм скорости проходки vб и ускорений вибрационного перемещения верхней части бурильной колонны g позволяет судить об особенностях режима бурения. Один пример совмест­ного использования диаграмм vб и g показан на рис. 64.

Мягкие породы (например, пласт а) при оптимальной техпологий бурения должны бы отмечаться высокими скоростями бурения vб (низкими значениями g). Однако на диаграмме I высокие значения vб наблюдаются лишь в кровле пластов, при входе в них долота. При дальнейшем их разбуривании скорость бурения падает (см. пласт а). Это связано с тем, что режим бурения не соответствует типу разбуриваемых пород. Оказа­лось, что в данной скважине неоптимальна промывка скважины. На рис. 64 показана также диаграмма для оптимального режи­ма (кривая II) в совмещении с диаграммой для неоптимального режима (кривая I). Заштрихованы участки их расхождения, т. е. интервалы, где режим бурения не был оптимальным для соответствующих пород. Совместное изучение вибрации и кру­тящего момента полезно для обнаружения заклинивания опор шарошек долота. При этом амплитуда вибрации уменьшается, а крутящий момент резко возрастает.

Таким образом, комплекс исследований в процессе бурения дает богатую информацию как об особенностях разбуриваемых пород, так и о самом процессе бурения. Эти данные можно использовать для оптимизации режима бурения и принятия опе­ративных решений об остановке бурения для опробования пла­стов или проведения замеров другими геофизическими метода­ми (с приборами на кабеле).

Станции геолого-технологического контроля

Для проведения исследований в процессе бурения, рассмотрен­ных выше, разработано несколько типов станций геолого-техно­логического контроля. Наибольшее распространение имеет стан­ция СГТК-1, разработанная под руководством .

Станция СГТК-1 осуществляет регистрацию в аналоговой форме в функции глубин или времени диаграмм следующих параметров: веса бурового инструмента, скорости бурения (те­кущей и средней за последний час), давления бурового раство­ра на стойке, температуры, значения рН, плотности, удельного электрического сопротивления и суммарного газосодержания бурового раствора на входе и выходе из скважины, параметров фильтрационного метода (уровня бурового раствора в доливочной емкости, расхода его на входе и выходе), потенциала буро­вого инструмента относительно контура буровой. Периодически (дискретно по глубине) проводят люминесцентно-битуминологический экспресс-анализ керна и шлама, измерения рН и Eh для тех же объектов, определение вязкости, статического и ди­намического напряжений сдвига бурового раствора. С помощью стрелочных или цифровых индикаторов возможно получение в любой момент текущих значений глубины скважины, положе­ния долота над забоем, рейсовой скорости, проходки за рейс и др. Ведутся учет времени работы буровой бригады, осмотр, обмер и описание отработанных долот.

Заканчивается разработка и подготовка к серийному выпус­ку еще двух типов станций геолого-технологического контроля процессов бурения — Геотест (ВНИИнефтепромгеофизика) и СГТИ МПО «Геофизприбор». Их основные отличия от описан­ной станции заключаются в следующем.

Предусмотрена регистрация информации не только в анало­говой, но и в цифровой форме. Имеется бортовая миниЭВМ для управления работой станции и оперативной обработки дан­ных. Увеличено число регистрируемых параметров: предусмот­рена регистрация вибраций бурильной колонны, ряда дополни­тельных параметров бурового раствора и др.

Глава IV.

ТЕХНИКА И МЕТОДИКА

ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Техническая оснащенность геофизических партий определяется задачами, решаемыми геофизической службой, и условиями проведения исследований.

Одно из основных требований, предъявляемых к проводи­мым работам, — это высокая точность измерения изучаемого параметра. По техническим условиям погрешность измерения основных геофизических параметров не должна превышать 5%. В то же время исследования проводятся не в стационарных ус­ловиях, а в скважинных, расположенных на значительном уда­лении от мест базирования геофизической службы. Для совре­менных скважин характерны большие глубины, высокие тёмпературы, ограниченный диаметр. Поэтому вся геофизическая ап­паратура должна быть высокоточной, устойчивой к вибрациям и тряске, надежной в работе при значительных перепада тем­пературы.

Современные геофизические партии оснащены специальны­ми станциями, которые включают: комплект наземной измери­тельной аппаратуры; скважинные приборы; оборудование, обес­печивающее спуск приборов в скважину и подъем их на поверх­ность; кабель, на котором производят спуско-подъемные опера­ции и который одновременно служит электрическим каналом связи между наземной аппаратурой и скважинным прибором.

Партия (отряд), проводящая геофизические исследования в скважинах, должна иметь полный комплект оборудования, не­обходимого для выполнения работ. Все оборудование и аппара­туру станции размещают в кузовах специальных автомашин. Для обслуживания скважин небольшой глубины (до 1500 м) аппаратуру монтируют в кузове одной автомашины, для изу­чения разрезов глубоких скважин — в кузовах двух автомашин. При этом в одном кузове, который установлен на шасси авто­машины повышенной проходимости и называемой самоходным подъемником, монтируется лебедка с кабелем и размещается комплект скважинных приборов. Вся наземная измерительная аппаратура монтируется в кузове, установленном на шасси ав­томашины-вездехода, и называется автоматической лаборато­рией.

Для обслуживания скважин, которые бурятся на морском шельфе или в труднодоступных районах, лебедку с кабелем устанавливают непосредственно на скважине. Измерительную аппаратуру (лабораторию) изготовляют в виде отдельных бло­ков и к месту производства доставляют в контейнерах.

Виды основных автоматических лабораторий (станций), вы­пускаемых промышленностью, и их краткие характеристики приведены в табл. 4.

Таблица 4. Характеристика лабораторий автоматических каротажных станций

Наименование	Канал связи со скважинным прибором	Предельная глубина ис­следований. км	Система регистрации	Исполнение
ЛКС7-02 — лаборатория автоматической каротажной станции	Одно-, трех - или семи­жильный бронированный кабель	7	Аналоговая осциллографическая четырехканальная	В кузове на шасси автомобиля ГАЗ -66
ЛКЦ-10 — лаборатория цифровой каротажной стан­ции	Одно-, трех - и семижиль­ный кабель	10	Аналоговая осциллографическая восьмиканальная и цифровая на перфоленте шестиканальная	В кузове на шасси автомобиля
ЛКЦ-10М — лаборатория цифровой каротажной морской станции	Одно-, трех - и семижиль­ный кабель	—	Аналоговая осциллографическая восьмиканальная и цифровая на перфоленте шестиканальная	Отдельными блоками; транспортируется в контейнерах
АКС-П-65 — аппаратура переносной каротажной станции	Трехжильный кабель	3	Аналоговая осциллографическая трехканальная	Разборная в виде отдельных легко транспортируемых блоков
СК-Р — автоматическая каротажная станция рудная	Трехжильный кабель	0,75	Аналоговая осциллографическая трехканальная на двух лентах	В кузове на шасси автомобиля ГАЗ-66 совместно лебедкой

§ 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Современные лаборатории автоматических станций обеспечива­ют регистрацию всех геофизических параметров, измеряемых в скважине. Схему работы лабораторий рассмотрим на приме­ре измерения кажущегося сопротивления ρк и потенциалов соб­ственной поляризации ΔUСП.

Принципиальная схема измерения ρк и ΔUСП на трехжиль­ном кабеле. В принципиальной электрической схеме измерения можно выделить три основные электрические цепи (рис. 65): цепь питания токовых электродов А, В; канал для регистрации кажущегося сопротивления; канал для регистрации потенциа­лов собственной поляризации.

Цепь питания включает источник тока Г, переменное сопро­тивление R1, назначение которого — регулировать силу тока, пи­тающего электроды А, В, миллиамперметр тА для контроля за постоянством питающего тока, эталонное сопротивление Rэт, по которому устанавливается ток, необходимый для питания элек­тродов, две жилы кабеля.

Для регистрации кажущегося сопротивления в скважине со­здают переменное поле частотой 6—8 Гц. Переменное поле не­обходимо для исключения влияния на измеряемую величину кажущегося сопротивления поля потенциалов собственной по­ляризации и влияния электродных потенциалов, которые по своей природе имеют постоянный знак. Выбор низких частот определяется необходимостью исключения помех, возникающих от потребителей и источников тока промышленной частоты (50 Гц), и уменьшения влияния индуктивных наводок в кана­ле связи.

Кажущееся сопротивление определяется по формуле

.

В процессе проведения замера коэффициент зонда К и ток I, питающий электроды, остаются постоянными, поэтому для реги­страции ρк достаточно измерить ΔUСП.

По жиле кабеля от электрода М на поверхность поступают полезные сигналы двух видов. Один из них, ΔUКС — знакопере­менный и характеризует кажущееся сопротивление горных по­род, второй ΔUСП — постоянный и определяет поле потенциа­лов собственной поляризации.

Переменная разность потенциалов ΔUКС с помощью конден­сатора С отфильтровывается от постоянной разности потенциа­лов ΔUСП и поступает в первый измерительный канал (ка­нал КС). В геофизической измерительной аппаратуре приме­няются регистрирующие приборы для постоянного тока. Поэто­му переменная разность потенциалов ΔUКС, прежде чем посту­пить на регистрирующий прибор РП, выпрямляется выпрямите­лем В.

Постоянная разность потенциалов собственной поляризации ΔUСП с электродом М и N2 подается во второй измерительный канал (канал СП). Дроссель Др, установленный на входе ка­нала, пропускает преимущественно постоянную составляющую ΔUСП, так как является большим сопротивлением для перемен­ного сигнала ΔUКС. В канал включен градуированный компен­сатор поляризации ГКП, с помощью которого на регистрирую­щий прибор можно подать заданные значения разности потен­циалов. Это позволяет компенсировать электродные потенциа­лы и сдвигать регистрируемую кривую.

Пределы измерения в каналах КС и СП изменяют с по­мощью сопротивлений R2 и R3.

Принципиальные схемы измерения, ΔUКС и ΔUСП на одно­жильном кабеле. Измерения в скважинах, в том числе электри­ческими методами, можно также проводить на одножильном бронированном кабеле. Но для этого требуются устройства, позволяющие уплотнять канал связи, т. е. по одной жиле кабе­ля питать токовые электроды и передавать на поверхность по­лезные сигналы — разность потенциалов ΔUКС, снимаемую с из­мерительных электродов. Реализуется это следующим образом.

Питание токовых электродов зонда осуществляется от элек­тронного генератора Г, который подает в скважинный прибор и далее на электрод А переменный ток частотой 300 Гц (рис. 66). Линией связи является центральная жила кабеля ЦЖК и его бронированная оплетка ОК.

Возникающая переменная разность потенциалов с измери­тельных электродов М, N поступает в скважинный прибор, где она усиливается усилителем У, выпрямляется выпрямителем В и передается на поверхность к регистрирующему прибору РП по той же центральной жиле кабеля.

Разделение переменного тока питания скважинного прибо­ра и постоянного сигнала информации происходит с помощью фильтров наземной аппаратуры С1 и Др1 и скважинного при­бора С2 и Др2. Питается электронная схема скважинного при­бора со вторичной обмотки трансформатора Tp 1, первичная об­мотка которого включена в цепь ЦЖК.

Схема скважинного прибора обеспечивает возможность про­ведения измерений кажущегося сопротивления зондами различ­ной длины. Зонд необходимого размера устанавливается с по­мощью переключателя, расположенного в скважинном приборе. Платы переключателя П1-1, П1-2, П1-3 подключены к электро­дам соответствующего зонда. Для сохранения постоянного ре­жима работы усилительно-выпрямительной схемы сигнал, по­ступающий от измерительных электродов М, N на вход усили­теля У, имеет определенный коэффициент ослабления, пропор­циональный коэффициентам подключенных зондов. Коэффи­циент ослабления устанавливается переключателем П1-4 с по­мощью автотрансформатора Тр2 одновременно с включением того или иного зонда.

Переключатель П2 и трансформатор Тр3 обеспечивают уста­новку необходимого масштаба регистрации кривых кажущего­ся сопротивления. Емкость С 3 служит для защиты канала КС от помех постоянного тока. Управление переключателем сква­жинного прибора осуществляется с поверхности системой ком­мутации.

В последние годы для проведения измерений на одножиль­ном кабеле широко применяют аппаратуру, в которой для фор­мирования полезного сигнала и передачи информации на по­верхность используют принцип частотно-амплитудной модуля­ции с частотным разделением сигнала. Это позволяет уплотнить канал связи и за один спуск записать сразу три кривые ка­жущегося сопротивления зондами различной длины. Блок-схе­ма аппаратуры типа КСП приведена на рис. 67.

Питание электронной схемы скважинного прибора и электро­да А осуществляется с поверхности генератором Г переменного тока частотой 300 Гц. Ток питания в скважинный прибор подается по центральной жиле кабеля ЦЖК, обратной линией служит оплетка кабеля ОК. Электрод А является общим токо­вым электродом для комплекта зондов БЭЗ, резистивиметра; он же служит измерительным электродом при регистрации потен­циалов собственной поляризации.

Измеряемые сигналы с электродов M1N1; M2N2; M3N3 посту­пают на входные трансформаторы Tp1, Тр2, Тр3. Амплитуда каждого сигнала пропорциональна коэффициенту зонда. Ток питания поддерживается постоянным, а коэффициенты транс­формации пропорциональны коэффициентам зондов, поэтому сигналы на выходах трансформаторов зависят только от вели­чины кажущегося сопротивления. В зависимости от сопротивле­ния горных пород в исследуемом разрезе предусмотрена воз­можность изменения пределов измерения. Изменение преде­лов осуществляется изменени­ем числа витков вторичных обмоток трансформаторов Тр1 — Тр3.

С выходов трансформато­ров Тр1—Тр3 сигналы через многопозиционный переключа­тель В поступают на входы ча­стотных модуляторов ЧМ 1, 2, 3. Частотные модуляторы предназначены для преобразования амплитуды измеряемых сигна­лов в частоту генерации моду­лятора. Такое преобразование сигналов позволяет передавать их на поверхность с минималь­ными погрешностями, так как изменения в канале связи мо­гут повлиять на амплитуду пе­редаваемого сигнала, не влияя на частоту.

При отсутствии входных сигналов генераторы модули­руют (несущие частоты) в пер­вом канале 7,8 кГц, во втором 14 кГц, в третьем 25,7 кГц.

Сигналы с выходов моду­ляторов суммируются, усиливаются усилителем мощности СУ и через конденсатор С (см. рис. 67) по кабелю передаются на поверхность. Конденсатор защищает усилитель от питающего напряжения частоты 300 Гц. Заградительная индуктивность предотвращает шунтирование высокочастотных сигналов, по­ступающих от модуляторов, цепью питающего электрода А.

Рис. 67. Блок-схема аппаратуры ти­па КСП

Сигнал ΔUСП, снимаемый с электродов А и N, через сопро­тивление R, первичную обмотку трансформатора Тр4 по кабе­лю вместе с высокочастотными сигналами КС поступает на вход наземной аппаратуры. В наземной панели сигнал ΔUСП через Др2 подается непосредственно на вход регистратора. Дроссель Др1 предохраняет измерительную схему от питаю­щего тока.

Высокочастотные сигналы через фильтр верхних частот ФВЧ с частотой среза около 5 кГц поступают на полосовые фильтры, которые пропускают только полосу частоты своего канала. В результате высокочастотные сигналы расфильтровываются по соответствующим измерительным каналам. После полосных фильтров ПФ сигнал в каждом канале поступает на частотный детектор ЧД. В результате работы частотных детекторов ин­формация о величине кажущегося сопротивления, представляющая собой частотно-модулированный сигнал, преобразуется в переменный сигнал частоты 300 Гц, амплитуда которого пропор­циональна величине измеряемого сигнала КС.

Выделенное переменное напряжение выпрямляется фазочувствительным выпрямителем ФВ и подается на регистратор, где записывается на диаграмму. Режим работы фазочувствительного выпрямителя регулируется усилителями У.

Современные станции типа АКЦ7-02 предназначены для проведения полного комплекса геофизических исследований как на одножильном, так и на многожильном кабеле. В измеритель­ной схеме лаборатории имеются три идентичных канала для регистрации переменных разностей потенциалов и один канал для измерения постоянных разностей потенциалов. Это обес­печивает одновременную регистрацию трех кривых кажущегося сопротивления и кривую ΔUСП.

При работе на многожильном кабеле токовая цепь питается синусоидальным током частотой 6—8 Гц, получаемым электрон­ным генератором и усиленным электромашинным усилителем. На электроды А и В подается стабилизированный ток силой 0,5—1,5 А. При работе на одножильном кабеле для питания электродов АВ в лаборатории установлен ламповый генератор, который вырабатывает переменный ток частотой 300 Гц. Ток регулируется в пределах от нуля до 1,5 А при нагрузке 2000м.

Лаборатория автоматической станции с одновременной реги­страцией информации в аналоговой и цифровой формах типа АКЦ-10 для записи конкретных видов исследований имеет от­дельные измерительные пульты, подключенные к общему пуль­ту коммутации и обеспечивающие комплексирование измерений.