СКАЧАТЬ:  otchet-2.zip [297,57 Kb] (cкачиваний: 29)

 

 

ОТЧЕТ

по преддипломной практике

по теме: «Проектирование высокоточного манометра-термометра»

 

 

 

Содержание

Введение…………………………………………………………………………..	3
Основная часть……………………………………………………………………	4
1. Технология проведения ГДИС…………………………………………...	4
2. Последовательность гидродинамических исследований и сбор данных..…………………………………………………………………………	6 9
3. Преобразователь давления и температуры кварцевый ПДТК-Р-МС…….
4. Испытания датчиков……………………………………………………….	10
Заключение………………………………………………………………………..	26
Список использованной литературы…………………………………………….	27

 

Введение

Гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин (ГДИС) занимают особое место в общем комплексе проблем управления разработки нефтяных месторождений на основе интегрированного, междисциплинарного подхода с использованием современных научно-технических достижений.

При проведении геофизических работ осуществляется множество операций, одной из главных является спуск глубинного прибора для измерения или регистрации данных.

Важное место в гидродинамических исследованиях скважин занимает измерение уровня, давления и температуры.

О развитии методов исследования нефтяных и газовых скважин, которые в настоящее время формируются в самостоятельную научную и учебную дисциплину, свидетельствуют серьезные достижения как в теории ГДИС (подземная гидромеханика, физика нефтяного и газового пласта, математическое моделирование, применение компьютерных технологий), так и в технике и технологии ГДИС (современные высокоточные электронные глубинные манометры и комплексы, различные конфигурации специального оборудования).

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

 

 

 

 

 

1. Технология проведения ГДИС.

Подготовка к проведению ГДИС состоит из нескольких этапов:

1. Формулируется цель и задачи ГДИС. Какие результаты, какую информацию о пласте (МПФС), для решения каких практических задач ожидают получить в итоге проведения ГДИС (параметры пласта, скважин, МПФС и т.д.).

2. Решается - на основе анализа теоретических основ ГДИС, -какой вид ГДИС (КВД КПД, гидропрослушивание и т.д.) теоретически позволяет определить-оценить интересующую информацию о пласте (параметрах пласта).

3. Оценивается требуемые точность и продолжительность регистрации изменений давлений во времени с помощью глубинных манометров или комплексов в процессе проведения ГДИС, другая исходная информация (геологическая, геофизическая, PVT), необходимая для обработки и интерпретации фактических данных ГДИС.

4. Разрабатывается технология ГДИС, т.е. как, каким образом проводить ГДИС. Какова требуемая последовательность во времени и каковы условия проведения различных операций ГДИС (установка глубинных приборов, открытие-закрытие скважины и т.д.).

5. Проводится выбор скважин и их оборудования, исходя из необходимости минимизировать побочные факторы (процессы в стволе скважины, изменения режимов работы соседних скважин и др.), влияющие на проводимые ГДИС.

6. Проводится выбор необходимых глубинных приборов и комплексов для регистрации Рд = Рд(1), q = const, температуры и других параметров с требуемой точностью.

7. Составляется программа (календарный план) ГДИС конкретной скважины с указанием и описанием конкретных мероприятий (подготовительных, специальных, связанных с оборудованием, и др.), сроков выполнения и непосредственно ответственных за выполнение с указанием, в частности, за какой тип глубинных приборов (манометров и комплексов), их тарировки, место установки в стволе (на забое скважины) и время начала и конца регистрации давления, несется ответственность.

8. В программе (плане) указываются требования к режимам работы соседних скважин в процессе ГДИС, вопросам соблюдения правил техники безопасности и охраны окружающей среды и недр.

Идеальный вид ГДИС должен проводиться в невозмущенном пласте, предусматривать контроль-регист­рацию показаний с помощью высокоточного глубинного манометра изменения забойного давления и с выводом по­казаний на устье, в масштабе реального времени, после пус­ка или закрытия скважины на забое, с помощью забойных отсекателей и устройств.

Выбор конкретного вида ГДИС зависит от множест­ва взаимосвязанных факторов двух составляющих - пласта и ствола скважины. Факторы, характеризующие исследуемый пласт, касаются сведений о параметрах пласта (k, m, ц, h, на­личия пропластков и др.) и о работе скважины до проведения планируемого ГДИС (время пуска и остановок скважины, изменение дебитов и давлений во времени, сведения о близ-расположенных скважинах). Факторы, характеризующие за­бой скважины, поверхности фильтрации скважины и ее гид­родинамического несовершенства (полное или частичное вскрытие толщины пласта, наличие фильтра - интервал и тип перфорации, искусственных или естественные трещины с возможной вертикальной или горизонтальной ориентацией, оценка их протяженности, кальмотаж и т.д.).

 

 

 

Последовательность гидродинамических исследований и сбор данных.

Технология ГДИС на неустановившихся режимах (имеется в виду технология получения КПД-КВД) должна предусматривать выполнение программы ГДИС, основная часть которой включает:

1) подбор скважины, информацию о ее оборудовании и со­стоянии пласта в исследуемом районе до проведения ГДИС;

2) своевременный спуск и установку на забое скважины глубинных манометров и комплексов до начала ГДИС;

3) точное и полное измерение (регистрацию) изменения за­бойных давлений во время ГДИС - снятие КПД-КВД, а также дебитов;

4) контроль-измерение дебитов скважины до и во время проведения ГДИС и состава продукции (% воды, мех-примесей и др.);

5) контроль и регистрацию во времени параметров работы соседних близлежащих скважин - режим их работы не должен меняться непосредственно до и во время прове­дения ГДИС;

6) внимательное и ответственное ведение документации с регистрацией во времени событий и фактов, относящихся к проводимому ГДИС.

В зависимости от целей и задач ГДИС выбор сква­жины может быть достаточно свободным (например, когда цель ГДИС это оценка типа пласта-коллектора, трещинова­тый он или гранулярный сцементированный - сведения, не­обходимые для оценки МПФС) либо в определенном фик­сированном районе залежи (например, целью ГДИС является оценка расстояния и положения границ выклинивания пласта, оценка остаточных невыработанных запасов тупи­ковых зон для последующего бурения дополнительных бо­ковых стволов из старых скважин). При свободном подборе скважины желателен выбор скважины с максимально удоб­ными условиями ее исследования (спуск без осложнений глубинных приборов, закрытие на забое, измерение дебитов и давлений), а значит, интерпретации данных (безводная скважина, с забойными давлениями выше давления насы­щения, монолитный пласт без пропластков).

Информация об оборудовании скважины включает в себя оборудование ствола скважины (диаметры обсадной колонны и лифтовых насосно-компрессорных труб), нали­чие пакера и элементов оборудования, препятствующих спуску глубинного манометра до глубины середины интер­вала перфорации, где рекомендуется измерять изменение забойного давления - КВД-КПД в процессе ГДИС. Харак­теристика продуктивного интервала содержит сведения -вскрытая толщина, открытый ствол или с фильтром какого типа; сведения о технологических жидкостях и процессах при вскрытии пласта, глушении скважин и геолого-технических мероприятиях, которые проводились в сква­жине (ГРП, СКО, торпедирование, вибровоздействие и др.).

Скважина должна быть подготовлена для предвари­тельного спуска глубинных приборов на забой скважины с тем, чтобы проверить их работоспособность и снять «фон» изменения забойного давления в течение нескольких дней до начала проведения исследования. ГДИС начинают про­водить только с момента, когда в пласте и скважине наблю­дается установившееся состояние, которое характеризуется практически установившимся дебитом скважины (q« Чустан ^м const), одновременно забойное давление также является установившимся (Р^ w P~ const) . Практически

установившееся состояние процесса фильтрации означает неизменность Рс и q при снятии «фона» во времени с помо­щью конкретных приборов. Чем выше чувствительность и разрешающая способность приборов, тем точнее практиче­ски измеренное давление соответствует истинному (устано­вившемуся).

Установившееся состояние наблюдается в длитель­но простаивающей закрытой скважине с неизменным, ста­тическим забойным давлением, которое считают равным пластовому давлению Р_{с стат}=Р_пл, одновременно q = 0 = const.

Точность и длительность измерений КПД и КВД и q(t) зависят от технических характеристик применяемых приборов и комплексов. Они должны обеспечивать не толь­ко точность, но и требуемую планируемую продолжитель­ность замеров и регистрацию давлений и дебитов. При сня­тии КПД и КВД желательным является измерение измене­ний забойных дебитов (притоков-оттоков после закрытия скважины) с помощью глубинных дебитомеров-расходомеров, а также контроль момента прекращения за­бойного притока. При снятии КПД контроль условия q = const при отсутствии глубинных измерений осуществ­ляется периодическими замерами дебита на поверхности. При этом контролируется состав добываемых флюидов (нефти, газа, воды, мех. примесей), отбираются пробы и оп­ределяются состав, плотность, вязкость и сжимаемость со­ставляющих компонентов дебита в пластовых условиях и условиях ствола скважины для последующих расчетов со­става и распределения фаз в стволе скважины по глубине.

Точное и продолжительное снятие КВД-КПД явля­ется залогом правильной обработки и последующей интер­претации данных ГДИС. Особенно точно, с небольшими интервалами времени между замеряемыми точками, следует регистрировать самые начальные участки КВД-КПД, где проявляется влияние ствола скважины. Предварительные оценочные расчеты дают ориентировочные значения скоро­сти изменения давления. При отсутствии таких ориентиро­вочных данных рекомендуется на I, самом начальном, уча­стке КПД-КВД измерять и регистрировать изменение дав­ления через каждые 15 с в течение первых нескольких ми­нут, затем через каждые 10-15 мин до тех пор, пока ВСС существенно не исчезнет.

Технология ГДИС должна предусматривать также измерение (регистрацию) во времени буферных и затрубных давлений на устье скважины (обычно с помощью пока­зывающих манометров «вручную») с периодичностью до 1-4 часов в целях контроля и более часто, если с помощью этих замеров хотят рассчитывать послеэксплуатационный приток и обрабатывать данные ГДИС по методам с учетом притока. Измерение дебитов (объемных расходов) скважин осуществляется с помощью глубинных и поверхностных расходомеров.

ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

КВАРЦЕВЫЙПДТК-Р-МС

Преобразователь давления и температуры кварцевый ПДТК-P-МС обеспечивает прецизионное измерение давления агрессивных сред с возможностью компенсации температурной погрешности в интервале рабочих температур. В качестве разделителя установлен сильфон или мембрана из нержавеющей стали. Высокие характеристики этих преобразователей достигаются путем использования прецизионных кварцевых резонаторов-сенсоров, частота которых изменяется при соответствующем изменении воздействующего на них давления.

Выходной сигнал канала термочувствительного резонатора-сенсора обеспечивает возможность компенсировать температурную погрешность измерения давления и достигать высокой точности в широком диапазоне рабочих температур.

Относится к геофизическому и барометрическому оборудованию.

Может использоваться в оборудовании для диагностики давления в скважине.

Высокая точность измерения давления (±0.06%ВПИ).

Корпус изготовлен из нержавеющей стали и дюрали.

 

 

 

ИСПЫТАНИЯ ДАТЧИКОВ.

Для проведения всесторонних исследований был изготовлен опытный экземпляр скважинного прибора с установленным в нём кварцевым преобразователем давления ПДТК-80,0-МС-22 под с/н 38 и датой выпуска 16.12.05 производства «СКТБ ЭлПА», г.Углич. Общая компоновка прибора представлена на рис.1.

Для исключения механических повреждений чувствительный сильфон кварцевого преобразователя давления расположен в полости корпуса скважинного прибора - так называемой измерительной камере. Вдобавок, измерительная камера отделена от внешней среды фильтром с размером ячеек 0.1 мм – этим предотвращается загрязнение сильфона песком и другим наносным материалом. Измерительная камера имеет объём около 20 мл и заполняется силиконовым маслом ПМС-5. Масло не даёт проникать внутрь измерительной камеры скважинному флюиду, который, будучи даже отфильтрованным, представляет определённую опасность для сильфона кварцевого преобразователя. Например, через фильтр при высокой температуре могут легко пройти молекулы тяжёлых углеводородов (битумов, парафинов и т.п.), которые, оседая на сильфоне и охлаждаясь (после извлечения прибора из скважины), могут уменьшить подвижность складок сильфона. Однако некоторое количество (около 2 мл) скважинного флюида всё же проникает в измерительную камеру, что обусловлено довольно сильной сжимаемостью силиконового масла. После окончания эксплуатации опытного экземпляра скважинного прибора в реальных условиях на севере Тюменской области мы планируем разобрать прибор и посмотреть насколько загрязнился сильфон кварцевого преобразователя давления.

Ещё одна функция фильтра – удерживать масло от выливания из измерительной камеры во время транспортировки прибора на скважину, и он прекрасно с этим справляется. Капиллярный эффект в отверстиях фильтра удерживает масло в любом положении скважинного прибора.

Силиконовое масло и фильтр подлежат замене по мере загрязнения.

Перед установкой в корпус скважинного прибора кварцевый преобразователь давления был подвергнут некоторой модификации. Были удалены оригинальные платы кварцевых генераторов – из корпуса преобразователя остались торчать только провода, идущие к кварцевому резонатору давления. Провода от кварцевого резонатора давления были нарощены и подведены к нашей плате, туда же были подведены провода и от резонатора температуры.

Для обеспечения температурных испытаний и одновременно испытаний высоким давлением скважинный прибор погружался в подогреваемую ванну с водой, температура которой могла изменяться от 20 до 100 °С. При этом давление от грузопоршневого манометра подводилось к измерительной камере скважинного прибора через тонкостенную металлическую трубку и специальный штуцер.

Первым делом необходимо было откалибровать измерительный канал скважинного прибора, то есть сделать так, чтобы показания давления, получаемые по линии связи с прибора, соответствовали физическим единицам (Па) во всём диапазоне рабочих температур. Для этого была снята барочастотная характеристика кварцевого преобразователя при нескольких температурах (рис.2).

На графиках приведены средние температуры за цикл измерения, реально нестабильность температур была около 0.1 °С при 22 °С и 1.5 °С при 94 °С. Как видим, графики БЧХ в таком масштабе выглядят практически линейными и позволяют только оценить абсолютное значение частоты генерации при различных давлениях и температурах. Для оценки нелинейностей БЧХ были построены графики отклонений точек БЧХ от некоей воображаемой прямой (рис.3).

 

Рис.1

 

Надо отметить, что при каждой температуре давление прикладывалось в последовательности 0, 50, 200, 400, 600, 500, 300, 100, 0 кгс/см². У такого подхода (по сравнению с последовательным увеличением давления) есть два преимущества. Во-первых, он позволяет оценить возврат нуля, и, во-вторых, при появлении разницы между БЧХ на увеличение и на спад давления калибровочная характеристика пройдёт посередине этой разницы, так как количество точек на увеличение и на спад давления одинаково. Следствием этого является такой необычный вид линий, соединяющих точки, по которым проводилась калибровка.

 

Исходя из анализа кривых рис.3 было решено использовать для компенсации нелинейности по давлению полином 3-ей степени. Для компенсации нелинейности по температуре было также решено использовать полином 3-ей степени, отчасти вынужденно, так как мы имели возможность снять только четыре точки по температуре. Однако использование третьих степеней калибровочных полиномов оправдывается не только результатами наших экспериментов, но и данными «СКТБ ЭлПА» и данными зарубежных производителей кварцевых преобразователей давления. Здесь стоит сказать несколько слов о том, почему мы отказались от калибровочных данных, предоставляемых «СКТБ ЭлПА». Прежде всего, это произошло из-за того, что мы заменили оригинальную угличскую плату кварцевых генераторов своей собственной. Это привело к изменению частот сигналов давления и температуры. Во-вторых, из-за особенностей программного обеспечения микроконтроллера, установленного на нашей плате, мы не могли просто взять коэффициенты «СКТБ ЭлПА» и забить их в качестве настроек – потребовался бы нетривиальный пересчёт коэффициентов – фактически подбор их заново, так как программа микроконтроллера измеряет период сигналов, а не их частоту. Давление в программе микроконтроллера вычисляется по формуле:

Р_к= A+ P· (B+ P· (C+ P·D )),

где Р – счёт частоты давления, смещённый и преобразованный во float (счёт – количество периодов опорной частоты на некоторое количество периодов частоты сигнала генератора давления или температуры). Параметры A, B, C, D зависят от температуры следующим образом:

A = A0 + T· (A1 + T· (A2 + T·A3 ) )

B = B0 + T· (B1 + T· (B2 + T·B3 ) )

C = C0 + T· (C1 + T· (C2 + T·C3 ) )

D = D0 + T· (D1 + T· (D2 + T·D3 ) ),

где Т – счёт частоты температуры, смещённый и преобразованный во float. Коэффициенты A0…A3, B0…B3, C0…C3, D0…D3 задаются при калибровке.

Подбор калибровочных коэффициентов мы проводили в MATLAB7.1. Результаты калибровки приведены в табл. 1. Не привожу здесь сами значения коэффициентов полинома, упомяну лишь, что все вычисления в программе микроконтроллера производятся в формате float (единичная точность, 23 бита мантиссы).

 

Табл.1

ТЕМПЕРАТУРА, С	ДАВЛЕНИЕ, КГС/СМ2	ДАВЛЕНИЕ КАЛИБРОВАННОЕ, Па	ОШИБКА КАЛИБРОВАННОГО ДАВЛЕНИЯ, КГС/СМ2	ТЕМПЕРАТУРА КАЛИБРОВАННАЯ, *0,001 С	ОШИБКА КАЛИБРОВАННОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ, С
22.60	1.033	107129	0.059	22615	0.015
22.60	51.033	4994558	-0.103	22606	0.006
22.60	201.033	19727488	0.131	22619	0.019
22.70	401.033	39321776	-0.062	22678	-0.022
22.70	601.033	58943392	0.022	22730	0.030
22.70	501.033	49131876	-0.027	22732	0.032
22.65	301.033	29527594	0.065	22701	0.051
22.65	101.033	9894526	-0.137	22609	-0.041
22.70	1.033	106803	0.056	22556	-0.144
48.45	1.033	107710	0.065	47755	-0.695
48.05	51.033	4981023	-0.241	47924	-0.126
47.95	201.033	19720622	0.061	47935	-0.015
47.85	401.033	39325384	-0.026	47935	0.085
47.75	601.033	58942220	0.010	47943	0.193
47.75	501.033	49132956	-0.016	47939	0.189
47.65	301.033	29520552	-0.007	47900	0.250
47.60	101.033	9915390	0.076	47787	0.187
47.35	1.033	106929	0.057	47509	0.159
73.70	1.033	106467	0.053	72755	-0.945
73.05	51.033	5008200	0.036	72745	-0.305
72.75	201.033	19746646	0.327	72674	-0.076
72.70	401.033	39334004	0.062	72607	-0.093
72.45	601.033	58943128	0.020	72532	0.082
72.25	501.033	49130340	-0.043	72420	0.170
72.10	301.033	29509052	-0.124	72298	0.198
71.80	101.033	9877927	-0.306	72045	0.245
71.15	1.033	104080	0.028	71383	0.233
96.85	1.033	102475	0.012	95422	-1.428
95.55	51.033	5003935	-0.007	95189	-0.361
95.10	201.033	19726786	0.124	95013	-0.087
94.70	401.033	39354368	0.270	94770	0.070
94.35	601.033	58943540	0.024	94561	0.211
93.90	501.033	49121464	-0.133	94280	0.380
93.40	301.033	29492112	-0.297	93996	0.596
93.05	101.033	9907080	-0.009	93547	0.497
91.70	1.033	99298	-0.020	92141	0.441

 

Первые два столбца таблицы 1 – входные данные калибровки, третий столбец – рассчитанные показания скважинного прибора, четвёртый – расхождение показаний скважинного прибора и исходных данных по давлению для удобства переведённое в кгс/см². Пятый столбец – показания температуры, выдаваемые скважинным прибором в тысячных долях градуса – домножение на 0.001 производится уже в наземной аппаратуре связи. Шестой столбец - расхождение показаний скважинного прибора и исходных данных по температуре. Величина 1,033 кгс/см² – атмосферное давление.

Как видно, результаты калибровки не слишком впечатляющи. На рис.4 выведена ошибка калиброванного давления. При температурах около 22 и 48 °С ошибка максимум 0.25 кгс/см² (0.042 % от ВПИ) и носит случайный характер при изменении давления, а вот при температурах около 72 и 94 °С прослеживаются явные закономерности в поведении ошибки из-за того, что появилась разница между кривыми увеличения и сброса давления +0.05 % от ВПИ. А калибровочный полином, как и предполагалось, прошёл посередине между наибольшим и наименьшим отклонением, но откуда взялась эта разница между кривыми увеличения и сброса давления. Мы списываем всё на нестабильность температуры – при средней температуре 94.29 °С её среднеквадратическое отклонение составило 1.51 °С. К сожалению, большей стабильности в ванне с водой получить не удалось. Вообще, по ходу работ с кварцевым датчиком давления возникла идея создать на нашем предприятии компьютеризированный настроечный комплекс по температуре и давлению. Посмотрим, что из этого получится.

Однако даже те результаты, которые мы получили, нас и заказчика скважинного кварцевого манометра устроили. В табл.2 приведены параметры опытного экземпляра скважинного прибора.

Табл.2

Наименование параметра	Значение
Диапазон измеряемых давлений	0…60 МПа
Разрешающая способность	0.000055 МПа
Абсолютная погрешность	±0.06 МПа
Постоянная времени	6 с
Долговременная стабильность	0.06 МПа/год
Габаритные размеры:
Наружный диаметр	(38±0.5) мм
Длина с защитным колпаком	(670±5) мм
Базовая длина	510 мм
Масса, не более	5 кг
Ток питания, не более	30 мА
Время установления рабочего режима, не более	5 мин
Время непрерывной работы при Т=125 оС, не менее	720 ч
Средний срок службы прибора до списания, не менее	3 лет
Условия эксплуатации:
Окружающая среда	вода, нефть, газ
Диапазон температур окружающей среды	от 0 до +125 оС
Максимальное гидростатическое давление	60 МПа
Скорость спуска и подъема, не более	5000 м/ч

 

 

Второй этап, после того, как была завершена калибровка скважинного прибора заключался в проведении серии тестов, чтобы подтвердить заявленные в табл.1 характеристики.

На рис.5 приведена запись медленного спуска/подъёма по скважине, заполненной водой, для проверки разрешающей способности канала давления. Заявленное разрешение, которое обеспечивается программой микроконтроллера – 55 Па. По расчётам, чтобы получить ступеньку изменения давления, равную 55 Па необходимо было перемещать скважинный прибор по скважине со скоростью 6 м/ч, учитывая время 3 секунды накопления программой счёта давления. Однако эта скорость недостижима на обычных лебёдках. Минимум, что мы смогли получить это 12 м/ч, следовательно, ступенька на графике зависимости давления от глубины погружения должна быть около 100 Па.

Глядя на график рис.5, все наши предположения подтверждаются. Однако есть неожиданности – заметно влияние установленного фильтра. Хотя это влияние порядка 1000 Па – несущественная величина, и ей можно пренебречь.

Следующий тест, который был проведён – проверка реакции измерительных кварцевых каналов давления и температуры на ступенчатое изменение температуры.

Реакция канала давления на рис.6. – восстановление показаний давления происходит приблизительно через 10 минут. Что касается канала «Температура кварца», то он также получился с очень большой постоянной времени - 15 минут. Это следствие того, что кварцевый резонатор температуры расположен глубоко в корпусе скважинного прибора и далеко от резонатора давления, впрочем нас такие времена вполне устраивают. Температура PLT– термометр с малой постоянной времени.

Следующее испытание (рис.7)– резкий сброс давления (сброс давления производился в момент времени 0). Проверялась инерционность кварцевого преобразователя давления. Думаю, здесь пояснений не требуется – всё нормально.

Рис.3

 

 

Ну и напоследок – тест развлекательного характера. Скважинный прибор опускался в скважину, заполненную водой, на глубину 10 м и оставлялся там висеть неподвижно. Затем в скважину сверху доливалась вода (рис.8). Это был ещё один косвенный тест на разрешающую способность. Кстати, на рис.8 в стационарном режиме, когда вода не доливалась, виден шум размером 55 Па (около 0.003 Гц по частоте)– это чисто вычислительный шум, дёргание младшего разряда результата вычисления полинома. Такое поведение сигнала говорит о том, что у нас есть ещё резервы на повышение разрешающей способности по давлению – стабильность частоты кварцевых генераторов выше разрешающей способности, которую предоставляет программа микроконтроллера.

 

Испытания на определение инерции преобразователей давления и температуры кварцевых ПДТК-40,0-МС-23 и ПДТК-40,0-МС-30 при воздействии смены температуры, при постоянном давлении.

Преобразователи погружались в термостат с водой.

Испытания на определение инерции преобразователей давления и температуры кварцевых ПДТК-40,0-МС-23 и ПДТК-40,0-МС-30 при воздействии смены температуры, при постоянном давлении.

Преобразователи погружались в термостат с маслом ПМС-10.