СО 05
00 LQ
Издание официальное
ГОСТ 14169—93
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
СИСТЕМЫ НАЗЕМНОГО КОНТРОЛЯ
ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
И МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
МинскПредисловие
РАЗРАБОТАН Техническим комитетом по стандартизации ТК 306 «Измерение и управление в промышленных процессах»
ВНЕСЕН Госстандартом России
ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации 15 марта 1994 г.
За принятие проголосовали:
|
Наименование государства |
1 Наименование национального органа стандартизации |
|
Республика Азербайджан Республика Казахстан Российская Федерация Республика Туркменистан Республика Узбекистан Украина |
Азгосстандарт Госстандарт Республики Казахстан Госстандарт России Главгосинспекция Туркменистана Узгосстандарт Госстандарт Украины |
Постановлением Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 29.03.95 № 172 межгосударственный стандарт ГОСТ 14169—93 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 1996 г.
4 ВЗАМЕН ГОСТ 14169—79
© Издательство стандартов, 1995
Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания на территории Российской Федерации без разрешения Госстандарта Росси
иМЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
СИСТЕМЫ НАЗЕМНОГО КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Общие технические требования и методы испытаний
Systems of ground-control monitoring of
boring process of oil and gas drill-holes.
General technical requirements and test methods
Дата введения 1996—01—01
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Настоящий стандарт распространяется на системы и комплексы наземного контроля процесса вращательного бурения (далее— системы), применяемые для комплектации буровых установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения нефтяных и газовых скважин на суше по ГОСТ 16293.
Стандарт не распространяется на системы, применяемые на установках морского бурения, а также на специальные системы, предназначенные либо для проведения исследований и обработки информации при бурении, либо для работы на уникальных буровых— с особыми целями, условиями или способами бурения.
Требования 5.1; 5.5; 5.7; 5.8 и разделов 6; 7; 8 настоящего стандарта являются обязательными; другие требования настоящего стандарта являются рекомендуемыми.
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.2.007.0—75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.086—83 (СТ СЭВ 4776—84, СТ СЭВ 6886—89) ССБТ. Гидроприводы объемные и системы смазочные. Общие требования безопасности к монтажу, испытаниям и эксплуатации
ГОСТ 26.010—80 Средства измерений и автоматизации. Сигналы частотные электрические непрерывные входные и выходные
Издание официальноеГОСТ 26.011—80 Средства измерений И автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные
ГОСТ 26.013—81 Средства измерений и автоматизации. Сигналы электрические с дискретным изменением параметров входные и выходные
ГОСТ 26.014—81 Средства измерений и автоматизации. Сигна-* лы электрические кодированные входные и выходные
ГОСТ 12997—84 Изделия ГСП. Общие технические условия
ГОСТ 14254—80 (СТ СЭВ 778—77, МЭК 529—76, МЭК 529—76 (2—83)) Изделия электротехнические. Оболочки. Степени защиты. Обозначения. Методы испытаний
ГОСТ 16293—89 (СТ СЭВ 2446—88) Установки буровые комплексные для эксплуатационного и глубокого бурения. Основные параметры
ГОСТ 22782.0—81 (СТ СЭВ 3141—81) Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 23222—88 (СТ СЭВ 6123—87) Характеристики точности выполнения предписанной функции средств автоматизации. Требования к нормированию. Общие методы контроля
ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем стандарте применяют следующие термины:
Система (комплекс) наземного контроля процесса бурения нефтяных и газовых скважин — набор функционально связанных первичных преобразователей, функциональных блоков и устройств отображения информации, осуществляющих совместный контроль основных параметров процесса бурения.
Нагрузка на крюк — усилие, создаваемое колонной бурильных или обсадных труб на основной или боковые рога крюка.
Буровой инструмент — породоразрушающий инструмент, углубляющий ствол скважины.
Подача бурового инструмента — перемещение верхнего Конца бурильной колонны, проведенное во время воздействия буровым .инструментом на забой скважины в пределах хода квадратной штанги.
КЛАССИФИКАЦИЯ
В зависимости от класса буровых установок по ГОСТ 16293 и диапазона условных глубин бурения системы должны быть изготовлены следующих типов: .1 —от 1250 до 2000 м (классы 1; 2; 3);
2 — от 1600 до 3200 м (классы 4 и 5);
3 —от 2500 до 6500і м (классы 6; 7; 8);
4 — от 5000 до 16000 м (классы, 9; 10; 11; 12).
ГЗ зависимости от сложности геолого-технических условии бурения системы должны быть изготовлены двух видов:
Б — система с базовым набором измерительных средств (для простых условий);
Р — система с расширенным набором измерительных средств (для сложных условий).
5 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
5.1 Основные параметры, контролируемые системой, и верхние пределы их измерений приведены в таблице 1.
Таблица !■
|
Контрол и руем ы й параметр |
Верхний предел измерений в зависимости от типа системы |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 Нагрузка на крюк, кН (тс) |
.800 (80) 1000 (ЮО) 1250 (125) |
1600 (160) 2000 (200) |
2500 (250) 3500 (350) 4000 (400) |
5000 (500) 6500 (650) 8000 (800) 10000 (1000) |
|
2 Давление нагнетания бурового раствора, МПа (кгс/см2) |
25 (250) |
25 (250) 40 (400) |
25 (250) 40 (400) |
25 (250) 40 (400) 60 (600) |
|
3 Расход бурового раствора в нагнетательной линии, м3/с (л/с) |
0.06 (60) о,1 (100) |
Ю,06 (60) 0,1 (100) |
0,06 (60) 0,1 (ЮО) 0,15 (150) |
0,06 (60) 0.1 (ЮО) . 0,15 (150) |
|
4 Частота вращения ротора, об/мин |
300 |
300 |
300 |
300 |
Продолжение таблицы 1
|
Контролируемый параметр |
Верхний предел измерений в зависимости от типа системы |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||
|
|
|||||
|
5 Крутящий момент на роторе, кНм (тс-м) |
30 (3) 60 ■ (6) |
30 (3) 60 (6) 80 (8) |
30 (3) 60 (6) 80 (8) |
60 (6) 80 (8) 120 (12) 180 (18) |
|
|
6 Положение талевого блока относительно стола ротора, м |
40 |
40 |
|
40 50 |
40 50 |
|
7 Подача бурового инструмента, м |
|
См. примечание 3 |
|
||
|
8 Уровень раствора в приемных емкостях, м |
1,6 |
1,6 |
1,6 2,5 |
1,6 2,5 |
|
|
9 Плотность выходящего из скважины бурового раствора, кге/м3 (г/см3) |
2600 (2,6) |
2600 (2,6) |
2600 (2,6) |
2600 (2,6) |
|
|
10 Температура выходящего из скважины бурового раствора, °С |
100 |
100 |
100 150 |
100 150 |
|
|
11 Расход выходящего из скважины бурового раствора, м3/с (л/с) |
0,06 (60) 0.1 (100) 100 |
0,06 (60) 0,1 (ЮО) юо |
|
0,06 (60) 0,1 (ЮО) 1 100 |
0,06 (60) 0,1 (100) 100 |
|
Примечания |
|
|
|
|
|
|
|||||
Окончание таблицы 1
Нормированный предел измерений указанного параметра при наличии специального прибора должен быть приведен в нормативном документе на этот прибор
Подачу бурового инструмента определяют в пределах хода квадратной штанги как разность сигналов, соответствующих положениям талевого блока от момента начала долбления (начала создания нагрузки на долото — касания долотом забоя) до момента окончания долбления (после снятия нагрузки с долота).
Нормированный предел измерения подачи при наличии специального прибора должен быть указан в нормативном документе па этот прибор. Рекомендуется устанавливать предел измерений 20 м
В системах исполнения Б в зависимости от типа системы контроля-' руют следующие параметры:
для типа 1—параметры 1—3;
для типа 2 — параметры 1—7;
для типов 3 и 4 — параметры 1 —11
При условии обеспечения верхнего предела измерений допускается устанавливать дополнительные поддиапазоны измерений для любого контролируемого параметра
Нижний предел измерения плотности — 800 кг/м3 (0,8 г/ом3)
При разработке и постановке па производство конкретных систем допускается выбор по требованию потребителя любых рекомендованных в таблице 1 пределов измерения параметров, а также допускается по согласованию с потребителем применение верхних пределов (диапазонов) измерений с округленными значениями, кратными 5-10п или 10-10”, где л=1 ... 2
Система должна иметь как автономное (модульное), так и неавтономное построение каналов измерений.
Для систем с базовым набором средств обязательны регистрация и сигнализация значения контролируемого параметра. Число измерительных, каналов, производящих регистрацию и сигнализацию, и порядковые номера контролируемых при этом параметров в соответствии с таблицей 1 должны соответствовать приведенным в таблице 2 и быть установлены в нормативных документах на конкретные системы.
Шкалы приборов на выходе каналов измерений должны быть градуированы в единицах контролируемого технологического параметра.
В случае, если контролируемый технологический параметр и фактически измеряемая физическая величина не совпадают, а соответствие между ними определяется элементами и состоянием бурового оборудования, и при этом всякое изменение контролируемого параметра вызывает изменение измеряемой физической величины, канал контроля является каналом косвенного измерения данного контролируемого параметра и для него иорми-
Таблица 2
|
Тип системы |
Число измерительных каналов (порядковые номера контролируемых параметров), производящих |
|
|
регистрацию, не менее |
сигнализацию, не менее |
|
|
1 2 3 4 |
1 (1) 3 (1, 2, 7) 6 (1, 2, 3, 4, 5, 7) 1(1 (1—11) |
1 (О 2 (1, 2, 5, 6) 3 (1, 2, 5, 6) 4 (1. 2, 5, 6) |
руют погрешности по отношению к измеряемой физической величине (см. приложение А).
Пределы допускаемых основных приведенных погрешностей по г:ы.'.одному информационному сигналу, показывающему прибору, по регистратору и устройству сигнализации не должны превышать указанных в таблице 3.
Таблица 3
|
Контролируемый параметр |
Предел допускаемой основной приведенной 1 погрешности, % |
|||
|
по выходному информационному сигналу |
по показывающему прибору |
по регистратору |
по устройству сигнализации |
|
|
1 Нагрузка на крюк |
±1,0 |
±1Г,5 |
±2,0 |
±2,5 |
|
2 Давление нагнетания бурового раствора |
±1,0 |
,±1,5 |
±2,0 |
±2,5 |
|
3 Расход бурового раствора в нагнетательной линии |
±1,5 |
±2,0 |
±2,5 |
— |
|
4 Частота вращения ротора |
±'1,0 |
±1,5 |
±2,0 |
— |
|
5 Крутящий момент па роторе |
±4,0 |
±4,0 |
±5,0 |
±5,0 |
|
6 Положение талевого блока относительно стола ротора |
±1,0 |
±1,5 |
±2,0 |
±2,5 |
|
7 Подача бурового инструмента |
±1,0 |
—— |
±2,5 |
.— |
|
8 Уровень раствора в приемных емкостях |
± 1,5 |
±2,0 |
±2,5 |
±2,5 |
|
9 Плотность выходящего из скважины бурового раствора |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±1.5 |
