ГОСТ Р 53375-2016. Национальный стандарт Российской Федерации. Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования

Технологические параметры ГТИ (для технологических параметров, измеряемых косвенным путем, приведены возможные варианты датчиков и их характеристики)

Диапазон измерений

Абсолютная погрешность, не более

Относительная погрешность <1>, %, не более

Постоянная времени, с, не более

Цена единицы наименьшего разряда <2>

1 Положение талевого блока, м <3>

0 - 50

0,01

-

-

0,01

датчик оборотов лебедки буровой установки, импульсы, кГц

0 - 1

-

+/- 0,01

-

1

2 Вес на крюке, т <4>

-

-

-

-

0,01

датчик натяжения мертвого конца талевого каната, кН

0 - 500

-

+/- 2,5

1

0,01

3 Давление бурового раствора, МПа

0 - 25;

0 - 40;

0 - 60;

0 - 100

-

+/- 0,5

1

0,1

4 Число ходов насоса в единицу времени, ход/мин

0 - 200

+/- 1

-

-

1

5 Расход бурового раствора на входе, дм³/с

0 - 60

-

+/- 5,00

5,0

0,5

6 Расход бурового раствора на выходе <5>, дм³/с

0 - 60

-

+/- 5,00

5,0

0,5

7 Уровень бурового раствора, м

0 - 2,5;

0 - 6,0

+/- 0,01

-

5,0

0,01

8 Скорость вращения ротора, об/мин

0 - 350

+/- 1

-

-

1

9 Крутящий момент на роторе, кН·м <6>

0 - 60

-

+/- 5,00

1

1

датчик натяжения цепи привода ротора, кН (нагрузка, создаваемая цепью на ролик датчика)

0 - 100

-

+/- 5,00

1

1

датчик тока в цепи питания ротора, А

0 - 500

-

+/- 5,00

1

1

датчик реактивного момента стола ротора, кН

0 - 50;

0 - 100

-

+/- 5,00

1

1

10 Плотность бурового раствора на входе и выходе, г/см³

0,8 - 2,5

+/- 0,01

-

10,0

0,01

11 Температура бурового раствора, °C

0 - 100

+/- 1

-

5,0

0,1

12 Удельная электрическая проводимость бурового раствора, См/м <7>

0 - 25

-

+/- 5,00

5,0

0,01

13 Объемное газосодержание бурового раствора, % <8>

0 - 20

-

+/- 5,00

30,0

0,1

<1> Максимальная погрешность в процентах от верхнего предела измерения.

<2> Для цифровых измерительных приборов.

<3> Определение положения талевого блока, как правило, осуществляется путем регистрации направления и скорости вращения барабана лебедки буровой установки. Таким образом, диапазон и метрологические характеристики в единицах измеряемого параметра могут быть определены только для системы датчик - буровая лебедка. В связи с этим в настоящей таблице приведены требования к техническим характеристикам датчика, обеспечивающие выполнение требований к регистрации параметра при установке на большинство буровых установок.

<4> Определение веса на крюке буровой установки, как правило, осуществляется путем регистрации натяжения мертвого конца талевого каната. Соответствие натяжения мертвого конца талевого каната нагрузке на крюке определяется конструкцией талевой системы, погрешность измерения веса на крюке зависит от многих факторов, включая трение в талевой системе, и может быть определена только экспериментально на буровой. В связи с этим в настоящей таблице приведены требования к техническим характеристикам датчика, обеспечивающие выполнение требований к регистрации параметра при установке на большинство буровых установок.

<5> Допускается применение индикатора расхода на выходе, устанавливаемого на выходном желобе буровой установки. В этом случае погрешность измерения не регламентируется. В случае желобной системы закрытого типа необходимо использовать индикаторы специальной конструкции, которые при установке в проделанные для них технологические окна сохраняют ее герметичность.

<6> Определение момента на роторе буровой установки можно проводить различными косвенными способами: по нагрузке, создаваемой цепью привода ротора на натяжительный ролик, по току питания электропривода буровой установки, по реактивному моменту стола ротора и другими. В настоящей таблице приведены требования к техническим характеристикам основных видов применяемых датчиков, обеспечивающие выполнение требований к регистрации параметра при установке на большинство буровых установок.

<7> Нормирование характеристик датчика в величинах удельной электрической проводимости (УЭП) является предпочтительным по сравнению с удельным электрическим сопротивлением, так как УЭП прямо пропорциональна минерализации.

<8> Допускается применение индикатора объемного газосодержания бурового раствора. В этом случае погрешность измерения не регламентируется. Датчики или индикаторы объемного газосодержания должны устанавливаться до вибросит буровой установки и по возможности до контакта бурового раствора с атмосферой.