МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

ГОСТ

33213—

2014

(ISO 10414-1: 2008)

КОНТРОЛЬ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Растворы на водной основе

(ISO 10414-1:2008, MOD)

Издание официальное

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1    ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «БУРИНТЕХ» на основе русской версии стандарта, указанного в пункте 5

2    ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3    ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 22 декабря 2014 г. № 73-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004—97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Азербайджан	AZ	Азстандарт
Армения	AM	Минэкономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Россия	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт
Узбекистан	UZ	Узстандарт

4    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 5 июня 2015 г. № 571-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33213-2014 (ISO 10414-1:2008) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 апреля 2016 г.

5    Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ISO 10414-1:2008 Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids — Part 1: Water-bases fluids (Нефтяная и газовая промышленность. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Часть 1. Буровые растворы на водной основе). При этом дополнительные слова (фразы, показатели, ссылки), включенные в текст стандарта для учета потребностей национальных экономик стран СНГ и/или особенностей национальной стандартизации, выделены полужирным курсивом. Приложения ДА и ДБ дополняют текст стандарта с учетом особенностей стандартизации стран СНГ.

Международный стандарт разработан ISO/ТС 67/SC 3.

Степень соответствия — модифицированная (MOD)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Следует регулярно выполнять калибровку прибора с использованием пресной воды. Пресная вода должна давать показание 1,00 г/мл (г/см³) или 1000 кг/м³ (8,33 фунт/галлон или 62,3 фунт/фут³) при 21 °С (70 °F). Если это не так, отрегулировать установочный винт или количество свинцовой дроби в гильзе на конце градуированного рычага, если это необходимо.

4.2.2 Термометр с диапазоном измерения от 0 °С до 105 °С (от 32 °F до 220 °F).

4.3 Порядок выполнения работ

4.3.1    Основание прибора следует разместить на гладкой ровной поверхности.

4.3.2    Измерить и внести в отчет температуру бурового раствора.

4.3.3    Заполнить чистый сухой стакан буровым раствором, который необходимо проанализировать; закрыть стакан с буровым раствором крышкой и повернуть крышку до ее плотной посадки. Проверить, выходит ли часть раствора через отверстие в крышке, чтобы удалить захваченный воздух или газ (информацию об удалении воздуха или газа см. в приложении D).

4.3.4    Плотно прижать крышку к стакану с буровым раствором (при закрытом отверстии на крышке), вымыть или протереть наружную поверхность стакана, чтобы он был чистой и сухой.

4.3.5    Установить рычаг на опору основания и уравновесить его перемещением подвижного груза по градуированной шкале. Равновесие устанавливается, когда пузырек уровня находится на центральной отметке.

4.3.6    Снять показания плотности бурового раствора со стороны стрелки на подвижном грузе по одной из четырех градуированных шкал. Показания плотности могут считываться непосредственно в единицах г/мл (г/см³), фунт/галлон и фунт/фут³ или в качестве градиента бурового раствора в фунт/дюйм²/1000 футов.

4.4 Расчет

4.4.1    Внести в отчет плотность бурового раствора с точностью до 0,01 г/мл (г/см³) или 10 кг/м³, (0,1 фунт/галлон или 0,5 фунта/фут³).

4.4.2    Для преобразования показания плотности, р, выраженного в г/мл (г/см³), в другие единицы измерения, использовать формулы (1) — (3):

рА = р ■ 1000, кг/м3,	(1)
где рА — плотность, кг/м3;
рВ1 = р ■ 8,33, фунт/галлон,	(2)
где рВ1 — плотность, фунт/галлон;
рВ2 = р ■ 62,3, фунт/фут3,	(3)
где рВ2 — плотность, фунт/фут3.
В таблице 2 приведены коэффициенты для преобразования значений из одних единиц измерения в другие. Формулы (4) — (7) используются для преобразования плотности в градиент бурового раствора, rDFQ, Па/м (фунт/дюйм2 ■ фут):
Г dfg а = 9.81 ' г/мл; ГDFG,A= 22’6 ' ФунТ/ДЮЙМ2/фут;	(4) (5)
Г dfg В= 0,0520 ■ фунт/галлон;	(6)
Г dfg в= 0,00694 ■ фунт/фут3	(7)

где Г_DFq _А — градиент бурового раствора, Па/м;

Гdfg в — градиент бурового раствора в фунт/дюйм²/фут.

В таблице 1 приведен перечень преобразований значений плотности.

ГОСТ 33213-2014

Таблица 1 — Преобразование значений плотности

Граммы на куб. сантиметр 3 (г/см3) Килограммы на кубический метр (кг/м3) Фунты на галлон США (фунт/галлон США) Фунты на кубический фут (фунт/фут3) 0,70 700 5,8 43,6 0,80 800 6,7 49,8 0,90 900 7,5 56,1 1,00 1000 8,345 ь 62,3 1,10 1100 9,2 68,5 1,20 1200 10,0 74,7 1,30 1300 10,9 81,0 1,40 1400 11,7 87,2 1,50 1500 12,5 93,5 1,60 1600 13,4 99,7 1,70 1700 14,2 105,9 1,80 1800 15,0 112,1 1,90 1900 15,9 118,4 2,00 2000 16,7 124,6 2,10 2100 17,5 130,8 2,20 2200 18,4 137,1 2,30 2300 19,2 143,3 2,40 2400 20,0 149,5 2,50 2500 20,9 155,8 2,60 2600 21,7 162,0 2,70 2700 22,5 168,2 2,80 2800 23,4 174,4 2,90 2900 24,2 180,7 а — те же значения, что и относительная плотность. Ь — точный переводной коэффициент.

Таблица 2 — Преобразование единиц измерения плотности

Измерено в Умножить на .... чтобы получить г/см3 кг/м3 (фунт/гал) (фунт/фут3) г/см3 1 1 000 8,33 62,3 кг/м3 0,001 1 0,0083 16,026 (фунт/гал) 0,120 120 1 7,49 (фунт/фут3) 0,016 0 16,03 0,133 5 1

5 Альтернативный способ определения плотности бурового раствора

5.1    Принцип

Рычажные весы под избыточным давлением обеспечивают возможность более точного, по сравнению с обычными рычажными весами, определения плотности бурового раствора, содержащего захваченный воздух или газ. Рычажные весы под избыточным давлением аналогичны обычным рычажным весам и отличаются тем, что образец бурового раствора под давлением помещается в стакан для проб фиксированного объема.

Цель использования образца под давлением состоит в том, чтобы минимизировать влияние захваченного воздуха или газа на измерение плотности бурового раствора. При повышении давления в стакане для проб объем захваченного воздуха или газа уменьшается до размеров, которыми можно пренебречь, таким образом, обеспечивается измерение плотности бурового раствора в условиях, более близких к условиям в скважине.

5.2    Оборудование

5.2.1    Прибор для измерения плотности с точностью до 0,01 г/мл (г/см³) или 10 кг/м³ (0,1 фунт/ галлон или 0,5 фунт/фут³).

В качестве прибора для определения плотности бурового раствора под давлением обычно используются рычажные весы под избыточным давлением. Рычажные весы для определения плотности бурового раствора под давлением сконструированы так, что стакан для бурового раствора с закручивающейся крышкой на одном конце рычага уравновешивается зафиксированным на другом конце противовесом и перемещаемым по градуированной шкале рычага подвижным грузом. Для подтверждения точности горизонтального положения рычага на нем установлен пузырьковый уровень.

Следует регулярно выполнять калибровку прибора с использованием пресной воды. Пресная вода должна давать показание 1,0 г/мл (г/см³) или 1000 кг/м³ (8,33 фунт/галлон или 62,3 фунт/фут³) при 21 °С (70 °F). Если это не так, отрегулировать установочный винт или количество свинцовой дроби в гильзе на конце градуированного рычага, если это необходимо.

5.2.2    Термометр с диапазоном измерения от 0 °С до 105 °С (от 32 °F до 220 °F).

5.3 Порядок выполнения работ

5.3.1    Измерить и внести в отчет температуру бурового раствора.

5.3.2    Заполнить стакан для проб до уровня немного [примерно на 6,5 мм (0,25 дюйма)] ниже верхнего края стакана.

5.3.3    Закрыть стакан крышкой с обратным клапаном в нижнем (открытом) положении. Прижать крышку до соприкосновения наружной юбки крышки с верхним краем стакана. Избыточный раствор будет вытеснен через обратный клапан. После того как стакан накрыт крышкой, перевести клапан в закрытое положение, промыть стакан и резьбы водой и закрутить резьбовую крышку стакана.

5.3.4    Действие плунжера, повышающего давление, аналогично действию шприца. Для заполнения плунжера погрузить его конец в раствор с положением штока поршня полностью внутри. Заполнить цилиндр плунжера раствором, оттягивая шток поршня вверх. Этот объем следует слить, чтобы жидкость, оставшаяся после последней промывки плунжерного механизма, не разбавила пробу, и снова заполнить исследуемым раствором цилиндр плунжера.

5.3.5    Поместить носовую часть плунжера в посадочное кольцо клапана крышки. Повысить давление в стакане для проб, удерживая цилиндр плунжера с силой, обеспечивающей нижнее (открытое) положение обратного клапана, и одновременно перемещая шток поршня внутрь. К штоку поршня следует прикладывать усилие, равное приблизительно 225 Н (50 фунт-силы) или более высокое.

5.3.6    Обратный клапан на крышке приводится в действие давлением; когда внутри стакана повышается давление, обратный клапан переключается в закрытое положение. Чтобы закрыть обратный клапан, надо постепенно поднимать цилиндр плунжера, сохраняя давление на шток поршня. После закрытия клапана перед отсоединением плунжера убрать давление на шток поршня.

5.3.7    Проба раствора под давлением теперь готова для взвешивания. Промыть и насухо вытереть наружную поверхность стакана. Установить прибор на опорной призме. Переместить передвижную гирю вправо или влево, чтобы уравновесить рычаг. Рычаг уравновешен, когда пузырек уровня находится в центре между двумя черными метками. Снять показание плотности на одной из четырех градуированных шкал на стороне стрелки передвижной гири. Показание плотности может быть получено

ГОСТ 33213-2014

непосредственно в г/мл (г/см³), фунт/галлон и фунт/фут³ или как градиент бурового раствора в фунт/дюйм² ■ 1000 футов.

5.3.8    Чтобы сбросить давление внутри стакана для проб, снова подсоединить пустой плунжер и нажать цилиндром плунжера вниз.

5.3.9    Тщательно очистить стакан и промыть водой. Для более надежного функционирования в буровых растворах на водной основе клапан следует регулярно смазывать водостойкой смазкой.

5.4 Расчет

Внести в отчет значение плотности бурового раствора с точностью до 0,01 г/мл (г/см³) или 10 кг/м³ (0,1 фунт/галлон или 0,5 фунт/фут³).

Для преобразования использовать уравнения, приведенные в 4.4.2.

6 Вязкость и прочность геля

6.1    Принцип

Показатели вязкости и прочность геля связаны со свойствами текучести (реологией) буровых растворов. Для измерения вязкости и/или прочности геля буровых растворов используются следующие приборы:

a)    вискозиметр Марша — простейшее устройство для определения вязкости в повседневной практике;

b)    вискозиметр прямой индикации — механическое устройство для измерения вязкости при различных градиентах скорости сдвига.

Примечание Информацию о реологии буровых растворов см. в [3].

6.2    Определение условной вязкости с использованием вискозиметра Марша

6.2.1    Оборудование

6.2.1.1    Вискозиметр Марша, откалиброванный на вытекание 946 мл (1 кварта) пресной воды при температуре (21 ± 3) °С [(70 ± 5) °F] за (26 ± 0,5) с, с мерной кружкой в качестве накопительной емкости.

6.2.1.1.1    Конусообразная воронка длиной 305 мм (12 дюймов) диаметром 152 мм (6,0 дюймов) и емкостью до сетки 1500 мл (1,6 кварты).

6.2.1.1.2    Выходное отверстие (трубка) длиной 50,8 мм (2 дюйма) и внутренним диаметром 4,7 мм (0,188 дюйма = 3/16 дюйма).

6.2.1.1.3    Сетка с размером ячейки 1,6 мм (0,063 дюйма = 1/16 дюйма) (12 меш); закрепленная на 19 мм (0,75 дюйма = 1/16 дюйма) ниже верхнего края воронки.

6.2.1.2    Мерная кружка емкостью не менее 946 мл (1 кварта).

6.2.1.3    Секундомер.

6.2.1.4    Термометр с диапазоном измерений от 0 °С до 105 °С (от 32 °F до 220 °F).

6.2.2 Порядок выполнения работ

6.2.2.1    Закрыть выходное отверстие воронки пальцем и залить через сито свежую пробу бурового раствора в чистую вертикально расположенную воронку. Уровень раствора должен достигать нижней стороны сита.

6.2.2.2    Убрать палец и включить секундомер. Измерить время, в течение которого буровой раствор заполнит мерную кружку до отметки 946 мл (1 кварта).

6.2.2.3    Измерить температуру раствора в градусах по Цельсию (градусах по Фаренгейту).

6.2.2.4    Внести в отчет время (6.2.2.2) с точностью до секунды, как условную вязкость, измеренную с помощью вискозиметра Марша. Внести в отчет температуру раствора (6.2.2.3) с точностью до градуса по Цельсию (градуса по Фаренгейту).

6.3 Определение вязкости и/или прочности геля (статического напряжения сдвига)

с использованием вискозиметра прямой индикации

6.3.1    Оборудование

6.3.1.1    Вискозиметр прямой индикации

Вискозиметр такого типа представляет собой ротационный прибор с питанием от электродвигателя или ручного привода. Буровой раствор помещается в кольцевое пространство между двумя концентрическими цилиндрами. Наружный цилиндр, или ротор, вращается с постоянной скоростью. Вращение

9

ротора в растворе создает крутящий момент на внутреннем цилиндре, или бобе. Торсионная пружина ограничивает движение боба, и шкала, присоединенная к бобу, показывает его смещение. Постоянные прибора следует установить таким образом, чтобы получать значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига при скорости вращения ротора 300 об/мин и 600 об/мин.

Вискозиметр прямой индикации должен иметь следующие характеристики:

a)    ротор:

-    внутренний диаметр 36,83 мм (1,450 дюйма);

-    общая высота 87,0 мм (3,425 дюйма);

-    линия отметки (риска): на высоте 58,4 мм (2,30 дюйма) от нижнего края ротора, с двумя рядами отверстий диаметром 3,18 мм (0,125 дюйма) на расстоянии 120° (2,09 радиан) по окружности ротора непосредственно под линией отметки;

b)    боб закрытый, с плоским дном и конусообразным верхом:

-    диаметр 34,49 мм (1,358 дюйма);

-    высота цилиндра 38,0 мм (1,496 дюйма);

c)    постоянная торсионной пружины:

-    386 дин см/градус отклонения;

d)    скорость вращения ротора:

-    высокая скорость 600 об/мин;

-    низкая скорость 300 об/мин.

Примечание — Различные производители предлагают вискозиметры с разными скоростями ротора.

6.3.1.2    Секундомер.

6.3.1.3    Термометр с диапазоном измерений от 0 °С до 105 °С (от 32м °F до 220 °F).

6.3.1.4    Подходящий контейнер, например стакан, поставляемый с вискозиметром.

6.3.2 Порядок выполнения работ

6.3.2.1    Поместить пробу бурового раствора в контейнер и погрузить ротор точно до линии отметки. Измерения в промысловых условиях должны выполняться с минимальным промежутком времени относительно момента отбора пробы (в течение 5 мин, если возможно) и при температуре максимально приближенной к температуре бурового раствора в точке отбора проб, отличающейся от нее не более чем на 6 °С (10 °F). Место отбора проб следует указать в отчете.

ОПАСНО — Рекомендуемая максимальная рабочая температура составляет 90 °С (200 °F). При температуре испытаний выше этого значения следует использовать цельнометаллический или полый металлический боб с абсолютно сухой внутренней поверхностью. При погружении полого боба в горячий раствор, жидкость, попавшая внутрь, может испариться и привести к взрыву.

6.3.2.2    Внести в отчет температуру пробы раствора.

6.3.2.3    При вращении ротора со скоростью 600 об/мин подождать, пока показание шкалы вискозиметра достигнет постоянного значения (необходимое для этого время зависит от характеристик бурового раствора). Внести в отчет показание шкалы при 600 об/мин.

6.3.2.4    Снизить скорость ротора до 300 об/мин и подождать, пока показание шкалы вискозиметра достигнет постоянного значения. Внести в отчет показание шкалы при 300 об/мин.

6.3.2.5    Перемешать пробу бурового раствора при скорости 600 об/мин в течение 10 с. Остановить ротор.

6.3.2.6    Оставить пробу бурового раствора в покое на 10 с. Медленно и равномерно поворачивать ручной привод в соответствующем направлении для получения положительных показаний шкалы. Максимальное показание шкалы будет начальной прочностью геля (начальным статическим напряжением сдвига). Для приборов, имеющих скорость вращения 3 об/мин, максимальное показание шкалы, полученное после начала вращения со скоростью 3 об/мин, является начальной прочностью геля (начальным статическим напряжением сдвига). Внести в отчет значение начальной прочности геля (10-секундный гель) (начальное статическое напряжение сдвига) в фунтах на 100 фут².

Примечание — Чтобы перевести показание шкалы в паскали: 1 Па = 0,511 фунт/100 фут².

6.3.2.7    Перемешать пробу бурового раствора при скорости 600 об/мин в течение 10 с, остановить ротор и оставить буровой раствор в покое на 10 мин. Повторить измерения, как описано в 6.3.2.6, и внести в отчет максимальное показание шкалы как 10-минутный гель (статическое напряжение сдвига через 10 мин) в фунтах на 100 фут².

Примечание — Чтобы перевести показание шкалы в паскали: 1 Па = 0,511 фунт/100 фут².

ГОСТ 33213-2014

6.3.3 Расчет

Расчет пластической вязкости, г\_р, выраженной в миллипаскалях на секунду (сантипуазах), приведен в уравнении (8):

Чр ⁼ Reoo ^— *зоо >

где

R600— показания шкалы при 600 об/мин;

R₃₀₀— показания шкалы при 300 об/мин.

Примечание 1 — В промышленности пластическая вязкость обычно обозначается как PV. Примечание 2 — 1сП = 1 мПа-с.

Расчет динамического напряжения сдвига, У_РА, в паскалях приведен в уравнении (9):

У_РА= 0,48-(R₃₀₀ -/7_p).    (9)

При вычислении значений в единицах USC динамическое напряжение сдвига (фунт/100 фут²) вычисляется следующим образом:

*300 Чр

Примечание 3 — В промышленности динамическое напряжение сдвига, выраженное в фунт/100 фут², обычно обозначается как YP.

Расчет эффективной вязкости, ц_а, в миллипаскалях на секунду (сантипуазах) дан в уравнении (11)

(11)

Примечание 4 — В промышленности эффективная вязкость, выраженная в миллипаскалях насекунду

(сантипуазах), обычно обозначается как AV.

7 Объем фильтрата

7.1    Принцип

Количественное определение характеристик фильтрации и образования фильтрационной корки имеет основополагающее значение для контроля параметров и обработки бурового раствора, как и характеристики фильтрата, такие как содержание углеводородов, воды или эмульсии. Эти характеристики определяются типом и количеством твердых частиц в растворе, а также их физическим или химическим взаимодействием, которое, в свою очередь, зависит от температуры и давления. Поэтому испытания проводятся при низком давлении/низкой температуре и при высоком давлении/высокой температуре, и для каждого испытания необходимы различное оборудование и методики.

7.2    Определение параметров при низкой температуре/низком давлении

7.2.1    Оборудование

7.2.1.1    Фильтр-пресс, основной деталью которого является цилиндрическая фильтровальная ячейка для бурового раствора, с внутренним диаметром 76,2 мм (3 дюйма) и высотой не менее 64,0 мм (2,5 дюйма).

Данная ячейка изготовлена из материалов, стойких к высокощелочным растворам, и установлена таким образом, чтобы носитель давления мог быть легко подан вовнутрь и отведен через верх. Должна также обеспечиваться возможность размещения листа фильтровальной бумаги диаметром 90 мм (3,54 дюйма) на дне ячейки на соответствующей подставке. Площадь фильтрации составляет (45,8 ± 0,6) см² [(7,1 ± 0,1) дюйм²]. Ниже подставки находится дренажная трубка для выхода фильтрата в градуированный цилиндр. Герметичность обеспечивается уплотнительными прокладками, и весь комплект закрепляется на штативе. Давление может создаваться при помощи любой безопасной для раствора среды. Прессы оснащены регуляторами давления и могут быть оборудованы переносными

11

баллонами давления, малогабаритными баллонами давления или средствами для создания гидравлического давления. Для получения коррелируемых результатов должна использоваться фильтровальная бумага диаметром 90 мм одинаковой толщины (например, Whatman No. 50, S&S No. 576¹ или аналогичная).

Следует использовать фильтр-пресс низкой температуры/низкого давления с площадью фильтровальной поверхности от 45,2 см² до 46,4 см² (от 7,0 дюйм² до 7,2 дюйм²), соответствующей диаметру от 75,86 мм до 76,88 мм (от 2,987 дюйма до 3,026 дюйма). Уплотнительная прокладка фильтр-пресса является определяющим фактором площади фильтрации. Рекомендуется проверить используемую уплотнительную прокладку коническим калибром, на котором отмечены соответственно максимальный 76,86 мм (3,026 дюйма) и минимальный 75,86 мм (2,987 дюйма) диаметры. Уплотнительная прокладка, не соответствующая этому диапазону (больше или меньше отметок), должна быть отбракована.

Примечание — Результаты, полученные при использовании фильтр-пресса с другой площадью фильтрации, не будут совпадать с результатами, полученными при использовании фильтр-пресса стандартного размера.

7.2.1.2    Таймер с интервалом измерений не менее 30 мин.

7.2.1.3    Градуированный цилиндр объемом 10 мл (ТС) или 25 мл (ТС). (Мерный цилиндр по ГОСТ 1770-74 вместимостью 10 см³ или 25 см³).

7.2.2    Порядок выполнения работ

7.2.2.1    Убедиться, что каждая часть ячейки, особенно сетка, чистая и сухая и что уплотнительные прокладки не повреждены и не изношены. Налить пробу бурового раствора в ячейку, оставляя примерно от 1 см до 1,5 см (от 0,4 дюйма до 0,6 дюйма) до края (чтобы минимизировать загрязнение фильтрата С0₂) и закончить сборку прибора размещением фильтровальной бумаги.

7.22.2    Поместить сухой градуированный цилиндр под дренажную трубку для сбора фильтрата. Закрыть предохранительный клапан и установить регулятор на значение давления 690 кПа ± 35 кПа (100 фунт/дюйм² ± 5 фунт/дюйм²) не более чем за 30 с. Отсчет времени ведется от момента начала подачи давления.

7.2.2.3    Через 30 мин после начала испытания измерить объем собранного фильтрата. Отключить подачу давления через регулятор давления и осторожно открыть предохранительный клапан. Интервал времени, отличный от 30 мин, должен быть внесен в отчет.

7.2.2.4    Записать объем фильтрата в миллилитрах (см³) (с точностью до 0,1 мл) и исходную температуру бурового раствора в градусах Цельсия (градусах Фаренгейта). Сохранить фильтрат для химического анализа.

7.2.2.5    Снять ячейку со штатива, предварительно убедившись, что давление сброшено полностью. Аккуратно вынуть фильтровальную бумагу, с минимальным нарушением фильтрационной корки, разобрать ячейку и слить буровой раствор. Промыть фильтрационную корку на фильтровальной бумаге слабой струей воды.

7.2.2.6    Измерить и внести в отчет толщину фильтрационной корки с точностью до миллиметра (1/32 дюйма).

7.2.2.7    Хотя такие характеристики фильтрационной корки, как твердая, мягкая, жесткая, гибкая, эластичная, устойчивая и т. д., субъективны, они могут представлять важную информацию о качестве корки.

7.3 Испытание в условиях высокой температуры/высокого давления (НРНТ)

7.3.1    Оборудование

7.3.1.1    Фильтр-пресс НТ/НР, в составе которого: источник регулируемого давления (С0₂ или азот), регуляторы, ячейка для бурового раствора, выдерживающая рабочее давление от 4000 кПа до 8900 кПа (от 600 фунт/дюйм² до 1300 фунт/дюйм²), система для нагревания ячейки, емкость для сбора фильтрата, с поддержанием необходимого противодавления (см. таблицу 3), чтобы не допустить испарения или воспламенения фильтрата, и соответствующий штатив. Ячейка для бурового раствора имеет отверстие для термометра, маслостойкие уплотнительные прокладки, опору для среды фильтрации и клапан на трубке подачи фильтрата для контроля потока из ячейки. Может возникнуть необходимость регулярной замены уплотнительных прокладок.

ГОСТ 33213-2014

Примерами доступных средств обеспечения безопасности являются плавкие предохранители термокамеры и датчики давления фильтровальной ячейки. Имеются вспомогательные средства для разборки ячейки, если ожидается остаточное давление.

ОПАСНО — Обязательно строгое соблюдение рекомендаций производителей относительно объемов пробы, температуры и давления оборудования. Несоблюдение рекомендаций может привести к серьезным травмам.

ОПАСНО — Не допускается использование баллончиков с закисью азота в качестве источников давления для НТ/НР фильтрации. Под действием температуры и давления закись азота может сдетонировать в присутствии смазки, нефтяных или углеродистых материалов. Баллончики с закисью азота должны использоваться только для карбонатного анализа на газоанализаторе Гаррета.

7.3.1.2 Среда фильтрации⁴.

7.3.1.2.1    Фильтровальная бумага Whatman No. 50 или аналогичная, для температур до 190 °С (375 °F).

7.3.1.2.2    Пористый диск Dynalloy Х-5 или аналогичный для температур, превышающих 200 °С (400 °F). Для каждого испытания необходимо использовать новый диск.

7.3.1.3    Таймер с интервалом измерений не менее 30 мин.

7.3.1.4    Термометр с диапазоном измерений до 260 °С (500 °F).

7.3.1.5    Градуированный цилиндр объемом 10 мл (ТС) или 25 мл (ТС). (Мерный цилиндр по ГОСТ 1770-74 вместимостью 10 см⁵ или 25 см⁵)

7.3.1.6    Высокоскоростная мешалка.

7.3.2    Порядок выполнения работ для температур до 150 °С (300 °F)

7.3.2.1    Установить термометр в отверстии термокамеры и разогреть ее до температуры на 6 °С (10 °F) выше необходимой. Отрегулировать термостат на поддержание необходимой температуры.

7.3.2.2    Перемешивать пробу бурового раствора в высокоскоростной мешалке в течение 10 мин. Закрыть клапан ячейки для бурового раствора и перелить пробу бурового раствора в ячейку, оставляя примерно 1,5 см (0,6 дюйма) до края, чтобы оставить пространство для расширения. Разместить фильтровальную бумагу.

7.3.2.3    Завершить сборку фильтровальной ячейки, закрыть клапаны в верхней и нижней части и установить ее в термокамеру. Переместить термометр в гнездо фильтровальной ячейки.

7.3.2.4    Установить и закрепить емкость высокого давления для сбора фильтрата на нижнем клапане.

7.3.2.5    Подключить источник регулируемого давления к верхнему клапану и емкости для сбора фильтрата и закрепить эти соединения.

7.3.2.6    Удерживая оба клапана в закрытом положении отрегулировать давление на верхнем и нижнем регуляторах на уровне 690 кПа (100 фунт/дюйм⁶). Открыть верхний клапан, создавая давление на буровой раствор 690 кПа (100 фунт/дюйм⁶). Поддерживать такое давление в течение 1 ч. Если по истечении 1 ч необходимая температура ячейки бурового раствора не достигается, операцию следует прекратить и отремонтировать оборудование.

Примечание — Исследования API показывают, что оборудование, используемое для контроля фильтрации при высокой температуре, иногда не нагревает буровой раствор до заданной температуры. Для устранения данной проблемы можно модифицировать ячейку для бурового раствора добавлением внутренней жаростойкой оболочки и изоляции [7]. Точные измерения температуры бурового раствора во время нагревания могут быть обеспечены установлением термопары для прямого измерения температуры бурового раствора в ячейке.

7.3.2.7    Через 1 ч увеличить давление на верхнем регуляторе до 4140 кПа (600 фунт/дюйм⁶) и открыть нижний клапан, чтобы начать фильтрацию. Собирать фильтрат в течение 30 мин, поддерживая выбранную температуру в пределах ± 3 °С (± 5 °F). Если во время операции противодавление поднимется выше 690 кПа (100 фунт/дюйм⁶), осторожно снизить давление путем отвода части фильтрата. Внести в отчет общий объем собранного фильтрата, температуру, давление и время сбора.

7.3.2.8    Скорректировать объем фильтрата для получения объема фильтрата с фильтрующей поверхности площадью 45,8 см² (7,1 дюйм²). Например, если фильтрующая поверхность равна 22,6 см² (3,5 дюйм²), необходимо удвоить зарегистрированный объем фильтрата.

7.3.2.9    По окончании работы закрыть верхний и нижний клапаны ячейки для бурового раствора. Сбросить давление с помощью регуляторов.

ОПАСНО — Давление в ячейке для бурового раствора сохраняется на уровне 4140 кПа (600 фунт/дюйм²). Для предотвращения возможного несчастного случая, оставить ячейку в вертикальном положении и остудить до комнатной температуры, затем перед разборкой ячейки постепенно сбросить давление. Сложность снятия стопорных винтов ячейки может быть показателем остаточного давления в ячейке. Имеются ячейки с датчиками давления, которые могут обеспечить дополнительные меры безопасности. Имеются специальные устройства для разборки ячейки на случай, если предполагается остаточное давление.

7.3.2.10    Извлечь ячейку из термокамеры, предварительно убедившись, что нижний и верхний клапаны плотно закрыты и отключены регуляторы давления. Аккуратно, чтобы не повредить фильтровальную бумагу, установить ячейку вертикально, открыть клапан для сброса давления из ячейки и открыть ячейку. Слить буровой раствор и извлечь фильтрационную корку. Промыть фильтрационную корку на фильтровальной бумаге слабой струей воды.

7.3.2.11    Измерить и внести в отчет толщину фильтрационной корки с точностью до миллиметра (1/32 дюйма).

7.3.2.12    Хотя такие характеристики фильтрационной корки, как твердая, мягкая, жесткая, гибкая, эластичная, устойчивая и т. д., субъективны, они могут представлять важную информацию о качестве корки.

7.3.3 Порядок выполнения работ для температур выше 150 °С (300 °F)

7.3.3.1    Установить термометр в отверстие термокамеры и разогреть ее до температуры на 6 °С (10 °F) выше необходимой. Отрегулировать термостат на поддержание необходимой температуры.

7.3.3.2    Перемешивать пробу бурового раствора в высокоскоростной мешалке в течение 10 мин. Закрыть клапан ячейки для бурового раствора и перелить пробу бурового раствора в ячейку, оставляя примерно 4 см (1,5 дюйма) до края, чтобы оставить пространство для расширения. Разместить соответствующую среду фильтрации (см. 7.3.1.2).

ОПАСНО — Оборудование не всех изготовителей может быть использовано при температуре свыше 150 °С (300 °F). Использование оборудования с неподходящими характеристиками давления/температуры может привести к серьезным последствиям. Выполнение работ при высокой температуре/высоком давлении требует дополнительных мер предосторожности.

Все ячейки, работающие под давлением, следует оборудовать предохранительным клапаном с ручным управлением. Термокамеры следует оборудовать плавким предохранителем против перегрева и термостатическим выключением. Давление пара жидкой фазы бурового раствора является в возрастающей степени критическим конструктивным параметром по мере повышения испытательной температуры. Различные значения давления водяного пара при различных значениях температуры приведены в таблице 3.

7.3.3.3    Завершить сборку ячейки и при закрытых верхнем и нижнем клапанах поместить ее в термокамеру. Поместить термометр в отверстие ячейки для бурового раствора.

7.3.3.4    Установить и закрепить емкость высокого давления для сбора фильтрата на нижнем клапане.

7.3.3.5    Подключить источник регулируемого давления к верхнему клапану и емкости для сбора фильтрата и закрепить эти соединения.

7.3.3.6    При закрытых верхнем и нижнем клапанах, создать противодавление, рекомендуемое для заданной температуры для верхнего и нижнего клапанов (см. таблицу 3). Открыть верхний клапан, поддерживая постоянное давление бурового раствора во время нагревания. Поддерживать данное давление в течение 1 ч. Если по истечении 1 ч необходимая температура ячейки бурового раствора не достигается, операцию следует прекратить и отремонтировать оборудование.

Примечание — Исследования API показывают, что оборудование, используемое для контроля фильтрации при высокой температуре, иногда не нагревает буровой раствор до заданной температуры. Для устранения данной проблемы можно модифицировать ячейку для бурового раствора добавлением внутренней жаростойкой оболочки и изоляции [7]. Точные измерения температуры бурового раствора во время нагревания могут быть обеспечены установлением термопары для прямого измерения температуры бурового раствора в ячейке.

ГОСТ 33213-2014

7.3.3.7    Через 1 ч увеличить давление на верхнем регуляторе давления до значения, на 3450 кПа (500 фунт/дюйм²) превышающее противодавление, и открыть нижний клапан, чтобы начать фильтрацию. Собирать фильтрат в течение 30 мин, поддерживая заданную температуру в пределах ± 3 °С (± 5 °F) и соответствующее противодавление. Если во время операции противодавление начинает повышаться, его можно осторожно снизить путем отвода части фильтрата. Не следует нагревать пробу в фильтровальной ячейке в течение более 1 ч.

7.3.3.8    По окончании испытания закрыть верхний и нижний клапаны ячейки для бурового раствора и сбросить давление с помощью регуляторов. Подождать не менее 5 мин для охлаждения фильтрата, чтобы избежать его испарения. Затем осторожно слить фильтрат и внести в отчет общий объем собранного фильтрата. Внести в отчет также значения температуры, давления и времени.

ОПАСНО — Давление в фильтровальной ячейке может превышать 6500 кПа (950 фунт/ дюйм²). Для предотвращения возможного несчастного случая оставить ячейку в вертикальном положении и остудить до комнатной температуры, затем перед разборкой ячейки постепенно сбросить давление. Сложность снятия стопорных винтов ячейки может быть показателем остаточного давления в ячейке. Имеются ячейки с датчиками давления, которые могут обеспечить дополнительные меры безопасности. Имеются специальные устройства для разборки ячейки на случай, если предполагается остаточное давление.

7.3.3.9    По окончании работ закрыть верхний и нижний клапаны ячейки для бурового раствора. Сбросить давление с помощью регуляторов.

7.3.3.10    Скорректировать объем фильтрата для получения объема фильтрата с фильтрующей поверхности площадью 45,8 см² (7,1 дюйм²). Например, если фильтрующая поверхность равна 22,6 см² (3,5 дюйм²), необходимо удвоить зарегистрированный объем фильтрата.

7.3.3.11    Извлечь ячейку из термокамеры, предварительно убедившись, что нижний и верхний клапаны плотно закрыты и отключены регуляторы давления. Аккуратно, чтобы не повредить фильтровальную бумагу, установить ячейку вертикально, открыть клапан для сброса давления из ячейки и открыть ячейку. Слить буровой раствор и извлечь фильтрационную корку. Промыть фильтрационную корку на фильтровальной бумаге слабой струей воды.

7.3.3.12    Измерить и внести в отчет толщину фильтрационной корки с точностью до миллиметра (1/32 дюйма).

7.3.3.13    Хотя такие характеристики фильтрационной корки, как твердая, мягкая, жесткая, гибкая, эластичная, устойчивая и т. д., субъективны, они могут представлять важную информацию о качестве корки.

Таблица 3 — Рекомендуемое минимальное противодавление

Температура испытания Давление пара Минимальное противодавление °С °F кПа psi кПа psi 100 212 101 14,7 690 100 120 250 207 30 690 100 150 300 462 67 690 100 Предел «нормальных» полевых испытаний 175 350 932 135 1 104 160 200 400 1 704 247 1 898 275 230 450 2912 422 3 105 450

8 Содержание водной, углеводородной и твердой фаз

8.1 Принцип

Реторта обеспечивает отделение и измерение объемов водной, углеводородной и твердой фаз, содержащихся в пробе бурового раствора на водной основе. Известный объем цельной пробы бурового раствора нагревается в реторте для испарения жидких компонентов, которые затем конденсируются и собираются

ГОСТ 33213-2014

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

© Стандартинформ, 2015

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

в градуированном накопителе. Объемы жидкости определяются непосредственно по показаниям нефтяной и водной фазы в накопителе. Общий объем твердой фазы (во взвешенном и растворенном состоянии) вычисляется как разность (общий объем пробы минус объем жидкости). Для определения объема твердой фазы во взвешенном состоянии необходимы вычисления, так как растворенные твердые частицы будут оставаться в реторте. Можно также рассчитать соответствующие объемы твердой фазы малой плотности и утяжеляющего материала. Знание концентрации и состава твердой фазы является основополагающим фактором определения вязкости и контроля фильтрации буровых растворов на водной основе.

8.2 Оборудование

8.2.1    Реторта

Обычно используются реторты трех размеров (10 мл, 20 мл и 50 мл). Технические характеристики реторт приведены ниже.

8.2.1.1    Чашка для пробы, стандартный объем чашки 10 мл (см³) (точность ± 0,05 мл (см³)), 20 мл (см³) (точность ± 0,10 мл (см³)) или 50 мл (см³) (точность ± 0,25 мл (см³)).

Примечание — Производители такого оборудования предлагают также другие размеры чашек для проб.

8.2.1.2    Конденсатор, рассчитанный на охлаждение паров углеводородов и воды ниже температуры испарения до их выхода из конденсатора.

8.2.1.3    Нагревательный элемент, с мощностью, достаточной для нагревания пробы выше температуры испарения жидких компонентов бурового раствора в течение 15 мин без выпаривания твердых частиц.

8.2.1.4    Регулятор температуры (опция), обеспечивающий поддержание температуры реторты на уровне 500 °С ± 40 °С (930 °F ± 70 °F).

8.2.1.5    Накопитель жидкости (ТС), специально разработанный стеклянный цилиндр с закругленным дном для упрощения очистки и воронкообразным горлышком для сбора падающих капель, имеющий следующие характеристики:

Общий объем, мл:    10

Прецизионность (от 0 до 100 %), мл:    ±    0,05

Цена деления шкалы (от 0 до 100%), мл:    0,10

Калибровка: до содержания (ТС) при 20 °С (68 °F)

Шкала: миллилитры или объемное содержание (в процентах)

Материал: Прозрачный, нечувствительный к углеводородам, воде и растворам солей при температуре до 32 °С (90 °F).

Объем накопителя следует контролировать (верифицировать) гравиметрическими методами. Процедура и расчеты приведены в приложении Н для накопителей жидкости объемом 10 мл, 20 мл и 50 мл.

8.2.3    Тонковолокнистая стальная вата, обезжиренная

В данной ситуации не следует применять «жидкую стальную вату» или стальную вату с покрытием.

8.2.4    Высокотемпературная силиконовая консистентная смазка для использования в качестве уплотнителя и смазочного материала для резьбы.

8.2.5    Ерши для чистки трубок.

8.2.6    Лопатка для шпаклевки или шпатель, имеющие форму и размеры, соответствующие ретортной чашке для проб.

8.2.7    Воронка Марша.

8.2.8    Антипенная добавка.

8.2.9    Штопор.

8.3 Порядок выполнения работ

8.3.1 Убедиться, что ретортная чашка для проб, конденсатный канал и накопитель жидкости — чистые, сухие и остывшие после предыдущего испытания. Перед каждым испытанием внутренняя поверхность чашки для проб и крышки должна быть тщательно очищена лопаткой или шпателем. Периодически следует слегка полировать внутреннюю поверхность чашки для проб стальной ватой. Конденсатный канал также следует очищать ершом и просушивать перед каждым испытанием. Скопление отложений в конденсаторе может уменьшить конденсацию и привести к ошибочным результатам испытания.

Содержание

1    Область применения..................................................................1

2    Термины и определения...............................................................2

3    Обозначения и сокращения............................................................2

4    Плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора).............................5

5    Альтернативный способ определения плотности бурового раствора...........................8

6    Вязкость и прочность геля..............................................................9

7    Объем фильтрата...................................................................11

8    Содержание водной, углеводородной и твердой фаз.......................................15

9    Содержание песка...................................................................19

10    Адсорбция метиленового синего......................................................19

11    pH...............................................................................22

12    Щелочность и содержание извести....................................................24

13    Содержание хлорид-иона............................................................27

14    Общая жесткость в пересчете на кальций ..............................................28

Приложение А (справочное) Химический анализ буровых растворов

на водной основе.........................................................30

Приложение В (справочное) Измерение статического напряжения сдвига

с использованием широметра..............................................42

Приложение С (справочное) Удельное электрическое сопротивление..........................43

Приложение D (справочное) Удаление воздуха или газа перед испытаниями....................44

Приложение Е (справочное) Контрольное кольцо

для определения коррозии бурильной трубы..................................45

Приложение F (справочное) Методы отбора проб, контроля и отбраковки.......................48

Приложение G (справочное) Отбор проб на буровой площадке................................49

Приложение Н (справочное) Калибровка и верификация

лабораторной стеклянной посуды, термометров, вискозиметров, ретортных чашек и весов

для бурового раствора....................................................51

Приложение I (обязательное) Определение объема фильтрата бурового раствора на водной основе в условиях высокой температуры / высокого давления с использованием прибора для определения

с резьбовыми торцевыми крышками .........................................62

Приложение К (справочное) Форма отчета для буровых растворов

на водной основе.........................................................69

Приложение ДА (справочное) Определение условной вязкости

с использованием вискозиметра для бурового раствора........................70

Приложение ДБ (справочное) Определение коэффициента трения корки (КТК)..................71

Библиография........................................................................73

IV

ГОСТ 33213-2014

Введение

ISO 10414-1 был подготовлен Техническим комитетом ISO/TC 67 «Материалы, оборудование и морские конструкции для нефтяной и газовой промышленности», Подкомитетом SC 3 «Буровые растворы и растворы для закачивания скважин и тампонажные цементы».

Настоящее второе издание отменяет и заменяет первое издание (ISO 10414-1:2001), к которому были добавлены Приложения I, J и К и внесены другие незначительные изменения в структуру предложений, грамматику и проведено другое, нетехническое редактирование.

ISO 10414 состоит из следующих двух частей под общим названием «Нефтяная и газовая промышленность. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях»:

-    часть 1. Растворы на водной основе;

-    часть 2. Растворы на углеводородной основе.

Данная часть ISO 10414 разработана на основе API RP 13В-1, 3-е издание, декабрь 2003[2] и ISO 10414 (все части)[6].

Приложения с А по Н и К данной части ISO 10414 приведены только в информационных целях. Приложения I и J являются обязательными.

В данной части ISO 10414, там, где это практически целесообразно, для информации в скобках добавлены единицы системы мер и весов США (USC).

Настоящее издание модифицированного стандарта дополнено приложениями ДА и ДБ, описывающими измерение дополнительных параметров, не приведенных в ISO 10414, с помощью оборудования, производимого в Российской Федерации. В текст настоящего стандарта включены дополнительные слова (фразы, показатели, ссылки), выделенные полужирным курсивом, отражающие потребности национальных экономик стран СНГ, особенности изложения межгосударственных стандартов и приведенные для облегчения понимания требований настоящего стандарта. Если эти требования являются альтернативными, то они приведены в скобках.

V

ГОСТ 33213-2014 (ISO 10414-1:2008)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

КОНТРОЛЬ ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Растворы на водной основе

Field testing of drilling fluids. Water-based fluid

Дата введения — 2016—04—01

ОПАСНО — Как для любой другой лабораторной процедуры, связанной с использованием потенциально опасных химических веществ, предполагается, что пользователь обладает соответствующими знаниями и прошел подготовку по использованию и утилизации данных химических реагентов. Пользователь несет ответственность за соблюдение всех применимых местных, региональных и государственных требований по охране здоровья и безопасности персонала, а также ответственность за соблюдение требований к защите окружающей среды.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает стандартные процедуры для определения следующих параметров буровых растворов на водной основе:

a)    плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора);

b)    вязкость и прочность геля;

c)    объем фильтрата;

d)    содержание водной, углеводородной и твердой фаз;

e)    содержание песка;

f)    адсорбция метиленового синего;

9) PH;

h)    щелочность и содержание извести;

i)    содержание хлорид-иона;

j)    общая жесткость в пересчете на кальций.

Приложения А — К представляют дополнительные методы испытаний, которые могут быть использованы в следующих целях:

-    химический анализ для определения кальция, магния, сульфата кальция, сульфидов, карбонатов и калия;

-    определение прочности на сдвиг;

-    определение удельного электрического сопротивления;

-    удаление воздуха;

-    мониторинг коррозии бурильных труб;

-    отбор проб, контроль и отбраковка;

-    отбор проб на буровой площадке;

-    калибровка и верификация стеклянной измерительной посуды, термометров, вискозиметров, чашек ретортной установки и весов для бурового раствора;

-    испытание для определения закупоривающей способности при высокой температуре и высоком давлении для двух типов оборудования;

-    пример заполнения формы протокола анализа бурового раствора на водной основе.

Издание официальное

2    Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

2.1    ACS класс реактива (ACS reagent grade): Класс химического реагента в соответствии со стандартами чистоты Американского химического общества (ACS).

(Российский аналог класса чистоты реактива — химически чистый (хч).

2.2    дарси (darcy): Проницаемость пористой среды, в которой один дарси представляет поток однофазной жидкости вязкостью 1 сП, которая полностью заполняет пустоты пористой среды, текущей через пористую среду в условиях вязкого течения со скоростью 1 мл/(с см²) поперечного сечения под действием давления или эквивалентного градиента гидравлического давления 1 атм/см.

Примечание —1 сП = 1 мПа-с.

(Дарси — единица измерения проницаемости. Проницаемостью 1Д обладает пористая среда, в которой через поперечное сечение площадью 1 см² фильтруется однофазная вязкая жидкость с вязкостью 1 сП при градиенте давления 1 атм/см с расходом 1 см³/с.)

2.3    квартовать (quarter): Перемешивание и деление на четыре пробы для обеспечения однородности проб.

(Операция квартования заключается в следующем: объединенную пробу сыпучих реагентов после тщательного перемешивания располагают на чистой сухой клеенке, бумаге или пленке в виде квадрата и делят на четыре равновеликие части; две противоположные части объединяют в одну и перемешивают; операцию проводят до получения необходимой массы пробы.)

2.4    мгновенная водоотдача (spurt loss): Объем жидкости, проходящий через фильтрующую среду до образования фильтрационной корки.

2.5    отбор пробы с использованием пробоотборной трубки (щупа) (tube sampling): Метод отбора проб, заключающийся в отборе порошкообразной пробы из мешка или бестарного материала с помощью цилиндрического устройства, которое продавливается в отбираемый материал, закрывается и извлекается.

3    Обозначения и сокращения

3.1 Обозначения

В настоящем стандарте используются следующие обозначения:

А_а — площадь см²;

А_в — площадь дюйм²;

с_6Л_ концентрация утяжеляющего материала, кг/м³;

с_ь в — концентрация утяжеляющего материала, фунт/баррель;

с_{Ва а}_концентрация ионов кальция, мг/л;

^сса в — концентрация ионов кальция, часть на миллион по массе (USC); ^сСа+Мд а — концентрация ионов кальция и магния (общая жесткость), мг/л;

^Сса+Мд в — концентрация ионов кальция и магния (общая жесткость), часть на миллион (USC); ^cCaS04 а — концентрация сульфата кальция, мг/л;

^cCaS04 в — концентрация сульфата кальция, часть на миллион по массе (USC); ^ссо2+соз+нсоз а — концентрация суммы растворимых карбонатов, мг/л;

^ссо2+соз+нсоз в— концентрация суммы растворимых карбонатов, часть на миллион по массе (USC);

с_см — концентрация ионов хлора, мг/л;

с_с/в — концентрация ионов хлора, часть на миллион по массе (USC); ^cex-CaS04 а — концентрация избыточных, нерастворенных сульфатов кальция, мг/л; ^cex-CaS04 в — концентрация избыточного, нерастворенного сульфата кальция, часть на миллион по массе (USC);

ГОСТ 33213-2014

^cfKCi а — концентрация хлористого калия в фильтрате, мг/л;

^cfKCi в — концентрация хлористого калия в фильтрате, часть на миллион по массе (USC); ^ска — концентрация ионов калия, мг/л;

^скв — концентрация ионов калия, часть на миллион по массе (USC); ^скс1А — концентрация хлорида калия, мг/л;

^скав — концентрация хлорида калия, часть на миллион по массе (USC); ^с1дА — концентрация твердых частиц малой плотности, кг/м³; ^с1дв — концентрация твердых частиц малой плотности, фунт/баррель; ^сНте а — содержание извести в буровом растворе, кг/м³;

Сцте в — содержание извести в буровом растворе, фунт/баррель; ^cNaCi а — концентрация хлорида натрия, мг/л;

^cNaCi в — концентрация хлорида натрия, часть на миллион по массе (USC); c_SA — концентрация ионов сульфидов, мг/л;

^cs в — концентрация ионов сульфидов, часть на миллион по массе (USC); c_SSA — концентрация взвешенных твердых частиц, кг/м³; ^cssb — концентрация взвешенных твердых частиц, фунт/баррель; ^смвт — адсорбция метиленового синего;

c_th— поправка термометра, добавляемая к рабочему показанию термометра;

D — наружный диаметр;

Е_веа—бентонитовый эквивалент, выраженный кг/м³;

Е_{ве в} — бентонитовый эквивалент, выраженный фунт/баррель;

f— коэффициент трубки по таблице А.1 или таблице А.2 для сульфида или карбоната;

F_w — доля (объемное содержание) воды; k_cor — поправочный коэффициент;

К— постоянная ячейки, м²/м;

/_А— глубина погружения широметра, см;

/_в — глубина погружения широметра, дюйм;

/_st — длина окрашивания трубки Дреггера; ^mds— масса высушенной пробы, г; m_s— масса метиленового синего, г; m_st— масса широметра, г;

m_tot— общая масса сдвига, г (сумма подставки и гирь); m_w — массы воды, г;

Ат — потеря массы, мг;

M_f— щелочность фильтрата по метилоранжу;

Pdf- щелочность бурового раствора по фенолфталеину;

P_f— щелочность фильтрата по фенолфталеину;

q_A— скорость коррозии, килограммов на квадратный метр в год;

q_B — скорость коррозии, фунтов на квадратный фут в год;

r_df—удельное электрическое сопротивление бурового раствора, Омм;

r_f—удельное электрическое сопротивление фильтрата, Ом м;

Rqas/stpb — отношение концентрации QAS к концентрации STPB;

R_r — показания измерителя сопротивления, Ом;

R₁ — среднее значение показаний эталонного термометра;

R₂— среднее значение показаний рабочего термометра;

з

R₂ cor — скорректированное показание рабочего термометра;

Rзоо— показания по шкале вискозиметра при скорости вращения 300 об/мин;

R боо— показания по шкале вискозиметра при скорости вращения 600 об/мин; t— время выдерживания, ч;

/₇₅—начальное показание, снятое через 7,5 мин;

Чо— окончательное показание, снятое через 30 мин;

\/_df — объем пробы бурового раствора, мл;

Vedta — объем раствора EDTA, мл;

Vedta df— объем EDTA в исходном буровом растворе;

Vedta f— объем EDTA в фильтрате бурового раствора;

V_f— объем фильтрата, мл;

V_mb — объем раствора метиленового синего, мл;

V₀ — объем углеводородной фазы, мл;

\/_ррт — объем РРТ, мл;

l/_RC — объем чашки реторты, выраженный мл;

\/_s — объем пробы, мл;

\/_sn — объем раствора нитрата серебра, мл;

V_w — объем воды, мл;

^ — мгновенная водоотдача, мл;

V₇ 5 — объем фильтрата через 7,5 мин, мл;

V_3Q — объем фильтрата через 30 мин, мл;

v_st — скорость статической фильтрации (скорость потока), mhVmhh(mh • мин);

У_Рд — динамическое напряжение сдвига, Па;

У_рв динамическое напряжение сдвига, фунт/100 фут²;

у_А— прочность на сдвиг, Па;

у_в — прочность на сдвиг, фунт/100 фут²;

Гdfg а — градиент бурового раствора, кПа/м;

r_DFG в — градиент бурового раствора, фунт/дюйм² ■ фут;

щ_д — эффективная вязкость, мПа/с;

)/рА— пластическая вязкость, мПа/с;

Г1_р в — пластическая вязкость, фунт/100 фут²; в—температура;

р — плотность, г/мл, при сравнении с дистиллированной водой; (г/см³)

р_А — плотность, кг/мЗ;

д_В1 — плотность, фунт/галлон;

р_в2 — плотность, фунт/м³;

р_ь — плотность утяжеляющего материала, г/мл (г/см³)', p_df— плотность бурового раствора, г/мл (г/см³)', p_f— плотность фильтрата, г/мл (г/сы?)\

Д|_д — плотность твердых частиц малой плотности, г/мл (принимается равной 2,6, если неизвестна) (г/см³)',

р₀— плотность нефти, г/мл (используется значение 0,8, если неизвестно) (г/см³)', p_w — плотность воды при температуре испытания, г/мл (г/см³)',

<р_ь — объемная доля утяжелителя, %;

<Р\_д — объемная доля твердых частиц малой плотности, %;

4

ГОСТ 33213-2014

<р₀— объемная доля углеводородной фазы, %;

<p_s— объемная доля твердых частиц после перегонки в реторте, %;

<p_ss — объемная доля взвешенных твердых частиц, %;

9>_w —объемная доля воды, %.

3.2 Сокращения

В настоящем стандарте используются следующие сокращения:

АА — Атомно-абсорбционная спектроскопия;

ASC — Американское химическое общество;

API —Американский нефтяной институт;

ASTM — Американское общество по испытанию материалов;

BE — бентонитовый эквивалент;

CAS — химическая реферативная служба;

DFG — градиент бурового раствора;

DS — выбуренные твердые частицы;

EDTA — этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТА)\

НТНР — высокая температура/высокое давление;

LGS — твердые частицы низкой плотности;

meq — миллиэквиваленты;

ОСМА — Ассоциация производителей химических реагентов для нефтедобывающей промышленности (первоначально компаний Ближнего Востока);

МВТ — испытание по адсорбции метиленового синего;

РРА— прибор для определения закупоривающей способности;

РРТ — испытание для определения закупоривающей способности;

PTFE — политетрафторэтилен;

PV — пластическая вязкость, в общепринятой нефтяной терминологии;

QAS — четвертичная аммониевая соль;

ТС — для замера;

TD — для переноса;

USC — Американская система мер и весов.

4 Плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора)

4.1    Принцип

В настоящем стандарте определение плотности проводится гравиметрическим методом, который заключается в измерении массы определенного объема жидкости. Плотность бурового раствора выражается г/мл (граммахна кубический сантиметр) или килограммах на кубический метр (фунтах на галлон или фунтах на кубический фут).

4.2    Оборудование

4.2.1 Прибор для измерения плотности с точностью до 0,01 г/мл (г/см³) или 10 кг/м³ (0,1 фунт/ галлон или 0,5 фунт/фут³).

В качестве прибора для определения плотности бурового раствора обычно используются специальные рычажные весы. Рычажные весы для определения плотности бурового раствора сконструированы так, что чаша для бурового раствора на одном конце рычага уравновешивается зафиксированным на другом конце противовесом и перемещаемым по градуированной шкале рычага подвижным грузом. Для подтверждения точности горизонтального положения рычага на нем установлен пузырьковый уровень. Для увеличения диапазона измерений при необходимости могут использоваться дополнительные устройства.

5

1

Whatman No. 50 и S&S No. 576 являются примером доступных коммерческих продуктов. Эта информация

2

приведена для удобства пользователей данной части ISO 10414 и не является утверждением этого продукта ISO.

3

12

4

Whatman No. 50 и диски Dynalloy Х-5 являются примером доступных коммерческих продуктов. Dynalloy является торговой маркой продукта, поставляемого компанией Memtec America Corporation. Эта информация при

5

13

6

ведена для удобства пользователей данной части ISO 10414 и не является утверждением этого продукта ISO.