ISO 10414-2:2011
(Main)Petroleum and natural gas industries - Field testing of drilling fluids - Part 2: Oil-based fluids
Petroleum and natural gas industries - Field testing of drilling fluids - Part 2: Oil-based fluids
ISO 10414-2:2011 provides standard procedures for determining the following characteristics of oil-based drilling fluids: drilling fluid density (mud weight); viscosity and gel strength; filtration; oil, water and solids concentrations; alkalinity, chloride concentration and calcium concentration; electrical stability; lime and calcium concentrations, calcium chloride and sodium chloride concentrations; low-gravity solids and weighting material concentrations. The annexes provide additional test methods or examples that can optionally be used for the determination of: shear strength oil and water concentrations from cuttings; drilling fluid activity; aniline point; lime, salinity and solids concentration; sampling, inspection and rejection; rig-site sampling; cuttings activity; active sulphides; calibration and verification of glassware, thermometers, viscometers, retort kit cups and drilling fluid balances; permeability plugging apparatus with set-screw secured end cap; permeability plugging apparatus with threaded end cap; elastomer compatibility; sand content of oil-based fluid; identification and monitoring of weight-material sag; oil-based drilling fluid test report form.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Essais in situ des fluides de forage — Partie 2: Fluides à base d'huiles
L'ISO 10414-2:2011 fournit des procédures opératoires normalisées permettant l'évaluation des caractéristiques des fluides de forage à base d'huiles suivantes: masse spécifique du fluide de forage (poids de la boue); viscosité et force du gel; filtration; teneur en huile, eau et solides; alcalinité, teneur en chlorures et teneur en calcium; stabilité électrique; teneurs en chaux et calcium, teneurs en chlorure de calcium et chlorure de sodium; teneurs en déblais de forage de faible densité et en alourdissants. Dans les annexes sont présentées des méthodes d'essais supplémentaires ou des exemples qui peuvent éventuellement être utilisés pour déterminer: la force de cisaillement; les teneurs en huile et en eau des déblais de forage; l'activité du fluide de forage; le point d'aniline; les teneurs en chaux, en sels et solides; l'échantillonnage, le contrôle et le refus; l'échantillonnage in-situ; l'activité des déblais de forage; les sulfures actifs; l'étalonnage et la vérification de la verrerie, thermomètres, viscosimètres, cuvettes de cornue de pyrogénation et balances pour fluide de forage; les appareils de mesure d'obturation de la perméabilité (PPA) comportant des bouchons sécurisés à vis; les appareils de mesure d'obturation de la perméabilité (PPA) comportant des bouchons filetés; la compatibilité avec un élastomère; la teneur en sable du fluide à base d'huile; l'identification et le contrôle de la ségrégation de l'alourdissant; le formulaire de rapport de tests de fluides de forage à base d'huile.
General Information
- Status
- Published
- Publication Date
- 07-Jun-2011
- Technical Committee
- ISO/TC 67/SC 3 - Drilling and completion fluids, well cements and treatment fluids
- Drafting Committee
- ISO/TC 67/SC 3/WG 1 - Drilling, completion and workover fluids
- Current Stage
- 9093 - International Standard confirmed
- Start Date
- 08-Feb-2022
- Completion Date
- 13-Dec-2025
Relations
- Effective Date
- 06-Jun-2022
- Effective Date
- 15-Apr-2008
Overview
ISO 10414-2:2011 - "Petroleum and natural gas industries - Field testing of drilling fluids - Part 2: Oil‑based fluids" - is an international standard that defines field (rig‑site) procedures and test methods for characterizing oil‑based drilling fluids. It provides validated, repeatable procedures for measuring physical, rheological, chemical and filtration properties required for safe and effective drilling operations. This second‑edition standard is based on API RP 13B‑2 and is intended for use where consistent, auditable field testing of non‑aqueous mud systems is required.
Key topics
The standard covers practical test methods and requirements for:
- Drilling fluid density (mud weight) - primary methods for rig‑site determination.
- Viscosity and gel strength - using Marsh funnel and direct‑reading viscometers.
- Static and high‑temperature/high‑pressure (HTHP) filtration - including HTHP procedures up to 175 °C and up to 230 °C for high‑temperature systems.
- Oil, water and solids concentrations - retort tests (volumetric and gravimetric) to quantify phase fractions.
- Chemical analyses - alkalinity, chloride, calcium, lime, salinity and related calculations for whole fluid and aqueous phase.
- Electrical stability - test for emulsion integrity.
- Low‑gravity solids and weighting material concentrations - for solids control and formation protection.
- Annexes provide optional and supporting methods: shear strength, oil/water retained on cuttings, aniline point, active sulphide analysis, elastomer compatibility, sand content, permeability plugging apparatus details, calibration and rig‑site sampling procedures, and a standard oil‑based test report form.
Practical applications
ISO 10414‑2:2011 is used to:
- Support real‑time mud monitoring and decision‑making on drill sites.
- Verify mud fitness for purpose (stability, rheology, filtration control) during drilling, tripping and cementing campaigns.
- Guide troubleshooting of emulsion breakdown, solids buildup, weight‑material sag and annular losses.
- Provide standardized data for reporting, regulatory compliance and audit trails.
Who should use it
- Mud engineers, drilling fluid service companies and field technicians.
- Drilling and completion engineers responsible for hydraulics and wellbore stability.
- Onshore/offshore rig personnel, laboratories performing field analyses, and regulators or operators needing consistent test methods.
Related standards
- ISO 10414‑1:2008 (Field testing - Water‑based fluids)
- API RP 13B‑2 (Recommended practice for field testing of oil‑based drilling fluids)
- ISO 13501 / API RP 13C (Processing equipment evaluation)
Using ISO 10414‑2 helps ensure consistent, defensible field test results for oil‑based drilling fluids, improving operational control and reducing drilling risk.
ISO 10414-2:2011 - Petroleum and natural gas industries -- Field testing of drilling fluids
ISO 10414-2:2011 - Industries du pétrole et du gaz naturel -- Essais in situ des fluides de forage
Frequently Asked Questions
ISO 10414-2:2011 is a standard published by the International Organization for Standardization (ISO). Its full title is "Petroleum and natural gas industries - Field testing of drilling fluids - Part 2: Oil-based fluids". This standard covers: ISO 10414-2:2011 provides standard procedures for determining the following characteristics of oil-based drilling fluids: drilling fluid density (mud weight); viscosity and gel strength; filtration; oil, water and solids concentrations; alkalinity, chloride concentration and calcium concentration; electrical stability; lime and calcium concentrations, calcium chloride and sodium chloride concentrations; low-gravity solids and weighting material concentrations. The annexes provide additional test methods or examples that can optionally be used for the determination of: shear strength oil and water concentrations from cuttings; drilling fluid activity; aniline point; lime, salinity and solids concentration; sampling, inspection and rejection; rig-site sampling; cuttings activity; active sulphides; calibration and verification of glassware, thermometers, viscometers, retort kit cups and drilling fluid balances; permeability plugging apparatus with set-screw secured end cap; permeability plugging apparatus with threaded end cap; elastomer compatibility; sand content of oil-based fluid; identification and monitoring of weight-material sag; oil-based drilling fluid test report form.
ISO 10414-2:2011 provides standard procedures for determining the following characteristics of oil-based drilling fluids: drilling fluid density (mud weight); viscosity and gel strength; filtration; oil, water and solids concentrations; alkalinity, chloride concentration and calcium concentration; electrical stability; lime and calcium concentrations, calcium chloride and sodium chloride concentrations; low-gravity solids and weighting material concentrations. The annexes provide additional test methods or examples that can optionally be used for the determination of: shear strength oil and water concentrations from cuttings; drilling fluid activity; aniline point; lime, salinity and solids concentration; sampling, inspection and rejection; rig-site sampling; cuttings activity; active sulphides; calibration and verification of glassware, thermometers, viscometers, retort kit cups and drilling fluid balances; permeability plugging apparatus with set-screw secured end cap; permeability plugging apparatus with threaded end cap; elastomer compatibility; sand content of oil-based fluid; identification and monitoring of weight-material sag; oil-based drilling fluid test report form.
ISO 10414-2:2011 is classified under the following ICS (International Classification for Standards) categories: 75.180.10 - Exploratory, drilling and extraction equipment. The ICS classification helps identify the subject area and facilitates finding related standards.
ISO 10414-2:2011 has the following relationships with other standards: It is inter standard links to ISO/IEC 13818-2:1996/Amd 1:1997, ISO 10414-2:2002. Understanding these relationships helps ensure you are using the most current and applicable version of the standard.
You can purchase ISO 10414-2:2011 directly from iTeh Standards. The document is available in PDF format and is delivered instantly after payment. Add the standard to your cart and complete the secure checkout process. iTeh Standards is an authorized distributor of ISO standards.
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 10414-2
Second edition
2011-06-15
Petroleum and natural gas industries —
Field testing of drilling fluids —
Part 2:
Oil-based fluids
Industries du pétrole et du gaz naturel — Essais in situ des fluides de
forage —
Partie 2: Fluides à base d'huiles
Reference number
©
ISO 2011
© ISO 2011
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electronic or mechanical, including photocopying and microfilm, without permission in writing from either ISO at the address below or
ISO's member body in the country of the requester.
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Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2011 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction.vi
1 Scope.1
2 Normative references.2
3 Terms and definitions .2
4 Symbols and abbreviated terms .3
4.1 Symbols.3
4.2 Abbreviated terms .9
5 Determination of drilling fluid density (mud weight) .10
5.1 Principle.10
5.2 Apparatus.10
5.3 Procedure.10
5.4 Calculation .10
6 Alternative method for determination of drilling fluid density .12
6.1 Principle.12
6.2 Apparatus.12
6.3 Procedure.13
6.4 Calculation .14
7 Viscosity and gel strength.14
7.1 Principle.14
7.2 Determination of viscosity using the Marsh funnel.14
7.3 Determination of viscosity and gel strength using a direct-reading viscometer .15
8 Static filtration .18
8.1 Principle.18
8.2 High-temperature/high-pressure test up to 175 °C (350 °F).18
8.3 High-temperature/high-pressure test 175 °C (350 °F) up to and including 230 °C (450 °F) .21
9 Retort test for oil, water and solids concentrations .23
9.1 Principle.23
9.2 Apparatus.24
9.3 Procedure — Volumetric method .25
9.4 Calculation — Volumetric method.26
9.5 Procedure — Gravimetric method .27
9.6 Calculation — Gravimetric method .29
9.7 Calculation — Volume fractions of oil, water and solids .30
10 Chemical analysis of oil-based drilling fluids .32
10.1 Principle.32
10.2 Reagents and apparatus.33
10.3 Base alkalinity demand, V .34
B
10.4 Whole-drilling-fluid alkalinity, V .35
K
10.5 Whole-drilling-fluid chloride concentration.37
10.6 Whole-drilling-fluid calcium concentration .38
11 Electrical stability test.39
11.1 Principle.39
11.2 Apparatus.39
11.3 Equipment calibration/performance test .40
11.4 Procedure.40
12 Lime, salinity and solids calculations .41
12.1 Principle.41
12.2 Apparatus .42
12.3 Whole-drilling-fluid calculations .42
12.4 Aqueous phase calculations .44
12.5 Soluble and insoluble whole-drilling-fluid sodium chloride calculations .48
12.6 Calculation — Solids in the whole drilling fluid .49
Annex A (informative) Measurement of shear strength using shearometer tube .54
Annex B (informative) Determination of oil and water retained on cuttings.56
Annex C (informative) Determination of aqueous-phase activity of emulsified water using an
electrohygrometer .61
Annex D (informative) Determination of aniline point .64
Annex E (informative) Lime, salinity and solids calculations.67
Annex F (informative) Sampling, inspection and rejection of drilling materials .88
Annex G (informative) Rig-site sampling.90
Annex H (informative) Determination of cutting activity by the Chenevert method .93
Annex I (informative) Chemical analysis of active sulfides by the Garrett gas train method .97
Annex J (informative) Calibration and verification of glassware, thermometers, viscometers,
retort kit cup and drilling fluid balances .102
Annex K (informative) High-temperature/high-pressure filtration testing of oil-based drilling fluids
using the permeability plugging apparatus and cells equipped with set-screw secured
end caps .107
Annex L (informative) High-temperature/high-pressure filtration testing of oil-based drilling fluids
using the permeability plugging apparatus and cells equipped with threaded end caps .117
Annex M (informative) Compatibility of elastomeric materials with non-aqueous-based drilling
fluids .127
Annex N (informative) Sand content procedure for non-aqueous fluids .131
Annex O (informative) Identification and monitoring of weight-material sag.132
Annex P (informative) Oil-based drilling fluid report form.155
Bibliography .156
iv © ISO 2011 – All rights reserved
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 10414-2 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for the petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 3, Drilling and completion
fluids, and well cements.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 10414-2:2002), which has been technically
revised.
ISO 10414 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries — Field
testing of drilling fluids:
⎯ Part 1: Water-based fluids
⎯ Part 2: Oil-based fluids
Introduction
This part of ISO 10414 is based on API RP 13B-2:2005, Recommended practice for field testing of oil-based
drilling fluids.
As with any laboratory procedure requiring the use of potentially hazardous chemicals and equipment, the
user is expected to have received proper training and knowledge in the use and disposal of these potentially
hazardous materials. The user is responsible for compliance with all applicable local, regional and national
requirements for worker and local health, safety and environmental liability.
In this part of ISO 10414, quantities expressed in the International System (SI) of units are also, where
practical, expressed in United States Customary (USC) units in parentheses for information. The units do not
necessarily represent a direct conversion of SI units to USC units, or USC units to SI units. Consideration has
been given to the precision of the instrument making the measurement. For example, thermometers are
typically marked in one degree increments, thus temperature values have been rounded to the nearest degree.
Calibrating an instrument refers to ensuring the accuracy of the measurement. Accuracy is the degree of
conformity of a measurement of a quantity to its actual or true value. Accuracy is related to precision, or
reproducibility, of a measurement. Precision is the degree to which further measurements or calculations will
show the same or similar results. Precision is characterized in terms of the standard deviation of the
measurement. The results of calculations or a measurement can be accurate but not precise, precise but not
accurate, neither accurate nor precise, or both accurate and precise. A result is valid if it is both accurate and
precise.
vi © ISO 2011 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 10414-2:2011(E)
Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling
fluids —
Part 2:
Oil-based fluids
1 Scope
This part of ISO 10414 provides standard procedures for determining the following characteristics of oil-based
drilling fluids:
a) drilling fluid density (mud weight);
b) viscosity and gel strength;
c) filtration;
d) oil, water and solids concentrations;
e) alkalinity, chloride concentration and calcium concentration;
f) electrical stability;
g) lime and calcium concentrations, calcium chloride and sodium chloride concentrations;
h) low-gravity solids and weighting material concentrations.
The annexes provide additional test methods or examples that can optionally be used for the determination of:
⎯ shear strength (Annex A);
⎯ oil and water concentrations from cuttings (Annex B);
⎯ drilling fluid activity (Annex C);
⎯ aniline point (Annex D);
⎯ lime, salinity and solids concentration (Annex E);
⎯ sampling, inspection and rejection (Annex F);
⎯ rig-site sampling (Annex G);
⎯ cuttings activity (Annex H);
⎯ active sulphides (Annex I);
⎯ calibration and verification of glassware, thermometers, viscometers, retort kit cups and drilling fluid
balances (Annex J);
⎯ permeability plugging apparatus with set-screw secured end cap (Annex K);
⎯ permeability plugging apparatus with threaded end cap (Annex L);
⎯ elastomer compatibility (Annex M);
⎯ sand content of oil-based fluid (Annex N);
⎯ identification and monitoring of weight-material sag (Annex O);
⎯ oil-based drilling fluid test report form (Annex P).
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
1)
ISO 10414-1:2008 , Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids — Part 1: Water-
based fluids
2)
ISO 13501 , Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing equipment evaluation
API RP 13D:2010, Recommended practice on the rheology and hydraulics of oil-well drilling fluids
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
ACS reagent grade
grade of chemical meeting the purity standards specified by the American Chemical Society (ACS) and listed
in the Chemical Abstracting Service (CAS)
3.2
density of water
density of 1 g/ml (8,334 lb/gal) for deionized or distilled water and 1 g/ml (8,345 lb/gal) for clean tap water
NOTE Deionized or distilled water is used for all equipment calibration. The volume of 1 kg of water is 1 l for the
purposes of this part of ISO 10414, and the volume of water is numerically equivalent to the volume of the water measured
in cubic centimetres or millilitres, i.e. 1 g = 1 ml.
3.3
spurt loss
volume of fluid that passes through the filtration medium before a filter cake is formed
3.4
pound
U.S. customary unit used to indicate pound-mass (weight), as opposed to pound-force (shear stress)
1) For the purposes of this part of ISO 10414, API RP 13B-1:2009, Recommended practice for field testing water-based
drilling fluids, is equivalent.
2) For the purposes of this part of ISO 10414, API RP 13C, Recommended practice on drilling fluids processing systems
evaluation, is equivalent.
2 © ISO 2011 – All rights reserved
3.5
volumic mass
dimensionless ratio of the mass of a volume of an object substance to the mass of the same volume of a
reference substance, i.e. the ratio of their respective mass densities
NOTE 1 Generally speaking, the reference substance is pure water.
NOTE 2 Volumic mass is commonly known as specific gravity.
4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
a measure of the chemical potential or reaction availability of drilling fluid
DF
a measure of the chemical potential or reaction availability of water solutions of standard
W
salts
a measure of the chemical potential or reaction availability of drilled cuttings
C
b slope of the annular velocity and shear stress at the wall in laminar flow, as defined in
O.7.2.8
3)
B amount of weight-material sag, expressed in pounds-mass per gallon
VSST
C correction value to add to thermometer reading
c whole-drilling-fluid calcium concentration, expressed in milligrams per litre
+2
Ca ,DF
c aqueous-phase calcium concentration per volume of pure water, expressed in milligrams
+2
Ca ,H O
per litre
c aqueous-phase calcium chloride concentration, expressed in milligrams per litre
CaCl ,AQ
c whole-drilling-fluid calcium chloride concentration, expressed in milligrams per litre
CaCl ,DF,A
c whole-drilling-fluid calcium chloride concentration, expressed in pounds per barrel
CaCl ,DF,B
c whole-drilling-fluid calcium chloride concentration, expressed in kilograms per cubic metre
CaCl ,DF,C
c lime assay value, expressed as a weight fraction
Ca(OH) ,%
c whole-drilling-fluid total lime concentration, expressed in pounds per barrel
Ca(OH) ,DF,B
c whole-drilling-fluid total lime concentration, expressed in kilograms per cubic metre
Ca(OH) ,DF,C
c lime concentration of field lime, expressed in kilograms per cubic metre or pounds per
Ca(OH) ,F
barrel
3) Gallon as used throughout this part of ISO 10414 refers to the U.S. gallon of 3,785 4 litres.
c whole-drilling-fluid chloride concentration, expressed in milligrams per litre
−
Cl ,DF
c whole-drilling-fluid chloride concentration as calcium chloride, expressed in milligrams per
−
Cl()CaCl ,DF
litre
c whole-drilling-fluid chloride concentration from sodium chloride, expressed in milligrams
−
Cl()NaCl ,DF
per litre
c aqueous-phase sodium chloride concentration, expressed in milligrams per litre
NaCl,AQ
c low-gravity solids concentration, expressed in pounds per barrel
LG,B
c low-gravity solids concentration, expressed in kilograms per cubic metre
LG,C
c whole-drilling-fluid sodium chloride concentration, expressed in milligrams per litre
NaCl,DF,A
c whole-drilling-fluid sodium chloride concentration, expressed in pounds per barrel
NaCl,DF,B
c whole-drilling-fluid sodium chloride concentration, expressed in kilograms per cubic metre
NaCl,DF,C
c whole-drilling fluid insoluble sodium chloride concentration, expressed in milligrams per
NaCl,DF,INSOL,A
litre
c whole-drilling-fluid insoluble sodium chloride concentration, expressed in pounds per barrel
NaCl,DF,INSOL,B
c whole-drilling-fluid soluble sodium chloride concentration, expressed in milligrams per litre
NaCl,DF,SOL,A
c whole-drilling-fluid soluble sodium chloride concentration, expressed in pounds per barrel
NaCl,DF,SOL,B
c whole-drilling-fluid soluble sodium chloride concentration, expressed in kilograms per cubic
NaCl,DF,SOL,C
metre
c concentration of active sulfides, expressed in milligrams per litre
S−2
c weighting material concentration, expressed in pounds per barrel
WM,B
c weighting material concentration, expressed in kilograms per cubic metre
WM,C
d distance from the outer wall, expressed in inches
D outer pipe diameter or inner diameter of open hole, expressed in inches
d inner pipe diameter, expressed in inches
D true vertical depth, expressed in feet
TVD
E pump efficiency, expressed as percentage
f tube factor, taken from Table I.2
G′ storage modulus, expressed in Newtons per square metre
G″ loss modulus, expressed in Newtons per square metre
k consistency factor, expressed in pounds-force per second
C
4 © ISO 2011 – All rights reserved
L length of the hydraulic section, expressed in feet
L length, expressed in feet
A
l submerged length of shear tube, expressed in centimetres
l submerged length of shear tube, expressed in inches
A
l Dräger tube darkened length (stained length), marked in units on the tube
D
m mass of the empty retort assembly (cup, lid and body packed with steel wool), expressed
in grams
m mass of the filled retort assembly (cup with sample, lid and body packed with steel wool),
expressed in grams
m mass of the empty, dry liquid receiver, expressed in grams
m mass of the cooled liquid receiver with condensed liquids, expressed in grams
m mass of the cooled retort assembly (body packed with steel wool), expressed in grams;
m mass of the dried retort cuttings, expressed in grams
d
m mass of drilling fluid following shear at 100 r/min, expressed in grams
F1
m mass of drilling fluid taken from Sag Shoe following shear at 100 r/min, expressed in grams
F2
m mass of drilling fluid taken from Sag Shoe following shear at 600 r/min, expressed in grams
F3
m mass of the liquid condensed (oil and water), expressed in grams
L
m mass of the oil, expressed in grams
O
m mass of the liquid drilling fluid sample, expressed in grams
S
m mass of shear tube, expressed in grams
st
m total shear mass (sum of platform and weights), expressed in grams
tot
m mass of the wet cuttings, expressed in grams
WC
m mass of water, expressed in grams
W
P measured pressure, expressed in pounds-gauge per square inch
∆P anticipated pressure increase, expressed in pounds-gauge per square inch
∆P
pressure gradient, expressed in pounds-gauge per square inch per foot
∆L
A
Q pump rate, expressed in gallons per minute
R average reading for the standard thermometer, expressed in degrees
R average reading for the working thermometer, expressed in degrees
R dial reading at 600 revolutions per minute, expressed in degrees deflection
R dial reading at 300 revolutions per minute, expressed in degrees deflection
R calculated bed pickup measurement ratio, expressed as a percentage
BPU
R ratio of the volume fraction of oil to the sum of the volume fractions of oil and pure water
O
from the retort analysis, expressed as a percentage
R ratio of the volume fraction of oil to the sum of the volume fractions of oil and brine,
B
expressed as a percentage
R ratio of the volume fraction of water to the sum of the volume fractions of oil and pure water
W
from the retort analysis, expressed as a percentage
ROC retained oil on cuttings, expressed in grams per kilogram of cuttings (either wet or dry)
S Sag Register
t time, expressed in minutes
V spurt loss, expressed in millilitres
V filtrate volume after 7,5 min, expressed in millilitres
7,5
V filtrate volume after 30 min, expressed in millilitres
V annular volume, expressed in barrels
A
V volume of 0,282 mol/l (0,282 N) silver nitrate reagent, expressed in millilitres
AgNO
V base alkalinity demand
B
V volume of 0,1 mol/l EDTA solution, expressed in millilitres
EDTA
V filtrate volume
F
V volume of 0,05 mol/l (0,1 N) sulfuric acid, expressed in millilitres
H SO
2 4
V whole-drilling-fluid alkalinity, expressed in millilitres of 0,05 mol/l sulfuric acid
K
V receiver volume at specific mark, expressed in millilitres
M
V volume of 0,1 mol/l (0,1 N) NaOH, expressed in millilitres
NaOH
V volume of oil, expressed in millilitres
O
V volume of filtrate from PPT, expressed in millilitres
PPT
V total volume of condensed liquids (oil and water), expressed in millilitres
R
V volume of retort cup, expressed in millilitres
RC
6 © ISO 2011 – All rights reserved
V drilling fluid sample volume, expressed in millilitres;
S
V water volume, expressed in millilitres, or water mass, expressed in grams (1 ml = 1 g)
W
(see 3.2)
∆v change in annular velocity, expressed in feet per minute
a
v annular velocity, expressed in feet per minute.
a
1/2
v static filtration rate (velocity of flow), expressed in millilitres per minute
f
w aqueous-phase mass fraction of calcium chloride, expressed as a percentage of the total
CaCl
aqueous-phase mass
w aqueous-phase mass fraction of calcium chloride of a super-saturated fluid, expressed as
CaCl ,SAT
a percentage of the total aqueous-phase mass
w aqueous-phase mass fraction of sodium chloride, expressed as a percentage of the total
NaCl
aqueous phase mass
w maximum aqueous-phase mass fraction of soluble sodium chloride that can exist for a
NaCl,MAX
given mass fraction of calcium chloride, expressed as a percentage of the total aqueous
phase mass
w recalculated maximum aqueous-phase mass fraction of soluble sodium chloride that can
NaCl,MAX-C
exist for a given mass fraction of calcium chloride, expressed as a percentage of the total
aqueous phase mass
Y yield point, expressed in pascals
PA
Y yield point, expressed in pounds per one hundred square feet, often expressed as YP
PB
β gel strength at 10 min, expressed in pounds per one hundred square feet
10m
β gel strength at 10 s, expressed in pounds per one hundred square feet
10s
Γ drilling fluid gradient, expressed in kilopascals per metre
DFG,A
Γ drilling fluid gradient, expressed in pounds per square inch per foot
DFG,B
γ shear strength of the drilling fluid, expressed in pounds per square inch per foot
A
γ shear strength of the drilling fluid, expressed in pascals
B
γ fluid shear rate, expressed in reciprocal seconds
i
η drillpipe rotation, expressed in revolutions per minute
η apparent viscosity, expressed in millipascal seconds (centipoises)
AV
η plastic viscosity, expressed in millipascal seconds (centipoises)
PV
ϕ volume fraction of brine, expressed as a percentage of the whole drilling fluid
B
ϕ corrected volume fraction of solids, expressed as a percentage of the whole drilling fluid
D
ϕ volume fraction of dried retort solids, expressed as a percentage of the total sample
d
volume
ϕ volume fraction of the low-gravity solids, expressed as a percentage of the total suspended
LG
solids
ϕ volume fraction of oil, expressed as a percentage of the whole drilling fluid
O
ϕ volume fraction of pure water, expressed as a percentage of the whole drilling fluid
W
ϕ volume fraction of the weighting material solids, expressed as a percentage of the total
WM
suspended solids
ρ drilling fluid density, expressed in pounds per gallon
ρ aqueous-phase density, expressed in grams per millilitre
B
ρ drilling fluid density, expressed in kilograms per cubic metre
C
ρ drilling fluid density, expressed in pounds per gallon
B1
ρ drilling fluid density, expressed in pounds per cubic foot
B2
ρ average density (volumic mass) of the suspended solids.
d
ρ pressure drop and extra density effects of drilled cuttings
ECD-hyd
ρ total predicted equivalent circulating density
ECD-tot
∆ρ change in pressure due to rotation
ECD-rot
ρ density of the low-gravity solids, expressed in grams per millilitre
LG
ρ maximum recorded drilling fluid density, expressed in pounds per gallon
max
ρ nominal drilling fluid density, expressed in pounds per gallon
nom
ρ density of the oil being used, expressed in grams per millilitre
O
ρ drilling fluid density, expressed in grams per millilitre
S
ρ water density, expressed in grams per millilitre, at the test temperature (see Table J.1)
w
ρ density of the weighting material solids, expressed in grams per millilitre
WM
τ wall shear stress, expressed in pounds-force per hundred square feet
W
τ drilling fluid yield stress, expressed in pounds-force per hundred square feet
Y
8 © ISO 2011 – All rights reserved
4.2 Abbreviated terms
ACS American Chemical Society
API American Petroleum Institute
ASTM American Society of Testing Materials
AV apparent viscosity
CAS Chemical Abstracting Services
ECD equivalent circulating density [expressed in kilograms per cubic metre (pounds per gallon)]
EDTA sodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid dihydrate
ERD extended reach drilling
ES electrical stability
ESD equivalent static density [expressed in kilograms per cubic metre (pounds per gallon)]
HTHP high temperature, high pressure
OCMA Oil Company Materials Association
OBR oil-to-brine ratio
OWR oil-to-water ratio
PNP propylene glycol normal-propyl ether
PPA permeability plugging apparatus
PPT permeability plugging test
PTFE polytetrafluoroethylene (e.g. Teflon®)
PV plastic viscosity
PVT pressure, volume and temperature relationship
SI International System of units
TC to contain
TD to deliver
TVD true vertical depth [expressed in metres (feet)]
USC United States Customary units
VSST Viscometer Sag Shoe Test
YP yield point
5 Determination of drilling fluid density (mud weight)
5.1 Principle
A procedure is given for determining the mass of a given volume of liquid (i.e. density). The density of drilling
fluid is expressed as grams per millilitre, or kilograms per cubic metre (pounds per gallon or pounds per cubic
foot).
5.2 Apparatus
5.2.1 Any density-measuring instrument having an accuracy of ±0,01 g/ml or ±10 kg/m (0,1 lb/gal or
0,5 lb/ft ).
The mud balance is the instrument generally used for drilling fluid density determinations. The mud balance is
designed such that the drilling fluid holding cup, at one end of the beam, is balanced by a fixed counterweight
at the other end, with a sliding-weight rider free to move along a graduated scale. A level-bubble is mounted
on the beam to allow for accurate balancing. Attachments for extending the range of the balance may be used
when necessary.
The instrument should be calibrated frequently with fresh water, e.g. bi-weekly or weekly. Fresh water should
3 3
give a reading of 1,00 g/ml or 1 000 kg/m (8,345 lb/gal or 62,4 lb/ft ) at 21 °C (70 °F). If it does not, adjust the
balancing screw or the amount of lead shot in the well at the end of the graduated arm, as required. A
calibration of the upper density should be performed as specified by the manufacturer, and done on a less
frequent basis, e.g. annually.
5.2.2 Thermometer, with a range of 0 °C to 105 °C (32 °F to 220 °F) and an accuracy of ±0,1 °C (±0,2 °F).
5.3 Procedure
5.3.1 The mud balance instrument shall be set on a flat, level surface.
5.3.2 Measure the temperature of the drilling fluid and record.
5.3.3 Fill the clean, dry cup with drilling fluid to be tested. Put the cap on the filled drilling-fluid holding cup
and rotate the cap until it is firmly seated. Ensure that some of the drilling fluid is expelled through the hole in
the cap in order to free any trapped air or gas.
5.3.4 Holding the cap firmly on the drilling-fluid holding cup (with cap hole covered by a finger), wash or
wipe the outside of the cup clean and dry.
5.3.5 Place the beam on the base support and balance it by moving the rider along the graduated scale.
Balance is achieved when the bubble is under the centreline.
5.3.6 Read the drilling fluid density from one of the four calibrated scales on the arrow side of the sliding
weight. As it is considered that the water density is 1 g/ml (see definitions 3.2 and 3.5), the density can be
read directly in units of grams per millilitre using specific gravity scale, pounds per gallon and pounds per
cubic foot, or as a drilling fluid gradient in pounds per square inch per 1 000 ft.
5.4 Calculation
3 3
5.4.1 Report the drilling fluid density to the nearest 0,01 g/ml or 10 kg/m (0,1 lb/gal or 0,5 lb/ft ).
5.4.2 To convert the reading, ρ, to other units, use Equations (1) to (7) and Tables 1 and 2.
Equations (1) to (3) are used to convert the density, ρ , expressed in grams per millilitre, to other units:
S
ρρ= ×1000 (1)
CS
10 © ISO 2011 – All rights reserved
where ρ is the drilling fluid density, expressed in kilograms per cubic metre.
C
ρρ=×8,345 (2)
B1 S
where ρ is the drilling fluid density, expressed in pounds per gallon.
B1
ρρ=×62,4 (3)
B2 S
where ρ is the drilling fluid density, expressed in pounds per cubic foot.
B2
Table 1 provides the multiplication factor for conversion from one density unit to another.
Table 1 — Conversion of density units
Multiply to get
Measured in
3 3
g/ml kg/m lb/gal lb/ft
g/ml 1 1 000 8,345 62,43
kg/m 0,001 1 0,008 3 0,062 43
lb/gal 0,120 120 1 7,480 5
lb/ft 0,016 0 16,02 0,133 7 1
Equations (4) to (7) are used to convert the density to the drilling fluid gradient, Γ , expressed in kilopascals
DFG
per metre (pounds per square inch per foot):
Γ = 9,81 × g/ml (4)
DFG,A
Γ = 0,022 6 × psi/ft (5)
DFG,A
Γ = 0,052 0 × lb/gal (6)
DFG,B
Γ = 0,006 94 × lb/ft (7)
DFG,B
where
Γ is the drilling fluid gradient, expressed in kilopascals per metre;
DFG,A
Γ is the drilling fluid gradient, expressed in pounds per square inch per foot.
DFG,B
A list of density conversions is given in Table 2.
Table 2 — Density conversion
Grams Kilograms Pounds Pounds per
a
per cubic centimetre per cubic metre per gallon cubic foot
3 3
g/ml kg/m (lb/gal) (lb/ft )
0,70 700 5,8 43,7
0,80 800 6,7 49,9
0,90 900 7,5 56,1
b
1,00 1 000 8,345 62,4
1,10 1 100 9,2 68,7
1,20 1 200 10,0 74,9
1,30 1 300 10,9 81,1
1,40 1 400 11,7 87,4
1,50 1 500 12,5 93,6
1,60 1 600 13,4 99,9
1,70 1 700 14,2 106,1
1,80 1 800 15,0 112,4
1,90 1 900 15.9 118,6
2,00 2 000 16,7 124,8
2,10 2 100 17,5 131,1
2,20 2 200 18,4 137,3
2,30 2 300 19,2 143,6
2,40 2 400 20,0 149,8
2,50 2 500 20,9 156,1
2,60 2 600 21,7 162,3
2,70 2 700 22,5 168,5
2,80 2 800 23,4 174,8
2,90 2 900 24,2 181,0
a
Same value as relative density as specific gravity in grams per cubic centimetre or kilogram per litre.
b
Accurate conversion factor.
6 Alternative method for determination of drilling fluid density
6.1 Principle
6.1.1 The pressurized mud balance provides a more accurate method for determining the density of a
drilling fluid containing entrained air or gas than does the conventional mud balance. The pressurized mud
balance is similar in operation to the conventional mud balance, the difference being that the drilling fluid
sample is placed in a fixed-volume sample cup under pressure.
6.1.2 The purpose of placing the sample under pressure is to minimize the effect of entrained air or gas
upon drilling fluid density measurements. By pressurizing the sample cup, any entrained air or gas is
decreased to a negligible volume, thus providing a drilling fluid density measurement more closely in
agreement with that obtained under downhole conditions.
6.2 Apparatus
6.2.1 Any density-measuring instrument having an accuracy of ±0,01 g/ml or 10 kg/m (0,1 lb/gal or
0,5 lb/ft ).
12 © ISO 2011 – All rights reserved
A pressurized mud balance is the instrument generally used for density determinations of pressurized drilling
fluids. The pressurized mud balance is designed such that the drilling-fluid holding cup and screw-on lid, at
one end of the beam, is balanced by a fixed counterweight at the other end, with a sliding-weight rider free to
move along a graduated scale. A level-bubble is mounted on the beam to allow for accurate balancing.
The instrument should be calibrated frequently with fresh water, e.g. bi-weekly or weekly. Fresh water should
3 3
give a reading of 1,00 g/ml or 1 000 kg/m (8,345 lb/gal or 62,4 lb/ft ) at 21 °C (70 °F). If it does not, adjust the
balancing screw or the amount of lead shot in the well at the end of the graduated arm, as required. A
calibration of the upper density should be performed as specified by the manufacturer, and done on a less
frequent basis, e.g. annually.
6.2.2 Thermometer, with a range of 0 °C to 105 °C (32 °F to 220 °F) and an accuracy of ±1 °C (±2 °F).
6.3 Procedure
6.3.1 Measure the temperature of the drilling fluid and record.
6.3.2 Fill the sample cup of the pressurized mud balance to a level approximately 6,5 mm (0,25 in) below
the upper edge of the cup.
6.3.3 Place the lid on the cup with the attached check-valve in the down (open) position. Push the lid
downward into the mouth of the cup until surface contact is made between the outer skirt of the lid and the
upper edge of the cup. Any excess drilling fluid will be expelled through the check-valve. When the lid has
been placed on the cup, pull the check-valve up into the closed position, rinse off the cup and threads with
water, and screw the threaded cap on the cup.
6.3.4 The pressurizing plunger is similar in operation to a syringe. Fill the plunger by submersing its end in
the drilling fluid with the piston rod completely inside. Then draw the piston rod upward, thereby filling the
cylinder with drilling fluid. This volume should be expelled with the plunger action and refilled with fresh drilling
fluid sample to ensure that this plunger volume is not diluted with liquid remaining from the last clean-up of the
plunger mechanism.
6.3.5 Push the nose of the plunger onto the mating O-ring surface of the cap valve. Pressurize the sample
cup by maintaining a downward force on the cylinder housing in order to hold the check-valve down (open)
and at the same time force the piston rod inside. A force of approximately 225 N (50 lb-force) or greater
should be maintained on the piston rod.
6.3.6 The check-valve in the lid is pressure-actuated; when the inside of the cup is pressurized, the
check-valve is pushed upward into the closed position. To close the valve, gradually ease up on the cylinder
housing while maintaining pressure on the piston rod. When the check-valve closes, release pressure on the
piston rod before disconnecting the plunger.
6.3.7 The pressurized drilling fluid sample is now ready for weighing. Rinse the exterior of the cup and wipe
dry. Place the instrument on the knife edge. Move the sliding weight right or left until the beam is balanced.
The beam is balanced when the attached bubble is centred between the two black marks. Read the density
from one of the four calibrated scales on the arrow side of the sliding weight. As it is considered that the water
density is 1 g/ml (see definitions 3.2 and 3.5), the density can be read directly in units of grams per millilitre
using specific gravity scale, pounds per gallon, and pounds per cubic foot, or as a drilling fluid gradient in
pounds per square inch per 1 000 feet.
6.3.8 To release the pressure inside the cup, reconnect the empty plunger assembly and push downward
on the cylinder housing.
6.3.9 Clean the cup, lid and pump assembly. Rinse thoroughly with base oil.
6.4 Calculation
3 3
Report the drilling fluid density to the nearest 0,01 g/ml or 10 kg/m (0,1 lb/gal or 0,5 lb/ft ).
For conversions, use the formulae given in 5.4.2.
7 Viscosity and gel strength
7.1 Principle
7.1.1 Viscosity and gel strength are measurements that relate to the flow properties (rheology) of drilling
fluids.
7.1.2 The following instruments are used to measure viscosity and gel strength of drilling fluids for elevated
and lower temperature applications. The lower temperature rheology may be anticipated in the riser annulus
of deepwater drilling at elevated pressures. The equipment is as follows:
a) Marsh funnel: a simple device for indicating viscosity on a routine basis;
b) direct-indicating viscometer: a mechanical device for measuring viscosity at varying shear rates.
NOTE Information on the rheology of drilling fluids can be found in API RP 13D:2010.
7.2 Determination of viscosity using the Marsh funnel
7.2.1 Apparatus
7.2.1.1 Marsh funnel, calibrated to deliver 946 ml (1 quart) of fresh water at a temperature of
21 °C ± 3 °C (70 °F ± 5 °F) in 26 s ± 0,5 s, with a graduated cup as a receiver.
The Marsh funnel shall have the following characteristics:
a) funnel cone, length 305 mm (12,0 in), diameter 152 mm (6,0 in) and a capacity to bottom of screen of
1 500 ml (1,6 quarts);
b) orifice, length 50,8 mm (2,0 in) and inside diameter 4,7 mm (0,185 in = 3/16 in);
c) screen, with 1,6 mm (0,063 in = 1/16 in) openings (12 mesh); fixed at 19,0 mm (0,75 in) below top of
funnel.
7.2.1.2 Graduated cup, with a capacity of at least 946 ml (1 quart).
7.2.1.3 Stopwatch.
7.2.1.4 Thermometer, with a range of 0 °C to 105 °C (32 °F to 220 °F) and an accuracy of ±1 °C (±2 °F).
7.
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 10414-2
Deuxième édition
2011-06-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Essais in situ des fluides de forage —
Partie 2:
Fluides à base d'huiles
Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids —
Part 2: Oil-based fluids
Numéro de référence
©
ISO 2011
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Case postale 56 CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Version française parue en 2012
Publié en Suisse
ii © ISO 2011 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos . v
Introduction . vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 2
3 Termes et définitions . 2
4 Symboles et abréviations . 3
4.1 Symboles . 3
4.2 Abréviations . 8
5 Détermination de la masse spécifique du fluide de forage (poids de la boue). 9
5.1 Principe . 9
5.2 Appareillage . 9
5.3 Mode opératoire . 9
5.4 Calcul . 10
6 Méthode alternative pour déterminer la masse spécifique du fluide de forage . 11
6.1 Principe . 11
6.2 Appareillage . 12
6.3 Mode opératoire . 12
6.4 Calcul . 13
7 Viscosité et force du gel . 13
7.1 Principe . 13
7.2 Détermination de la viscosité en utilisant l'entonnoir Marsh . 13
7.3 Détermination de la viscosité et de la force du gel au moyen d'un viscosimètre à lecture
directe . 14
8 Filtration statique . 17
8.1 Principe . 17
8.2 Essai à haute température/haute pression jusqu'à 175 °C (350 °F) . 18
8.3 Essai à haute température/haute pression de 175 °C (350 °F) jusqu'à 230 °C (450 °F)
compris . 21
9 Essai de pyrogénation («retort»), concentrations en huile, eau et solides . 23
9.1 Principe . 23
9.2 Appareillage . 24
9.3 Mode opératoire — Méthode volumétrique . 25
9.4 Calcul – Méthode volumétrique . 27
9.5 Mode opératoire — Méthode gravimétrique . 28
9.6 Calcul — Méthode gravimétrique . 30
9.7 Calcul — Fractions volumiques de l'huile, de l'eau et des solides . 31
10 Analyse chimique des fluides de forage à base d'huiles . 33
10.1 Principe . 33
10.2 Réactifs et appareillage . 35
10.3 Demande en alcalinité de base, V . 36
B
10.4 Alcalinité du fluide de forage entier, V . 36
K
10.5 Concentration en chlorure du fluide de forage entier . 38
10.6 Concentration en calcium du fluide de forage entier . 39
11 Essai de stabilité électrique . 40
11.1 Principe . 40
11.2 Appareillage . 41
11.3 Étalonnage de l'équipement/essai de performance .41
11.4 Procédure .42
12 Calcul des teneurs en chaux, en sels et en solides .42
12.1 Principe .42
12.2 Appareillage .43
12.3 Calculs du fluide de forage entier .43
12.4 Calculs de la phase aqueuse .46
12.5 Calculs du chlorure de sodium soluble et insoluble du fluide de forage entier .50
12.6 Calcul – Solides dans le fluide de forage entier .51
Annexe A (informative) Mesure de la contrainte limite de cisaillement au moyen d'un tube de
mesure du cisaillement .56
Annexe B (informative) Détermination de l'huile et de l'eau retenues dans les déblais de forage .58
Annexe C (informative) Détermination de l'activité de la phase aqueuse de l'eau émulsionnée
avec un hygromètre électronique .63
Annexe D (informative) Détermination du point d'aniline .67
Annexe E (informative) Calculs des concentrations en chaux, en sels et en solides .70
Annexe F (informative) Échantillonnage, contrôle et refus des matériaux de forage .90
Annexe G (informative) Échantillonnage sur chantier .92
Annexe H (informative) Détermination de l'activité des déblais de forage par la méthode
Chenevert .95
Annexe I (informative) Analyse chimique des sulfures actifs par la méthode du train gaz de
Garrett .99
Annexe J (informative) Étalonnage et vérification de la verrerie, viscosimètres, thermomètres,
cuves de cornue de pyrogénation («retort») et balances pour fluide de forage . 104
Annexe K (informative) Essai de filtration haute température/haute pression des fluides de forage
à base d'huile au moyen d'un appareillage de mesure de l'obturation de perméabilité
(PPA) et de cellules comportant des bouchons sécurisés à vis . 109
Annexe L (informative) Essai de filtration haute température/haute pression des fluides de forage
à base d'huiles au moyen d'un appareillage de mesure de l'obturation de perméabilité
(PPA) et de cellules comportant des bouchons filetés . 120
Annexe M (informative) Compatibilité des matériaux élastomériques avec les fluides de forages
non aqueux . 131
Annexe N (informative) Mode opératoire de mesure de la teneur en sable pour les fluides non
aqueux . 135
Annexe O (informative) Identification et contrôle de la ségrégation de l'alourdissant («sagging») . 136
Annexe P (informative) Formulaire de rapport pour fluides de forage à base d'huile . 161
Bibliographie . 162
iv © ISO 2011 – Tous droits réservés
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 10414-2 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolières, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 3, Fluides de forage et de
complétion et ciments à puits.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 10414-2:2002), qui a fait l'objet d'une
révision technique.
L'ISO 10414 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industrie du pétrole et du gaz
naturel — Essai in-situ des fluides de forage:
Partie 1: Fluides aqueux
Partie 2: Fluides à base d'huiles
Introduction
La présente partie de l'ISO 10414 est fondée sur l'API RP 13B-2:2005, Recommended practice for field
testing of oil based drilling fluids.
Comme pour toute procédure de laboratoire nécessitant d'utiliser des produits chimiques potentiellement
dangereux, l'utilisateur est censé disposer de bonnes connaissances et avoir été formé à l'utilisation et à
l'élimination de ces produits chimiques. Il incombe à l'utilisateur de se conformer à toutes les exigences
locales, régionales et nationales applicables concernant les obligations en matière de santé et de sécurité
locales des travailleurs et de protection de l'environnement.
Dans la présente partie de l'ISO 10414, pour plus de commodité, les unités exprimées dans le système
d'unités internationales (SI) sont aussi données entre parenthèses dans le système couramment utilisé aux
États-Unis (USC), pour information. Les unités ne représentent pas nécessairement une conversion directe
des unités internationales en unités américaines ou inversement. Une attention particulière a été portée à la
précision des instruments effectuant les mesures. Par exemple, les thermomètres sont normalement gradués
par incréments d'un degré, ainsi, les valeurs des températures ont été arrondies au degré le plus proche.
L'étalonnage d'un instrument a pour but de garantir l'exactitude de la mesure. L'exactitude est le degré de
conformité d'une quantité par rapport à sa valeur vraie ou réelle. L'exactitude est liée à la précision ou à la
reproductibilité d'une mesure. La précision est le degré auquel de nouvelles mesures ou de nouveaux calculs
donneront des résultats identiques ou similaires. La précision se caractérise en termes d'écart-type de la
mesure. Les résultats d'un calcul ou d'une mesure peuvent être exacts mais pas précis, ils peuvent être précis
mais inexacts, ou précis et exacts, ou encore ni l'un ni l'autre. Un résultat est valide s'il est à la fois exact et
précis.
vi © ISO 2011 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 10414-2:2011(F)
Industrie du pétrole et du gaz naturel — Essai in situ des fluides
de forage —
Partie 2:
Fluides à base d'huiles
1 Domaine d'application
La présente partie de l'ISO 10414 fournit des procédures opératoires normalisées permettant l'évaluation des
caractéristiques des fluides de forage à base d'huiles suivantes:
a) masse spécifique du fluide de forage (poids de la boue);
b) viscosité et force du gel;
c) filtration;
d) teneur en huile, eau et solides;
e) alcalinité, teneur en chlorures et teneur en calcium;
f) stabilité électrique;
g) teneurs en chaux et calcium, teneurs en chlorure de calcium et chlorure de sodium;
h) teneurs en déblais de forage de faible densité et en alourdissant.
Dans les annexes sont présentées des méthodes d'essais supplémentaires ou des exemples qui peuvent
éventuellement être utilisés pour déterminer:
la force de cisaillement (Annexe A);
les teneurs en huile et en eau des déblais de forage (Annexe B);
l'activité du fluide de forage (Annexe C);
le point d'aniline (Annexe D);
les teneurs en chaux, en sels et solides (Annexe E);
l'échantillonnage, le contrôle et le refus (Annexe F);
l'échantillonnage in-situ (Annexe G);
l'activité des déblais de forage (Annexe H);
les sulfures actifs (Annexe I);
l'étalonnage et la vérification de la verrerie, thermomètres, viscosimètres, cuvettes de cornue de
pyrogénation et balances pour fluide de forage (Annexe J);
les appareils de mesure d'obturation de la perméabilité (PPA) comportant des bouchons sécurisés à vis
(Annexe K);
les appareils de mesure d'obturation de la perméabilité (PPA) comportant des bouchons filetés
(Annexe L);
la compatibilité avec un élastomère (Annexe M);
la teneur en sable du fluide à base d'huile (Annexe N);
l'identification et le contrôle de la ségrégation de l'alourdissant (Annexe O);
le formulaire de rapport de tests de fluides de forage à base d'huile (Annexe P).
2 Références normatives
Les documents référencés ci-dessous sont indispensables pour l'utilisation de ce document. Pour les
références datées, seule s'applique l'édition citée. Pour les références non datées, on utilisera la dernière
édition du document référencé (y compris les derniers amendements)
1)
ISO 10414-1:2008 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Essais in-situ des fluides de forage — Partie 1:
Fluides aqueux
2)
ISO 13501 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage — Évaluation des équipements de
traitement
API RP 13D:2010, Recommended practice on the rheology and hydraulics of oil-well drilling fluids (Procédure
recommandée pour la rhéologie et hydraulique des fluides de forage)
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent:
3.1
qualité de réactif ACS
qualité de produits chimiques répondant aux critères de pureté spécifiés par l'«American Chemical Society
(ACS)» (Société Américaine de Chimie) et référencée dans le «Chemical Abstracting Service (CAS)» (Service
des résumés chimiques)
3.2
masse spécifique de l'eau
masse spécifique d'1 g/ml (8,334 lb/gal) pour de l'eau déionisée ou distillée et 1 g/ml (8,345 lb/gal) pour de
l'eau du robinet pure
NOTE De l'eau déionisée ou distillée est utilisée pour tout étalonnage de l'équipement. Pour les besoins de la
présente partie de l'ISO 10414, le volume d'un kilogramme d'eau est d'un litre, et le volume d'eau est numériquement
équivalent au volume de l'eau mesurée en centimètre cubes ou millilitres, soit, 1 g = 1 ml.
1) Pour les besoins de la présente partie de l'ISO 10414, la Procédure Recommandée API 13 B-1:2009, Pratiques
recommandées pour l'évaluation in-situ des fluides de forage aqueux, est équivalente.
2) Pour les besoins de la présente partie de l'ISO 10414, la Procédure Recommandée API 13 C, Pratiques
recommandées dans l'évaluation des systèmes de traitement des fluides de forage, est équivalente.
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3.3
perte d'écoulement immédiat (appelé communément «spurt»)
volume de fluide qui passe à travers l'élément filtrant avant que le gâteau (appelé communément «cake») de
filtration ne se forme
3.4
livre («pound»)
unité américaine courante indiquant une masse [livre-masse («pound-mass»)], contrairement à la livre-force
(«pound–force») exprimant une contrainte de cisaillement
3.5
densité
rapport sans unité de la masse d'un volume de matériau à celle du même volume d'une substance de
référence, c'est à dire le rapport de leurs masses volumiques respectives
NOTE 1 La substance de référence est généralement l'eau pure.
NOTE 2 La densité est couramment connue comme étant la densité relative.
4 Symboles et abréviations
4.1 Symboles
a mesure du potentiel chimique ou de la disponibilité réactive d'un fluide de forage
DF
mesure du potentiel chimique ou de la disponibilité réactive de solutions aqueuses de sels
a
W
standard
a mesure du potentiel chimique ou de la disponibilité réactive des déblais de forage
C
b pente de la vitesse annulaire et contrainte de cisaillement à la paroi dans un écoulement
laminaire, comme défini dans l'Article O.7.2.8
3)
B quantité d'alourdissant ségrégé, exprimé en livres-masse («pounds-mass») par gallon
VSST
C valeur de la correction à ajouter à la lecture du thermomètre
+2
c concentration en calcium du fluide de forage entier, exprimée en milligrammes par litre
Ca ,DF
+2
c concentration en calcium de la phase aqueuse par volume d'eau pure, exprimée en
Ca ,H O
milligrammes par litre
c concentration en chlorure de calcium en phase aqueuse, exprimée en milligrammes par litre
CaCl ,AQ
c concentration en chlorure de calcium du fluide de forage entier, exprimée en milligrammes par
CaCl ,DF,A
litre
c concentration en chlorure de calcium du fluide de forage entier, exprimée en livres par baril
CaCl ,DF,B
c concentration en chlorure de calcium du fluide de forage entier, exprimée en kilogrammes
CaCl ,DF,C
par mètre cube
c degré de pureté de la chaux (hydroxyde de calcium - chaux éteinte), exprimée en fraction
Ca(OH) , %
massique
c concentration totale en chaux (hydroxyde de calcium) du fluide de forage entier, exprimée en
Ca(OH) ,DF,B
livres par baril
3) Le gallon utilisé dans l'ensemble de la présente partie de l'ISO 10414 est le gallon américain de 3,785 4 litres.
c concentration totale en chaux (hydroxyde de calcium) du fluide de forage entier, exprimée en
Ca(OH) ,DF,C
kilogrammes par mètre cube
c concentration en chaux de chaux de chantier, exprimée en livres par baril ou en kilogrammes
Ca(OH) ,F
par mètre cube
-
c concentration en chlorure du fluide de forage entier, exprimée en milligrammes par litre
Cl ,DF
-
c concentration en chlorure du chlorure de calcium du fluide de forage entier, exprimée en
Cl (CaCl ),DF
milligrammes par litre
-
c concentration en chlorure du chlorure de sodium du fluide de forage entier, exprimée en
Cl (NaCl),DF
milligrammes par litre
c concentration en chlorure de sodium de la phase aqueuse, exprimée en milligrammes par litre
NaCl,AQ
c concentration en solides de faible densité (LGS), exprimée en livres par baril
LG,B
c concentration en solides de faible densité (LGS), exprimée en kilogrammes par mètre cube
LG,C
c concentration en chlorure de sodium du fluide de forage entier, exprimée en milligrammes par
NaCl,DF,A
litre
c concentration en chlorure de sodium du fluide de forage entier, exprimée en livres par baril
NaCl,DF,B
c concentration en chlorure de sodium du fluide de forage entier, exprimée en kilogrammes par
NaCl,DF,C
mètre cube
c concentration en chlorure de sodium insoluble du fluide de forage entier, exprimée en
NaCl,DF,INSOL,A
milligrammes par litre
c concentration en chlorure de sodium insoluble du fluide de forage entier, exprimée en livres
NaCl,DF,INSOL,B
par baril
c concentration en chlorure de sodium soluble du fluide de forage entier, exprimée en
NaCl,DF,SOL,A
milligrammes par litre
c concentration en chlorure de sodium soluble du fluide de forage entier, exprimée en livres par
NaCl,DF,SOL,B
baril
c concentration en chlorure de sodium soluble du fluide de forage entier, exprimée en
NaCl,DF,SOL,C
kilogrammes par mètre cube
-2
c concentration en sulfures actifs, exprimée en milligrammes par litre
S
c concentration en alourdissant, exprimée en livres par baril
WM,B
c concentration en alourdissant, exprimée en kilogrammes par mètre cube
WM,C
d distance de la paroi extérieure, exprimée en pouces (inch)
D diamètre extérieur du tube ou diamètre intérieur du trou ouvert, exprimé en pouces (inch)
d diamètre intérieur du tube, exprimé en pouces (inch)
D profondeur verticale réelle, exprimée en pieds (foot)
TVD
E rendement de la pompe, exprimé en pourcentage
f coefficient du tube, extrait de la Table I.2
G' module de conservation (ou rigidité élastique), exprimé en newtons par mètre carré
G" module de perte (ou rigidité visqueuse) , exprimé en newtons par mètre carré
k facteur de consistance, exprimé en livres-force («pound-force») par seconde
C
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L longueur de la section hydraulique, exprimée en pieds (foot)
L longueur, exprimée en pieds (foot)
A
l longueur immergée du tube de cisaillement, exprimée en centimètres
l longueur immergée du tube de cisaillement, exprimée en pouces
A
l longueur du tube Dräger noircie (longueur se teintant), en unités marquées sur le tube
D
m masse de la cornue de pyrogénation («retort») vide (cuve, couvercle et corps de cornue entouré
de laine d'acier), exprimée en grammes
m masse de la cornue de pyrogénation («retort») remplie (cuve avec échantillon, couvercle et
corps de cornue entouré de laine d'acier), exprimée en grammes
m masse du receveur de liquides vide et sec, exprimée en grammes
m masse du receveur de liquides refroidi, avec liquides condensés, exprimée en grammes
m masse de la cornue de pyrogénation («retort») refroidie (corps de cornue entouré de laine
d'acier), exprimée en grammes
m masse des déblais de forage pyrogénés et séchés, exprimée en grammes
d
m masse de fluide de forage soumis à cisaillement à 100 r/min, exprimée en grammes
F1
m masse de fluide de forage prélevée au Sabot de Ségrégation après cisaillement à 100 r/min,
F2
exprimée en grammes
m masse de fluide de forage prélevée du Sabot de Ségrégation après cisaillement à 600 r/min,
F3
exprimée en grammes
m masse du condensat liquide (huile et eau), exprimée en grammes
L
m masse de l'huile, exprimée en grammes
O
m masse de l'échantillon de fluide de forage liquide, exprimée en grammes
S
m masse du tube de cisaillement, exprimée en grammes
st
m masse totale de cisaillement (total plateau et masses marquées), exprimée en grammes
tot
m masse des déblais de forage humides, exprimée en grammes
wc
m masse de l'eau, exprimée en grammes
w
P pression mesurée, exprimée en livres manométriques par pouce carré («pounds- gauge per
square inch»)
P augmentation anticipée de pression, exprimée en livres manométriques par pouce carré
(«pounds- gauge per square inch»)
P
gradient de pression, exprimé en livres manométriques par pouce carré et pied («pounds-gauge
L
A
per square inch per feet»)
Q débit de pompage, exprimé en gallons par minute
R lecture moyenne pour le thermomètre de référence, exprimée en degrés
R lecture moyenne pour le thermomètre de travail, exprimée en degrés
R lecture cadran à 600 révolutions par minute, exprimée en degrés de déflection
R lecture cadran à 300 révolutions par minute, exprimée en degrés de déflection
R rapport calculé du mesurage de remise en suspension du lit, exprimé en pourcentage
BPU
R rapport de la fraction volumique d'huile à la somme des fractions volumiques huile et eau pure à
O
partir de l'analyse par pyrogénation, exprimé en pourcentage
R rapport de la fraction volumique d'huile à la somme des fractions volumiques huile et saumure,
B
exprimé en pourcentage
R rapport de la fraction volumique d'eau à la somme des fractions volumiques huile et eau pure à
W
partir de l'analyse par pyrogénation, exprimé en pourcentage
ROC huile retenue sur les déblais de forage, exprimée en grammes par kilogramme de déblais (qu'ils
soient humides ou secs)
S Taux de ségrégation («Sag registrer»)
t temps, exprimé en minutes
V perte d'écoulement immédiat («spurt loss»), en millilitres
V volume de filtrat après 7,5 min, en millilitres
7,5
V volume de filtrat après 30 min, en millilitres
V volume annulaire, exprimé en barils
A
V volume de réactif à 0,282 mol/l (0,282 N) de nitrate d'argent, en millilitres
AgNO3
V demande en alcalinité
B
V volume de solution d'EDTA à 0,1 mol/l, exprimé en millilitres
EDTA
V volume du filtrat
F
V volume d'acide sulfurique à 0,05 mol/l (0,1 N), exprimé en millilitres
H SO
2 4
V alcalinité du fluide de forage entier, exprimée en ml d'acide sulfurique à 0,05 mol/l
K
V volume du receveur à un repère donné, exprimé en millilitres
M
V volume de NaOH à 0,1 mol/l (0,1 N), exprimé en millilitres
NaOH
V volume d'huile, exprimé en millilitres
O
V volume du filtrat du PPT, en millilitres
PPT
V volume total de liquides condensés (huile et eau), exprimé en millilitres
R
V volume de la cuve de cornue de pyrogénation («retort»), exprimé en millilitres
RC
V volume de l'échantillon de fluide de forage, exprimé en millilitres
S
V volume d'eau, exprimé en millilitres, ou masse d'eau, exprimée en grammes (1 ml = 1 g),
w
(voir 3.2)
v variation de la vitesse annulaire, exprimée en pieds par minute
a
v vitesse annulaire, exprimée en pieds par minute
a
v débit de filtration statique (vélocité du flux), en millilitres par minute à la racine carrée
f
w fraction massique de chlorure de calcium en phase aqueuse, exprimée en pourcentage de la
CaCl
masse de la phase aqueuse totale
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w fraction massique de chlorure de calcium en phase aqueuse d'un fluide sursaturé, exprimée en
CaCl ,SAT
pourcentage de la masse de la phase aqueuse totale
w fraction massique de chlorure de sodium en phase aqueuse, exprimée en pourcentage de la
l
NaC
masse de la phase aqueuse totale
w fraction massique maximum de chlorure de sodium soluble en phase aqueuse qui peut exister
NaCl,MAX
pour une fraction massique donnée de chlorure de calcium, exprimée en pourcentage de la
masse de la phase aqueuse totale
w fraction massique maximum recalculée de chlorure de sodium soluble en phase aqueuse qui
NaCl,MAX-C
peut exister pour une fraction massique donnée de chlorure de calcium, exprimée en
pourcentage de la masse de la phase aqueuse totale
Y seuil d'écoulement, exprimé en pascals
PA
Y seuil d'écoulement, exprimé en livres par cent pieds carrés, souvent libellé YP
PB
force du gel à 10 minutes, exprimée en livres par cent pieds carrés (psi/100 ft²)
10m
force du gel à 10 secondes, exprimée en livres par cent pieds carrés (psi/100 ft²)
10s
gradient du fluide de forage, exprimé en kilopascals par mètre
DFG,A
gradient du fluide de forage, exprimé en livres par pouce carré et pied (psi/ft)
DFG,B
contrainte de cisaillement du fluide de forage, exprimée en livres par pouce carré et pied (psi/ft)
A
contrainte de cisaillement du fluide de forage, exprimée en pascals
B
taux de cisaillement du fluide, exprimé en secondes à la puissance moins un
i
η rotation de la tige de forage, exprimée en révolutions par minute
h viscosité apparente, exprimée en millipascal secondes (centipoises)
AV
h viscosité plastique, exprimée en millipascal secondes (centipoises)
PV
fraction volumique de saumure, exprimée en pourcentage de fluide de forage entier
B
fraction volumique corrigée des solides, exprimée en pourcentage de fluide de forage entier
D
fraction volumique des solides pyrogénés secs, exprimée en pourcentage du volume total de
d
l'échantillon
fraction volumique des solides de faible densité (LGS), exprimée en pourcentage du total des
LG
solides en suspension
fraction volumique d'huile, exprimée en pourcentage du total du fluide de forage
O
fraction volumique d'eau pure, exprimée en pourcentage du total du fluide de forage
W
fraction volumique des alourdissants, exprimée en pourcentage du total des solides en
WM
suspension
masse spécifique du fluide de forage, exprimée en livres par gallon (ppg)
masse spécifique de la phase aqueuse, exprimée en grammes par millilitre
B
masse spécifique du fluide de forage, exprimée en kilogrammes par mètre cube
C
masse spécifique du fluide de forage, exprimée en livres par gallon
B1
masse spécifique du fluide de forage, exprimée en livres par pied cube
B2
masse spécifique moyenne (masse volumique) des solides en suspension
d
perte de charge et autres effets des déblais de forage sur la masse spécifique
ECD-hyd
masse spécifique équivalente en circulation (ECD) totale prédite
ECD-tot
modification de pression due à la rotation
ECD-rot
masse spécifique des solides de faible densité (LGS), exprimée en grammes par millilitre
LG
masse spécifique maximum rapportée du fluide de forage, exprimée en livres par gallon
max
masse spécifique nominale du fluide de forage, exprimée en livres par gallon (ppg)
nom
masse spécifique de l'huile utilisée, exprimée en grammes par millilitre
O
masse spécifique du fluide de forage, exprimée en grammes par millilitre
S
masse spécifique de l'eau, exprimée en grammes par millilitre, à la température d'essai (voir
W
Tableau J.1)
masse spécifique des alourdissants, exprimée en grammes par millilitre
WM
τ contrainte de cisaillement à la paroi, exprimée en livres-force («pound–force») par cent pieds
W
carrés
τ seuil d'écoulement du fluide de forage, exprimée en livres-force («pound–force») par cent pieds
Y
carrés
4.2 Abréviations
ACS American Chemical Society
API American Petroleum Institute
ASTM American Society of Testing Materials
AV viscosité apparente
CAS Chemical Abstracting Services
ECD masse spécifique en circulation équivalente exprimée en kilogrammes par mètre cube (livres par
gallon (ppg))
EDTA sel sodique du diacide-éthylène-diamine-tétraacétique
ERD forage à portée étendue
ES stabilité électrique
ESD masse spécifique statique équivalente exprimée en kilogrammes par mètre cube (livres par gallon
(ppg))
HTHP haute température, haute pression
OCMA Oil Company Materials Association
OBR rapport huile/saumure
OWR rapport huile/eau
PNP propylène glycol n-propyl éther
PPA appareillage de mesure de l'obturation de perméabilité («permeability plugging»)
PPT test d'obturation de perméabilité («permeability plugging test»)
PTFE polytetrafluoroéthylène (exemple, Teflon®)
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PV viscosité plastique
PVT relation pression, volume, et température
SI unités du Système International
TC à contenir
TD à fournir
TVD profondeur verticale réelle [exprimée en mètres (pieds)]
USC unités américaines couramment utilisées
VSST test du sabot de ségrégation du viscosimètre («Viscometer Sag Shoe Test»)
YP seuil d'écoulement
5 Détermination de la masse spécifique du fluide de forage (poids de la boue)
5.1 Principe
Une procédure est donnée pour déterminer la masse d'un volume donné de liquide (sa masse spécifique). La
masse spécifique d'un fluide de forage est exprimée en grammes par millilitre, ou en kilogrammes par mètre
cube (livres par gallon ou livres par pied cube).
5.2 Appareillage
5.2.1 Tout instrument de mesure de la masse spécifique ayant une précision de 0,01 g/ml
3 3
ou 10 kg/m (0,1 lb/gal or 0,5 lb/ft ).
La balance à boue est l'instrument généralement utilisé pour déterminer la masse spécifique du fluide de
forage. La balance à boue est conçue de manière à ce que la cuve contenant le fluide de forage, à une
extrémité du fléau, soit équilibrée, de l'autre côté par un contrepoids fixe situé à l'extrémité, et par un curseur
contrepoids libre de se déplacer le long d'une échelle graduée. Un niveau à bulle est monté sur le fléau pour
assurer une pesée précise. Des attaches permettant d'étendre la portée de la balance peuvent être utilisées,
si nécessaire.
Il convient d'étalonner fréquemment l'instrument avec de l'eau douce, par exemple une ou deux fois par
semaine. L'eau douce est supposée donner une lecture de 1,00 g/ml ou 1 000 kg/m (8,345 lb/gal ou
62,4 lb/ft ) à 21 °C (70 °F). Si ce n'est pas le cas, ajuster, selon les besoins, la vis d'équilibrage ou bien la tare
(grains de plomb) dans le réceptacle situé à l'extrémité du bras gradué. Il conviendra aussi d'effectuer un
étalonnage de la masse spécifique maximale, comme spécifié par le constructeur, et ceci de manière moins
fréquente, par exemple une fois par an.
5.2.2 Thermomètre, avec une échelle de 0 °C à 105 °C (32 °F à 220 °F), avec une précision de 0,1 °C
(0,2 °F).
5.3 Mode opératoire
5.3.1 Il convient que la base de la balance à boue repose sur une surface plane et de niveau.
5.3.2 Mesurer et consigner la température du fluide de forage.
5.3.3 Remplir la cuve propre et sèche avec le fluide de forage à tester. Poser le bouchon sur la cuve pleine
de fluide de forage et le faire jusqu'à appui ferme sur son siège. S'assurer qu'une partie du fluide de forage
est expulsé à travers l'orifice se trouvant dans le bouchon, afin de libérer l'air ou le gaz qui auraient pu être
piégés.
5.3.4 En maintenant fermement le bouchon sur la cuve contenant le fluide de forage (un doigt recouvrant
l'orifice du couvercle), laver ou essuyer l'extérieur de la cuve pour qu'elle soit propre et sèche.
5.3.5 Placer le fléau sur le couteau de la base et l'équilibrer en déplaçant le curseur le long de l'échelle
graduée. L'équilibre est atteint lorsque la bulle se trouve sous la ligne médiane.
5.3.6 Lire la masse spécifique du fluide de forage sur l'une des quatre échelles graduées se trouvant sous
la flèche du curseur. Étant donné que l'eau est considérée comme ayant une masse spécifique de 1g/ml (voir
définitions 3.2 et 3.5), la masse spécifique peut être lue directement dans les unités grammes par millilitre au
moyen de l'échelle de densité, livres par gallon et livres par pied cube, ou comme gradient de fluide de forage
en livres par pouce carré et mille pieds (psi/1 000 ft).
5.4 Calcul
5.4.1 Consigner la masse spécifique du fluide de forage à 0,01 g/ml ou 10 kg/m près (0,1 lb/gal ou
0,5 lb/ft ).
5.4.2 Pour convertir la lecture, , en d'autres unités, utiliser les équations (1) à (7) et les Tableaux 1 et 2.
Les Équations (1) à (3) sont utilisées pour convertir la masse spécifique, , exprimée en grammes par
S
millilitre, en d'autres unités:
1 000 (1)
C S
où est la masse spécifique du fluide de forage, exprimée en kilogrammes par mètre cube.
C
8,345 (2)
B1 S
où est la masse spécifique du fluide de forage, exprimée en livres par gallon.
B1
62,4 (3)
B2 S
où est la masse spécifique du fluide de forage, exprimée en livres par pied cube.
B2
Le Tableau 1 fournit le facteur de conversion d'une unité de masse spécifique à une autre.
Tableau 1 — Conversion des unités de masse spécifique
Mesuré en Multiplier pour obtenir
3 3
g/ml lb/gal
kg/m lb/ft
g/ml 1 1 000 8,345 62,43
0,001 1 0,008 3 0,062 43
kg/m
lb/gal 0,120 120 1 7,480 5
0,016 0 16,02 0,133 7 1
lb/ft
Les équations (4) à (7) sont utilisées pour convertir la masse spécifique en gradient du fluide de forage, ,
DFG
exprimé en kilopascals par mètre (livres par pouce carré et pied):
9,81 g/ml (4)
DFG,A
0,022 6 psi/ft (5)
DFG,A
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0,052 0 lb/gal (6)
DFG,B
0,006 94 lb/ft (7)
DFG,B
où
est le gradient du fluide de forage, exprimé en kilopascals par mètre;
DFG,A
est le gradient du fluide de forage, exprimé en livres par pouce carré et pied (psi/ft).
DFG,B
Une liste de conversions de masse spécifique est donnée dans le Tableau 2.
Tableau 2 — Conversion de masse spécifique
Grammes Kilogrammes Livres par gallon Livres par pied cube
par par mètre cube
a
centimètre cube
3 3
g/ml kg/m (lb/gal) (lb/ft )
0,70 700 5,8 43.7
0,80 800 6,7 49.9
0,90 900 7,5 56.1
b
1,00 1 000 8,345 62.4
1,10 1 100 9,2 68,7
1,20 1 200 10,0 74,9
1,30 1 300 10,9 81,1
1,40 1 400 11.7 87,4
1,50 1 500 12,5 93,6
1,60 1 600 13,4 99,9
1,70 1 700 14,2 106.1
1,80 1 800 15,0 112,4
1,90 1 900 15.9 118,6
2,00 2 000 16,7 124,8
2,10 2 100 17,5 131,1
2,20 2 200 18,4 137,3
2,30 2 300 19.2 143,6
2,40 2 400 20,0 149,8
2,50 2 500 20,9 156,1
2,60 2 600 21,7 162,3
2,70 2 700 22,5 168,5
2,80 2 800 23,4 174,8
2,90 2 900 2,.2 181,0
a
même valeur que la densité relative en grammes par centimètre cube ou en kilogrammes par litre
b
facteur de conversion précis.
6 Méthode alternative pour déterminer la masse spécifique du fluide de forage
6.1 Principe
6.1.1 La balance à boue pressurisée permet, mieux qu'une balance à boue conventionnelle, de déterminer
la masse spécifique d'un fluide de forage contenant de l'air ou du gaz entraîné. Le fonctionnement de la
balance à boue pressurisée est similaire à celui de la balance à boue conventionnelle, la différence résidant
dans le fait que l'échantillon de fluide de forage est placé dans une cuve d'échantillonnage de volume fixe
sous pression.
6.1.2 Le fait de placer l'échantillon sous pression permet de réduire au minimum l'effet de l'air ou du gaz
entraîné lors des mesures de la masse spécifique du fluide de forage. La mise sous pression de la cuve
d'échantillonnage permet de réduire à un volume négligeable tout air ou gaz entraîné, fournissant ainsi une
mesure de la masse spécifique du fluide de forage correspondant plus étroitement à celle obtenue en
conditions de fond.
6.2 Appareillage
6.2.1 Tout instrument de mesure de la masse spécifique ayant une précision de ±0,01 g/ml ou
3 3
10 kg/m (0,1 lb/gal ou 0,5 lb/ft ).
La balance à boue pressurisée est l'instrument généralement utilisé pour déterminer la masse spécifique du
fluide de forage sous pression. La balance à boue pressurisée est conçue de manière à ce que la cuve
d'échantillonnage et le couvercle vissé à une extrémité du fléau, soient équilibrés de l'autre côté par un
contrepoids fixe situé à l'extrémité, et par un curseur contrepoids libre de se déplacer le long d'une échelle
graduée. Un niveau à bulle est monté sur le fléau pour assurer une pesée précise.
Il convient d'étalonner fréquemment l'instrument avec de l'eau douce, par exemple une ou deux fois par
semaine. L'eau douce est supposée donner une lecture de 1,00 g/ml ou 1 000 kg/m (8,345 lb/gal ou
62,4 lb/ft ) à 21 °C (70 °F). Si ce n'est pas le cas, ajuster, selon les besoins, la vis d'équilibrage ou bien la tare
(grains de plomb) dans le réceptacle situé à l'extrémité du
...
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