ISO 13501:2005
(Main)Petroleum and natural gas industries - Drilling fluids - Processing systems evaluation
Petroleum and natural gas industries - Drilling fluids - Processing systems evaluation
ISO 13501:2005 provides a standard procedure for assessing and modifying performance of solids control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing. ISO 13501:2005 is not intended for the comparison of similar types of individual pieces of equipment.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage — Évaluation des systèmes de traitement
L'ISO 13501:2005 fournit un mode opératoire normalisé pour l'évaluation et la modification des performances des systèmes d'équipements de contrôle des solides, couramment utilisés dans le domaine du traitement des fluides de forage de pétrole et de gaz naturel. Il n'est pas prévu que ce mode opératoire soit utilisé pour comparer des types similaires d'équipements particuliers.
General Information
Relations
Frequently Asked Questions
ISO 13501:2005 is a standard published by the International Organization for Standardization (ISO). Its full title is "Petroleum and natural gas industries - Drilling fluids - Processing systems evaluation". This standard covers: ISO 13501:2005 provides a standard procedure for assessing and modifying performance of solids control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing. ISO 13501:2005 is not intended for the comparison of similar types of individual pieces of equipment.
ISO 13501:2005 provides a standard procedure for assessing and modifying performance of solids control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing. ISO 13501:2005 is not intended for the comparison of similar types of individual pieces of equipment.
ISO 13501:2005 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 13501:2005 has the following relationships with other standards: It is inter standard links to ISO 13501:2011. Understanding these relationships helps ensure you are using the most current and applicable version of the standard.
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Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13501
First edition
2005-12-01
Petroleum and natural gas industries —
Drilling fluids — Processing systems
evaluation
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage —
Évaluation des systèmes de traitement
Reference number
©
ISO 2005
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Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms. 1
4 Requirements . 12
5 Drilled solids removal — System performance . 12
6 Rigsite evaluation of drilled-solids management equipment. 17
7 Practical operational guidelines. 21
8 Conductance of shale-shaker screens.30
9 Shale-shaker screen designation. 35
10 Non-blanked area of shale-shaker screen panel . 43
11 Shale-shaker screen labelling . 45
Annex A (informative) Derivation of capture equation . 49
Bibliography . 51
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 13501 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 3, Drilling and completion fluids,
and well cements.
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Introduction
This International Standard covers equipment which is commonly used in petroleum and natural gas drilling
fluids processing. This equipment can be purchased or rented from multiple sources, and is available
worldwide. No single-source or limited-source equipment is included, either by inference or reference.
International Standards are published to facilitate communications between purchasers and manufacturers, or
provide interchangeability between similar equipment and materials purchased from different manufacturers
and/or at different times, and to provide an adequate level of safety when the equipment or materials are
utilized in the manner and for the purposes intended. This International Standard provides minimum
requirements and is not intended to inhibit anyone from purchasing or using equipment made to other
standards. This International Standard is subject to periodic review and can be revised or withdrawn at such
time as deemed appropriate.
The purpose of this International Standard is to provide a method of assessing the performance of solids
control equipment systems in the field. It includes procedures for evaluation of shale shakers, centrifugal
pumps, degassers, hydrocyclones, mud cleaners and centrifuges, as well as an entire system evaluation.
Shale-shaker screenLabelling and separation potential of shale-shaker screens have been addressed as part
of this International Standard.
This International Standard is based on API RP 13C, third edition, December 2004 (for drilling fluid processing
equipment) and shale-shaker screen API RP 13E, third edition, May 1, 1993 (for shale-shaker screens).
ISO publications may be used by anyone desiring to do so. Every effort has been made to assure the
accuracy and reliability of the data contained in them; however, no representation, warrant or guarantee in
connection with this publication is made by ISO. ISO hereby expressly disclaims any liability, or responsibility
for loss or damage resulting from use of this International Standard or for the violation of any federal, state or
municipal regulation with which this publication may conflict.
Standards are published to facilitate the broad availability of proven, sound engineering and operating
practices. Users of this International Standard should be aware that further or differing requirements may be
needed for individual applications. This International Standard is not intended to inhibit a vendor from offering,
or the purchaser from accepting, alternative equipment or engineering solutions for the individual application.
This may be particularly applicable where there is innovative or developing technology. Where an alternative
is offered, the vendor should identify any variations from this International Standard and provide details.”
Any manufacturer marking equipment or materials in conformance with the marking requirements is solely
responsible for complying with all the applicable requirements of that standard. ISO does not represent,
warrant, or guarantee that such products do in fact conform to the applicable International Standard.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 13501:2005(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids —
Processing systems evaluation
1 Scope
This International Standard provides a standard procedure for assessing and modifying performance of solids
control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing.
This procedure is not intended for the comparison of similar types of individual pieces of equipment.
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.
ISO 3310-1, Test sieves — Technical requirements and testing — Part 1: Test sieves of metal wire cloth
ANSI/AWWA Standard C700, Cold-water meters — Displacement type, bronze main case
API, Manual of Petroleum Measurement Standards
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1 Terms and definitions
3.1.1
addition section
compartment(s) in the surface drilling fluid system between the removal section and the suction section which
provides a well-agitated compartment(s) for the addition of commercial products such as chemicals,
necessary solids and liquids
3.1.2
agitator
mechanical stirrer
mechanically driven mixer that stirs the drilling fluid by turning an impeller near the bottom of a mud
compartment to blend additives, suspend solids and maintain a uniform consistency of the drilling fluid
3.1.3
aperture
〈screen cloth〉 opening between the wires in a screen cloth
3.1.4
aperture
〈screen surface〉 opening in a screen surface
3.1.5
apex
opening at lower end of a hydrocyclone
3.1.6
API sand
〈physical description〉 particles in a drilling fluid that are too large to pass through a 74 µm sieve (API 200
screen)
NOTE 1 Its amount is expressed as a volume fraction (percent) of drilling fluid.
NOTE 2 Particle size is a descriptive term; the particles can be shale, limestone, wood, gold or any other material.
3.1.7
API screen number
mesh, obsolete
mesh count, obsolete
number in an API system used to designate the D100 separation range of a mesh screen cloth
cf. D100 separation (3.1.23)
NOTE 1 The term mesh was formerly used to refer to the number of openings (and fraction thereof) per linear inch in a
screen, counted in both directions from the centre of a wire. This term is being replaced by the API screen number.
NOTE 2 Mesh count was formerly used to describe the fineness of a square or rectangular mesh screen cloth. For
example, a mesh count such as 30 × 30 or often 30 mesh indicates a square mesh, while a designation such as
70 x 30 mesh indicates rectangular mesh. This term is being replaced by the API screen number.
NOTE See 9.6 for further information.
3.1.8
backing plate
support plate attached to the back of screen cloth(s)
3.1.9
baffle
plate or obstruction built into a compartment to change the direction of fluid flow
3.1.10
barite
baryte
natural barium sulfate (BaSO ) used for increasing the density of drilling fluids
NOTE International Standards require a minimum specific gravity of 4,20 for barite, but do not specify that the
material must be barium sulfate. Commercial ISO 13500 barite can be produced from a single ore or a blend of ores, and
can be a straight-mined product or processed by flotation methods. It can contain accessory minerals other than barium
sulfate (BaSO ). Because of mineral impurities, commercial barite can vary in colour from off-white to grey to red or brown.
Common accessory minerals are silicates such as quartz and chert, carbonate compounds such as siderite and dolomite,
and metallic oxide and sulfide compounds.
3.1.11
blinding
reduction of open area in a screening surface caused by coating or plugging
3.1.12
bonding material
material used to secure screen cloth to a backing plate or support screen
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3.1.13
centrifugal pump
machine for moving fluid by spinning it using a rotating impeller in a casing with a central inlet and a tangential
outlet
NOTE The path of the fluid is an increasing spiral from the inlet at the centre to the outlet, tangent to the impeller
annulus. In the annular space between the impeller vane tips and the casing wall, the fluid velocity is roughly the same as
that of the impeller vane tips. Useful work is produced by the pump when some of the spinning fluid flows out of the casing
tangential outlet into the pipe system. Power from the motor is used to accelerate the fluid entering the inlet up to the
speed of the fluid in the annulus. Some of the motor power is expended as friction of the fluid in the casing and impeller.
3.1.14
centrifuge
device, rotated by an external force, for the purpose of separating materials of various masses (depending
upon specific gravity and particle sizes) from a slurry to which the rotation is imparted primarily by the rotating
containing walls
NOTE In a weighted drilling fluid, a centrifuge is usually used to eliminate colloidal solids.
3.1.15
check section
suction section
last active section in the surface system which provides a location for rig pump and mud hopper suction, and
ideally is large enough to check and adjust drilling fluid properties before the drilling fluid is pumped downhole
3.1.16
clay mineral
soft variously coloured earth, commonly hydrous silicate of alumina
NOTE Clay minerals are essentially insoluble in water but disperse under hydration, grinding, heating or velocity
effects. Particle sizes of clay mineral can vary from sub-micrometre to larger than 100 µm.
3.1.17
clay particle
colloidal particles of clay mineral having less than 2 µm equivalent spherical diameter
cf. colloidal solid (3.1.20)
3.1.18
coating
〈substance〉 material adhering to a surface to change the properties of the surface
cf. blinding (3.1.11)
3.1.19
coating
〈physical process〉 procedure by which material forms a film that covers the apertures of the screening surface
cf. blinding (3.1.11)
3.1.20
colloidal solid
particle of diameter less than 2 µm
NOTE This term is commonly used as a synonym for clay particle size.
3.1.21
conductance
permeability per unit thickness of a static (not in motion) shale-shaker screen
1)
NOTE It is expressed in units of kilodarcies/millimetre.
3.1.22
cuttings
formation pieces dislodged by the drill bit and brought to the surface in the drilling fluid
NOTE Field practice is to call all solids removed by the shaker screen “cuttings,” although some can be sloughed
material.
3.1.23
D100 separation
particle size, expressed in micrometres, determined by plotting the percentage of aluminium oxide sample
separated by the test screen on the plot of cumulative mass fraction (as percent) retained versus U.S. Sieve
Opening (expressed in micrometres) for the sieve analysis of the aluminium oxide test sample
NOTE 100 % of the particles larger than the D100 separation are retained by the test screen.
3.1.24
decanting centrifuge
centrifuge which removes solids from a feed slurry by rotating the liquid in cylindrical bowl at high speed and
discharges the larger particles as a damp underflow
NOTE Colloidal solids are discharged with the liquid overflow, or light slurry. The decanting centrifuge has an internal
auger that moves solids that have settled to the bowl walls out of a pool of liquid and to the underflow.
3.1.25
density
mass divided by volume
NOTE 1 In the SI system, density is expressed in kilograms per cubic metre (kg/m ); In United States Customary units
it is expressed as pounds per gallon (lb/gal) or pounds per cubic foot (lb/ft ).
NOTE 2 Drilling fluid density is commonly referred to as “drilling fluid weight” or “mud weight.”
3.1.26
desander
hydrocyclone, having an inside diameter of 152 mm (6 in) or larger, that removes a high proportion of the
particles of diameter 74 µm and larger from a drilling fluid
3.1.27
desilter
hydrocyclone having an inside diameter less than 152 mm (6 in)
3.1.28
dilution
method of decreasing the drilled-solids content of a slurry by addition of a material(s) other than drilled solids,
usually a clean drilling fluid
1) The darcy is not an SI unit. The SI unit of permeability to fluid flow is defined as the amount of permeability that
3 2
permits 1 m of fluid of a viscosity of 1 pascal per second to flow through a section 1 m thick with a cross section of 1 m in
1 second at a pressure difference of 1 pascal. That unit has no special name. The SI unit of permeability = 1,013 25 × 10
darcy.
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3.1.29
dilution factor
ratio of the actual volume of clean drilling fluid required to maintain a targeted drilled-solids concentration to
the volume of drilling fluid required to maintain the same drilled-solids fraction over the same specified interval
of footage with no drilled-solids removal system
3.1.30
drilled solids
formation solids which enter the drilling-fluid system, whether produced by the drill bit or from the side of the
borehole
3.1.31
drilled-solids fraction
average volume fraction of drilled solids maintained in the drilling fluid over a specified interval of footage
3.1.32
drilled-solids removal system
all equipment and processes used while drilling a well that remove the solids generated from the hole and
carried by the drilling fluid
NOTE These processes include settling, screening, desanding, desilting, centrifuging and dumping.
3.1.33
drilled-solids removal system performance
measure of the removal of drilled solids by surface solids-control equipment
NOTE The calculation is based on a comparison of the dilution required to maintain the desired drilled-solids content,
with that which would have been required if none of the drilled solids were removed.
3.1.34
drilling fluid
any liquid or slurry pumped down the drill string and up the annulus of a hole during the drilling operation
3.1.35
eductor
〈fluid stream〉 device utilizing a fluid stream discharging under high pressure from a jet through an annular
space to create a low pressure region
NOTE When properly arranged, it can evacuate degassed drilling fluid from a vacuum-type degasser or pull solids
through a hopper.
3.1.36
eductor
〈pressure jet〉 device using a high velocity jet to create a low pressure region (Bernoulli Principle) which draws
liquid or dry material to be blended with the drilling fluid
3.1.37
effluent
discharge of liquid, generally a stream, after some attempt at separation or purification has been made
3.1.38
equalizer
opening for flow between compartments in a surface fluid-holding system which allows all compartments to
maintain the same fluid level
3.1.39
flow capacity
rate at which equipment, such as a shaker, can process drilling fluid and solids
NOTE It is a function of many variables, including shaker configuration, design and motion, drilling fluid rheology,
solids loading, and blinding by near-size particles.
3.1.40
flow line
piping or trough which directs drilling fluid from the rotary nipple to the surface drilling-fluid system
3.1.41
flow rate
volume of liquid or slurry which moves through a pipe in one unit of time
NOTE It is expressed as cubic metres per minute, gallons per minute, barrels per minute, etc.
3.1.42
foam
〈phase system〉 two-phase system, similar to an emulsion, in which the dispersed phase is air or gas
3.1.43
foam
〈floating material〉 bubbles floating on the surface of the drilling fluid
NOTE The bubbles are usually air-cut drilling fluid but can be formation gasses.
3.1.44
gumbo
cuttings that agglomerate and form a sticky mass as they are circulated up the wellbore
3.1.45
head
height that a fluid column would reach in an open-ended pipe if the pipe were attached to the point of interest
NOTE The head at the bottom of a 300 m (1 000 ft) well is 300 m (1 000 ft), but the pressure at that point depends
upon the density of the drilling fluid in the well.
3.1.46
high specific gravity solids
solids added to a drilling fluid specifically to increase drilling-fluid density
NOTE Barite (specific gravity = 4,2) and haematite (specific gravity = 5,05) are the most common.
3.1.47
hook strip
hooks on the edge of a screen section of a shale shaker which accept the tension member for screen
mounting
3.1.48
hopper
mud hopper
large funnel- or coned-shaped device into which dry components are poured to uniformly mix the components
with liquids or slurries that are flowing through the lower part of the cone
3.1.49
hydrocyclone
cone
cyclone
liquid-solids separation device utilizing centrifugal force for settling
NOTE Fluid enters tangentially and spins inside the hydrocyclone The heavier solids settle to the walls of the
hydrocyclone and move downward until they are discharged at the hydrocyclone apex. The spinning fluid travels partway
down the hydrocyclone and back up to exit out the top of the hydrocyclone through a vortex finder.
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3.1.50
impeller
spinning disc in a centrifugal pump with protruding vanes used to accelerate the fluid in the pump casing
3.1.51
manifold
length of pipe with multiple connections for collecting or distributing drilling fluid
3.1.52
Marsh funnel viscosity
funnel viscosity
viscosity measured with the instrument used to monitor drilling fluid
NOTE A Marsh funnel is a tapered container with a fixed orifice at the bottom so that, when filled with 1 500 cm of
fresh water, 946 cm (one quart) will drain in 26 s. It is used for comparison values only and not to diagnose drilling fluid
problems. See ISO 10414-1 (API RP 13B-1) and ISO 10414-2 (API RP 13B-2).
3.1.53
mud
slurry of insoluble and soluble solids in either a water, synthetic or oil continuous-phase fluid
cf. drilling fluid (3.1.34).
3.1.54
mud balance
beam-type balance used in determining drilling fluid density
NOTE See ISO 10414-1 and ISO 10414-2.
3.1.55
mud cleaner
combination of hydrocyclones and screens in series with the underflow of the hydrocyclones
NOTE The hydrocyclone overflow returns to the drilling fluid, while the underflow of the hydrocyclones is processed
through a vibrating screen. The screen is usually of size API 150 or finer. The screen solids discharge is discarded while
the liquid and solids passing through the screen are returned to the drilling fluid.
3.1.56
mud compartment
subdivision of the removal, addition or check/suction sections of a surface system
3.1.57
mud gun
submerged nozzle used to stir drilling fluid with a high-velocity stream
3.1.58
near-size particle
particle whose size is close to the size of the openings in the screen through which its passage is under
evaluation
3.1.59
oil-based drilling fluid
drilling fluid in which the continuous phase is not miscible with water, and water or brine is the dispersed
phase
NOTE Oil-based drilling fluids are usually referred to as non-aqueous drilling fluids, or NAF.
3.1.60
overflow
centrate
discharge stream from a centrifugal separation that contains a higher percentage of liquids than does the feed
3.1.61
particle
discrete unit of solid material that consists of a single grain or of any number of grains stuck together
3.1.62
particle size distribution
mass, or net volume, classification of solid particles into each of the various size ranges as a percentage of
the total solids of all sizes in a fluid sample
3.1.63
plastic viscosity
measure of the high-shear-rate viscosity which depends upon the number, shape and size of solids and the
viscosity of the liquid phase
NOTE Plastic viscosity is calculated by subtracting the 300 r/min concentric cylinder viscometer reading from the
600 r/min concentric cylinder viscometer reading (see ISO 10414-1 and ISO 10414-2).
3.1.64
plugging
wedging or jamming of openings in a screening surface by near-size particles, preventing passage of
undersize particles and leading to the blinding of the screen (see blinding)
3.1.65
possum belly
compartment, or back tank, on a shale shaker into which the flow line discharges, and from which drilling fluid
is either fed to the screens or is bypassed, if necessary
3.1.66
removal section
first section in the surface drilling-fluid system, consisting of a series of compartments to remove gas and
undesirable solids
3.1.67
retort
instrument used to distil oil, water and other volatile material in a drilling fluid
NOTE The amount of volatile fluid is used to determine oil, water and total solids contents as volume fraction percent,
expressed as a percent (see ISO 10414-1 or ISO 10414-2).
3.1.68
sand trap
first compartment and the only unstirred or unagitated compartment in a surface system, and intended as a
settling compartment
3.1.69
screen cloth
type of screening surface woven in square, rectangular or slotted openings
3.1.70
screening
mechanical process resulting in a division of particles on the basis of size by their acceptance or rejection by a
screening surface
8 © ISO 2005 – All rights reserved
3.1.71
shale shaker
mechanical device that separates cuttings and large solids from a drilling fluid
NOTE The separation methods can include vibrating screens, rotating cylindrical screens, etc.
3.1.72
sieve
laboratory screen with wire-mesh or electronically-punched holes of known dimensions
3.1.73
sieve analysis
classification by mass of solid particles passing through or retained on a sequence of screens with decreasing
aperture sizes
NOTE Sieve analysis can be carried out by wet or dry methods.
3.1.74
slug tank
small compartment, normally adjacent to the suction compartment, used to mix special fluids to pump
downhole
NOTE Slug tanks are most commonly used to prepare a small volume of weighted drilling fluid before a drillstem trip
in and out of the borehole.
3.1.75
suction compartment
〈general〉 any compartment from which a pump removes fluid
3.1.76
suction compartment
〈specific〉 area of the check/suction section that supplies drilling fluid to the suction of the drilling-fluid pumps
3.1.77
sump
pan or lower compartment below the lowest shale-shaker screen
3.1.78
tensioning
stretching of a screening surface of a shale shaker to the proper tension while positioning it within the vibrating
frame
3.1.79
total dilution
volume of drilling fluid that would be built to maintain a specified volume fraction of drilled solids over a
specified interval of footage if there were no solids removal system
3.1.80
total non-blanked area
net unblocked area that will permit the passage of fluid through a screen
NOTE 1 It is expressed in square metres (square feet).
NOTE 2 Some screen designs can eliminate as much as 40 % of the gross screen panel area from fluid flow due to
backing-plate and bonding-material blockage.
3.1.81
trip tank
gauged and calibrated vessel used to account for fill and displacement volumes as pipe is pulled from and run
into the hole
NOTE Close observation allows early detection of formation fluid entering a wellbore and of drilling fluid loss to a
formation.
3.1.82
underflow
〈centrifugal separator〉 discharge stream from a centrifugal separator that contains a higher percentage of
solids than does the feed
3.1.83
underflow
〈screen separator〉 discharge stream from a screen separator that contains a lower percentage of solids than
does the feed
3.1.84
unoccluded
unobstructed area of a screen opening
3.1.85
unweighted drilling fluid
drilling fluid that does not contain commercial suspended solids added for the purpose of increasing the
density of the drilling fluid
3.1.86
viscosity
ratio of shear stress to shear rate
NOTE 1 In the SI system, viscosity is expressed in pascal seconds (Pa⋅s).
NOTE 2 If the shear stress is expressed in the CGS system (dynes per square centimetre) and the shear rate is
2 −1 −1 −1
expressed in reciprocal seconds, the viscosity is expressed in poise, P. 1 P = 1 dyn·s/cm = 1 g⋅cm ⋅s = 10 Pa⋅s.
3.1.87
volume of solids drilled
volume of solids drilled over a specified interval
3.1.88
vortex
cylindrical or conical shaped core of air or vapour lying along the central axis of the rotating slurry inside a
hydrocyclone
3.1.89
water-based drilling fluid
drilling fluid in which water is the suspending medium for solids and is the continuous phase, whether oil is
present or not
3.1.90
weighted drilling fluid
drilling fluid to which high specific-gravity solids have been added to increase its density
3.1.91
weighting material
high specific-gravity solids used to increase the density of drilling fluids
NOTE This material is commonly barite or haematite, and in special applications may be limestone
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3.2 Symbols and abbreviated terms
ACS American Chemical Society
AlO aluminium oxide (Al O ) having a specific gravity of 3,5 to 3,9
2 3
API American Petroleum Institute
ASTM American Society for Testing and Materials
AWWA American Water Works Association
CAS Chemical Abstracts Service
C conductance of screen cloth, expressed in kD/mm
gal gallon (USC unit of volume)
k dilution factor
kD kilodarcy
lbf/in pounds force per square inch (USC unit of pressure)
m mass of empty container
m mass of container plus sample
m mass of dried/retorted container
USC United States Customary
V volume of total drilling fluid system, expressed in m (gal)
a
V volume of base fluid added to drilling fluid system, expressed in m (gal)
b
3 3
V volume of drilling fluid built, expressed in m (ft )
c
3 3
V volume of solids drilled, expressed in m (ft )
d
3 3
V volume of total dilution, expressed in m (ft )
e
V/t flow rate (volume per time), expressed as m /h, (gal/min)
w mass fraction
w mass fraction of suspended solids removed, expressed as percent
a
w mass fraction of suspended solids in the feed to a piece of separator equipment
w mass fraction of suspended solids in the overflow from a piece of separator equipment
w mass fraction of suspended solids in the underflow from a piece of separator equipment
w mass fraction of weighting material
w mass fraction of low gravity solids, expressed as a percent
η efficiency, drilled solids removal system performance
ϕ base fluid volume fraction of total drilling fluid system (V ) determined by retort and salinity
a a
measurement, expressed as percent
ϕ drilled solids volume fraction of total drilling fluid system (V ) determined by retort, salinity and
b a
bentonite measurement, expressed as percent
3 3
ρ density, kg/ m (lb/gal, lb/ft )
4 Requirements
4.1 This International Standard is organized such that a method of assessing the performance of an
equipment set is presented first. A procedure for assessing the performance of individual equipment pieces is
then presented. A collection of proven operating guidelines for the equipment and the overall system is then
given. The principles shall be used to design a new system or to modify the operation of the equipment and
removal system on an existing drilling rig, and thereby comply with this International Standard.
4.2 Use of this practice allows direct comparison of the results achieved by modifications made to the
system at the drill site. Improved removal performance can be recognized through lower trouble costs and
improved drilling performance.
4.3 Shale-shaker screen designations and labelling are included as a means for manufacturers to mark
screens in a consistent manner. The screen identification tag describes the equivalent screen aperture
opening, the conductance and the non-blanked area of the screen. Screen manufacturers shall use this
designation to comply with this International Standard.
5 Drilled solids removal — System performance
5.1 Principle
5.1.1 This procedure gives a method to determine the drilled solids removal efficiency by a set of
drilling-fluid processing equipment.
5.1.2 The drilled-solids removal efficiency refers to the volume fraction of drilled rock discarded compared
with the volume of drilled solids generated.
5.1.3 Dumping drilling fluid removes 100 % of the drilled solids but is not a desirable removal method
because of the amount of drilling fluid lost. The solids removal efficiency refers to the ability of the equipment
to reduce the concentration of drilled solids in the system. Dumping drilling fluid does not reduce the
concentration of drilled solids in the system.
5.1.4 The dilution factor (k) is a term created to describe the drilled solids removal system performance. The
drilled solids removal system is defined as all equipment and processes used while drilling a well that remove
the solids generated from the hole and carried by the drilling fluid. These processes consist of dumping of
whole drilling fluid (including lost circulation), settling, screening, desanding, desilting and centrifuging.
Drilled-solids removal system performance is defined as a measure of the removal of drilled solids by surface
solids-control equipment. The dilution factor is calculated by monitoring the amount of base fluid (oil or water)
added to the system and/or the volume of clean drilling fluid added to the system to dilute the remaining drilled
solids after processing the drilling fluid through the solids control equipment.
5.2 Apparatus
5.2.1 Meters
Water meters shall comply with American Water Works Association Standard C705 as referenced in
ANSI/AWWA C700-77.
Metering of oils shall be carried out in accordance with the API Manual of Petroleum Measurement Standards,
Chapter 5. Turbine meter operation is contained in Section 3.
5.2.2 Drilling-fluid density determination apparatus, of sufficient accuracy to permit measurement within
3 3 3
± 0,01 g/cm or ± 10 kg/m (0,1 lb/gal, 0,5 lb/ft ).
The mud balance is the instrument generally used for drilling-fluid density determinations. The mud balance
and procedures are described in ISO 14014-1 or ISO 10414-2.
12 © ISO 2005 – All rights reserved
5.2.3 Apparatus for water, oil and solids determination.
The apparatus is described in ISO 10414-2.
5.2.3.1 Retort instrument.
5.2.3.2 Liquid receiver.
5.2.3.3 Fine steel wool.
5.2.3.4 High-temperature-resistant silicone grease.
5.2.3.5 Pipe cleaners.
5.2.3.6 Putty knife or spatula.
5.2.3.7 Defoaming agent.
5.2.4 Chloride (salinity) determination apparatus.
The apparatus described in ISO 10414-1 or ISO 10414-2 is appropriate for water-based or oil-based fluids.
5.2.4.1 Silver nitrate solution, as appropriate. (CAS No. 7761-88-8).
5.2.4.2 Potassium chromate indicator solution, 5 g/100 cm . (CAS No. 7778-50-9).
5.2.4.3 Sulfuric or nitric acid solution, standardized 0,02 N (N/50). (CAS No. 7665-93-9 or CAS
No. 7697-37-2).
5.2.4.4 Phenolphthalein indicator solution, 1 g/100 cm of 50 % alcohol in water solution. (CAS
No. 77-09-8).
5.2.4.5 Calcium carbonate, precipitated, chemically pure grade. (CAS No. 471-34-1).
5.2.4.6 Distilled water.
3 3
5.2.4.7 Serological (graduated) pipettes, one of capacity 1 cm and one of capacity 10 cm .
3 3
5.2.4.8 Titrating vessel, of capacity 100 cm to 150 cm , preferably white.
5.2.4.9 Stirring rod.
5.3 Sampling
5.3.1 Remove a one-litre (one quart) sample of drilling fluid from the suction pit following all processing by
solids control equipment.
5.3.2 Clear the sample of any foreign objects, such as leaves or twigs.
5.3.3 Record the well depth or interval at which the measurement is being made.
5.4 Procedure
5.4.1 Suction pit drilling fluid density chloride content, and solids by retort
Measure and record the drilling fluid density chloride content and solids by retort in accordance with
procedures outlined in ISO 10414-1 for water-based drilling fluids or ISO 10414-2 for oil-based drilling fluids.
5.4.2 Base fluid additions to the drilling fluid
5.4.2.1 Metering devices can provide the actual volume of base fluid used within the accuracy of the
equipment. The most commonly used meters for measuring base fluid consumption are the mechanical
turbine propeller and compound types.
5.4.2.2 Magnetic and Doppler meters are more dependent on suspended solids in fluid streams to
provide volume measurements.
5.4.2.3 The sizing of the meter is critical for accuracy. Tables of acceptable line sizes per volume
throughput are included in the AWWA C700 series standards. These standards are meter body type specific,
so a knowledge of the meter composition is required. The test for all meters should be volumetric or by mass,
if accurate scales are available.
5.4.2.4 Use strainers upstream of the meter and check frequently for clogging.
5.4.2.5 Record the volume of base fluid added to the drilling fluid system, as V . The recorded value shall
b
be within 0,25 % (volume fraction) of the actual volume.
5.4.3 Base fluid fraction
The base fluid fraction is the average value for the interval in question. The averaging method is critical. It is
important to use the same method to enable interval and well comparisons.
Using different averaging methods can result in inaccurate comparisons. The base fluid fraction can be
calculated from solids analysis methods using retort and salinity measurements, as outlined in ISO 10414-1.
Record the base fluid fraction as ϕ .
a
5.4.4 Drilled solids fraction
5.4.4.1 The drilled-solids fraction can be calculated by several methods, from simple solids analysis
which correct for salinity and bentonite concentrations to complex material balance methods which correct for
additional components such as commercial additives.
5.4.4.2 The drilling-solids fraction is averaged for the interval, therefore, the averaging method is critical.
Sensitivity studies of the effect of the drilled-solids fraction on the final dilution factor show that a significant
variance is possible when using different methods of averaging. Comparisons are valid only when using
identical averaging methods.
5.4.4.3 Select the desired method of determining the drilling-fluid components, and perform the analyses.
5.4.4.4 Calculate the drilled-solids fraction, and record as ϕ .
b
5.4.5 Volume of drilling fluid built
The volume of drilling fluid built is determined from the base fluid volume fraction, with the assumption that the
drilled solids concentration and the pit levels remain the same value before and after drilling an internal.
V
b
V = (1)
c
ϕ
a
where
V is the volume of drilling fluid built;
c
V is the volume of base fluid added to total system;
b
ϕ is the base fluid total volume fraction.
a
14 © ISO 2005 – All rights reserved
5.4.6 Excavated volume of solids drilled
5.4.6.1 This value can be calculated from the dimensions of the wellbore, i.e. length and diameter. If
calliper logs are run, the calculated volume from the logs can be used for the excavated volume.
5.4.6.2 The excavated volume of drilled solids is the volume of the hole created, multiplied by (1 minus
the fractional porosity).
5.4.6.3 Calculate the excavated volume of solids drilled and record as V .
d
5.4.7 Total dilution
The total dilution is the volume of drilling fluid that would be built if there were no solids removal system.
In this case, all drilled solids would be incorporated into the drilling fluid system with dilution being the only
form of solids control.
The drilling-fluid quality and drilling- performance would remain equal whether using dilution exclusively or a
drilled solids removal system.
V
d
V = (2)
e
ϕ
b
where
V is the volume of total dilution;
e
V is the volume of solids drilled;
d
ϕ is the drilled-solids volume fraction.
b
5.4.8 Dilution factor (k)
The dilution factor is the ratio of the volume of drilling fluid built to the total dilution volume.
It is the ratio of drilling fluid used to actually drill an interval using a solids removal system, as compared to the
ratio obtained using only dilution. In both cases, the level of drilled solids in the drilling fluid remains constant
and appears in both calculations.
This expression also makes the assumption that the dilution volume reduces the remaining drilled solids in the
system to the target concentration. The lower the factor, the more efficient the system.
V
c
k= (3)
V e
where
k is the dilution factor;
V is the volume of drilling fluid built;
c
V is the volume of total dilution.
e
5.4.9 Drilled-solids removal system performance (η), expressed as percent
Calculations are carried out as follows.
η=−100 1 k (4)
( )
where
η is the drilled-solids removal system performance (efficiency);
k is the dilution factor.
The following example illustrates the calculation procedure.
Obtain data from drilling fluid and drillers’ reports. A typical example is shown in Table 1, and is used for this
calculation.
Table 1 — Drilling fluid report data
Base fluid added (V ), m
2 000
b
Average base fluid fraction (ϕ )
0,80
a
Initial depth, m 5 000
Final depth, m 6 714
Average hole diameter, m 0,3112
Volume of solids drilled (V ), m 250
d
Average drilled solids fraction (ϕ )
0,05
b
a) Calculate the volume of drilling fluid built (V ), using Equation (1) from 5.4.5.
c
V 2 000
b 3
V== = 2 500 m
c
ϕ 0,80
a
b) Calculate the total dilution volume (V ), using Equation (2) from 5.4.7.
e
V
d
V== = 5 000 m
e
ϕ 0,05
b
c) Calculate the dilution factor (k) using Equation (3) from 5.4.8.
V 2 500
c
k== = 0,50
V 5 000
e
d) Calculate the drilled-solids removal performance (η) using Equation (4) from 5.4.9.
η=−100 1 k= 100 1− 0,50= 50 %
() ( )
16 © ISO 2005 – All rights reserved
6 Rigsite evaluation of drilled-solids management equipment
6.1 Principle
6.1.1 This clause presents a rigsite method for determining the effectiveness of individual pieces of solids
control equipment when using a water-based drilling fluid. If mechanical separation equipment is used to
remove suspended solids from liquid, one parameter that can be used to measure separator performance is
“capture.” Capture is defined as the mass fraction of incoming suspended solids t
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13501
Première édition
2005-12-01
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Fluides de forage — Évaluation des
systèmes de traitement
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing
systems evaluation
Numéro de référence
©
ISO 2005
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© ISO 2005
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quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
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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 2011
Publié en Suisse
ii © ISO 2005 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction.v
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives.1
3 Termes, définitions, symboles et termes abrégés.1
4 Exigences.12
5 Élimination des solides de forage — Performances du système .13
6 Évaluation in situ des équipements de gestion des solides de forage .18
7 Recommandations d'ordre pratique.22
8 Conductivité des cribles de tamis vibrants .32
9 Désignation du crible de tamis vibrant .38
10 Surface non obstruée d'un panneau de crible de tamis vibrant .48
11 Étiquetage de cribles de tamis vibrant.50
Annex A (informative) Dérivation de l'équation de capture.54
Bibliographie.56
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 13501 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 3, Fluides de forage et de
complétion, et ciments à puits.
iv © ISO 2005 – Tous droits réservés
Introduction
La présente Norme internationale couvre des équipements couramment utilisés dans le traitement des fluides
de forage de pétrole et de gaz naturel. Ces équipements peuvent être achetés ou loués auprès de diverses
sources et sont disponibles dans le monde entier. Aucun équipement ayant une source d'approvisionnement
unique ou limitée n'est implicitement ou explicitement inclus.
Les Normes internationales sont publiées pour faciliter les communications entre acheteurs et fabricants ou
assurer l'interchangeabilité entre des équipements et des matériaux similaires achetés auprès de différents
fabricants et/ou à différents moments ainsi que pour fournir un niveau approprié de sécurité lorsque les
équipements ou les matériaux sont utilisés selon la manière et aux fins prévues. La présente Norme
internationale fournit des exigences minimales et n'est pas destinée à interdire à quiconque d'acheter ou
d'utiliser des équipements fabriqués selon d'autres normes. La présente Norme internationale est soumise à
des réexamens périodiques et peut être révisée ou retirée à tout moment si cela est jugé nécessaire.
L'objet de la présente Norme internationale est de fournir une méthode d'évaluation de la performance des
systèmes d'équipements de contrôle des solides sur le terrain. Elle comporte des modes opératoires
d'évaluation des tamis vibrants, des pompes centrifuges, des dégazeurs, des hydrocyclones, des filtres de
boues et des centrifugeuses, ainsi qu'une évaluation de l'ensemble du système. L'étiquetage et le potentiel de
séparation des cribles des tamis vibrants ont également été traités dans le cadre de la présente Norme
internationale.
La présente Norme internationale est fondée sur l'API RP 13C, troisième édition de décembre 2004 (pour les
équipements de traitement de fluides de forage) et sur l'API RP 13E, troisième édition du 1er mai 1993 (pour
les cribles de tamis vibrants).
Les publications de l'ISO peuvent être utilisées par toute personne qui le souhaite. Tous les efforts possibles
ont été accomplis pour assurer la précision et la fiabilité des données qu'elles contiennent. Cependant, l'ISO
ne fait aucune déclaration, et ne donne aucun engagement ou garantie formels liés à la présente publication.
Par les présentes, l'ISO décline expressément toute responsabilité matérielle ou financière pour des pertes ou
dommages résultant de l'utilisation de la présente Norme Internationale ou de la violation d'une éventuelle
réglementation fédérale, étatique ou municipale qui pourrait être en conflit avec la présente publication.
Les normes sont publiées pour mettre, à la disposition du plus grand nombre, des pratiques techniques et
opérationnelles saines et éprouvées. Il convient d'informer les utilisateurs de la présente Norme internationale
que des exigences complémentaires ou différentes peuvent être nécessaires pour des applications
particulières. La présente Norme internationale n'a pas pour intention d'empêcher un vendeur de proposer, ou
un acheteur d'accepter, d'autres équipements ou solutions techniques pour une application particulière. Cela
peut notamment s'appliquer dans le cas de technologies innovantes ou en cours de développement.
Lorsqu'une alternative est proposée, il convient que le vendeur identifie tous les écarts par rapport à la
présente Norme internationale et en fournisse les détails.
Lorsqu'un fabricant appose sur ses équipements ou ses matériels un marquage de conformité aux exigences
d'une norme, il doit uniquement satisfaire à l'ensemble des exigences applicables de ladite norme. En aucune
manière l'ISO ne déclare, ne certifie ou ne garantit que lesdits produits sont en fait conformes à la Norme
internationale applicable.
NORME INTERNATIONALE ISO 13501:2005(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage —
Évaluation des systèmes de traitement
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale fournit un mode opératoire normalisé pour l'évaluation et la modification des
performances des systèmes d'équipements de contrôle des solides, couramment utilisés dans le domaine du
traitement des fluides de forage de pétrole et de gaz naturel.
Il n'est pas prévu que ce mode opératoire soit utilisé pour comparer des types similaires d'équipements
particuliers.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables à l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document référencé (y compris les amendements) s'applique.
ISO 3310-1, Tamis de contrôle — Exigences techniques et vérifications — Partie 1: Tamis de contrôle en
tissus métalliques
ANSI/AWWA Standard C700, Cold-water meters — Displacement type, bronze main case
API, Manual of Petroleum Measurement Standards
3 Termes, définitions, symboles et termes abrégés
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
3.1 Termes et définitions
3.1.1
section Addition
compartiment(s) dans le système de surface de fluide de forage situé(s) entre la section Élimination et la
section Aspiration, fournissant un(des) compartiment(s) d'agitation pour l'ajout de produits commerciaux tels
que des produits chimiques ainsi que les solides et liquides nécessaires
3.1.2
agitateur
agitateur mécanique
mélangeur à entraînement mécanique qui malaxe le fluide de forage en faisant tourner une roue à proximité
d'un compartiment de boue afin de mélanger les additifs, les solides en suspension et de maintenir une
consistance uniforme du fluide de forage
3.1.3
ouverture; largeur de maille
〈toile de crible〉 ouverture entre les fils d'une toile de crible
3.1.4
ouverture
dimension d’ouverture
〈surface criblante〉 dimension des orifices sur la surface criblante
3.1.5
orifice de pointe
ouverture située à l'extrémité inférieure d'un hydrocyclone
3.1.6
sable API
〈description physique〉 particules dans un fluide de forage trop grandes pour passer à travers un tamis de
74 µm (crible API 200)
NOTE 1 La quantité correspondante est exprimée en fraction volumique (pourcentage) du fluide de forage.
NOTE 2 Le terme taille de particules (dimension granulométrique) est descriptif; les particules peuvent être de l'argile,
du calcaire, du bois, de l'or ou tout autre matériau.
3.1.7
numéro de crible API
maille (désuet)
nombre de fils (désuet)
numéro dans un système API utilisé pour désigner la plage de séparation D100 d'une toile de crible à mailles
voir séparation D100 (3.1.23)
NOTE 1 Le terme maille était autrefois utilisé pour faire référence au nombre d'ouvertures (et fractions
correspondantes) par pouce linéaire sur un crible donné, comptées dans les deux sens à partir du centre d'un fil. Le terme
est peu à peu remplacé par le numéro de crible API.
NOTE 2 Le terme nombre de fils était autrefois utilisé pour décrire la finesse d'une toile de crible carrée ou
rectangulaire. Par exemple, un nombre de fils tel que 30 × 30 ou bien souvent 30 tout simplement indique un maillage
carré tandis qu'une désignation telle que 70 x 30 indique un maillage rectangulaire. Ce terme est peu à peu remplacé par
le numéro de tamis API.
NOTE Voir 9.6 pour des informations supplémentaires.
3.1.8
contre-plaque
plaque d'appui fixée à l'arrière de la (des) toile(s) de crible
3.1.9
chicane
plaque ou obstacle intégré(e) dans un compartiment et destiné(e) à modifier le sens d'écoulement d'un fluide
3.1.10
barytine
baryte
sulfate de baryum (BaSO ) naturel utilisé pour augmenter la masse volumique des fluides de forage
NOTE Les Normes internationales exigent une densité minimale de 4,20 pour la baryte, mais ne précisent pas que le
matériau doit être du sulfate de baryum. La baryte de qualité commerciale définie par l'ISO 13500 peut être produite à
partir d'un seul minerai ou d'un mélange de minerais; il peut s'agir d'un minerai directement extrait ou traité par des
procédés de flottation. Elle peut contenir des minéraux accessoires autres que le sulfate de baryum (BaSO ). Du fait des
impuretés minérales qu'elle peut contenir, la baryte de qualité commerciale peut avoir diverses couleurs allant du blanc
cassé au rouge ou au brun, en passant par le gris. Les minéraux accessoires les plus communs sont les silicates, tels que
le quartz et le chert (cornéenne), les composés carbonatés tels que la sidérite et la dolomie, ainsi que les composés
d'oxyde métallique et de sulfure.
2 © ISO 2005 – Tous droits réservés
3.1.11
colmatage
réduction de la proportion de vide dans une surface criblante due à un dépôt ou à l'obstruction
3.1.12
matériau de liaison
matériau utilisé pour fixer la toile de crible à une contre-plaque ou à un écran-support
3.1.13
pompe centrifuge
machine utilisée pour déplacer un fluide en le faisant tourner au moyen d'une roue mobile enfermée dans un
carter muni d'un orifice d'admission central et d'un orifice de sortie tangentiel
NOTE La trajectoire du fluide est une spirale croissante depuis l'admission au centre jusqu'à la sortie, tangente à
l'espace annulaire de la roue à aubes. Dans l'espace annulaire entre les extrémités des aubes de la roue et la paroi du
carter, la vitesse du fluide est approximativement identique à celle des extrémités d'aubes. La pompe produit un travail
utile lorsqu'une partie du fluide en rotation s'écoule par la sortie tangentielle du carter dans le système de canalisation. La
puissance du moteur est utilisée pour accélérer la vitesse du fluide pénétrant dans l'orifice d'entrée jusqu'à la vitesse du
fluide se trouvant dans l'espace annulaire. Une partie de la puissance du moteur est consommée par le frottement du
fluide dans le carter et sur la roue à aubes.
3.1.14
centrifugeuse
dispositif, mû en rotation par une force extérieure, afin de séparer des matériaux de masses différentes (en
fonction de la densité et de la taille des particules) contenus dans une pulpe à laquelle un mouvement de
rotation est imprimé constamment par la rotation des parois qui la contiennent
NOTE Dans un fluide de forage alourdi, une centrifugeuse est en général utilisée pour éliminer les solides colloïdaux.
3.1.15
section Contrôle
section Aspiration
dernière section active du système en surface qui fournit un emplacement pour la pompe de forage et
l'aspiration du mélangeur à boues; idéalement cette section est suffisamment grande pour permettre la
vérification et le réglage des propriétés du fluide de forage avant qu'il ne soit pompé en fond de trou
3.1.16
minéral argileux
roche terreuse prenant diverses couleurs, constituée en général de silicate hydraté d'aluminium
NOTE Les minéraux argileux sont essentiellement insolubles dans l'eau mais se dispersent sous les effets de
l'hydratation, du broyage, de la chaleur ou de la vitesse. Leur granulométrie peut varier d'une taille sub-micronique à des
particules supérieures à 100 µm.
3.1.17
particule d'argile
particule colloïdale de minéral argileux d'un diamètre sphérique équivalent inférieur à 2 µm
voir solide colloïdal (3.1.20)
3.1.18
masquage
〈substance〉 matériau adhérant à une surface qui en modifie les propriétés
voir colmatage (3.1.11)
3.1.19
dépôt
〈processus physique〉 procédure par laquelle un matériau constitue une pellicule qui couvre les ouvertures de
la surface criblante
voir colmatage (3.1.11)
3.1.20
solide colloïdal
particule d'un diamètre inférieur à 2 µm
NOTE Ce terme est communément utilisé comme synonyme de taille de particule d'argile.
3.1.21
conductivité
perméabilité par unité d'épaisseur d'un crible de tamis vibrant statique (non en mouvement)
1)
NOTE Elle est exprimée en unités de kilodarcies/millimètre .
3.1.22
déblais de forage
parties d'une formation délogées par l'outil de forage et ramenées à la surface dans le fluide de forage
NOTE Dans la pratique, ce terme désigne tous les solides retirés par le crible du tamis vibrant même s'il peut s'agir
de matériaux vaseux.
3.1.23
séparation D100
dimension de particule, exprimée en micromètres, déterminée en traçant le pourcentage d'un échantillon
d'oxyde d'aluminium séparé par le crible d'essai sur la courbe de la fraction de masse cumulée (en
pourcentage) retenue en fonction de l'ouverture d'un tamis U.S.(exprimée en micromètres) pour l'analyse
granulométrique de l'échantillon d'essai en oxyde d'aluminium
NOTE 100 % des particules de taille supérieure à la séparation D100 sont retenues par le crible d'essai.
3.1.24
centrifugeuse de décantation
centrifugeuse qui retire les solides de la pulpe de charge en faisant tourner le liquide dans un bol cylindrique à
grande vitesse, la décharge des particules les plus grosses s'effectuant en sousverse humide
NOTE Les solides colloïdaux sont déchargés avec la surverse liquide ou pulpe légère. La centrifugeuse de
décantation dispose d'une vis hélicoïdale interne qui déplace les solides qui se sont déposés sur les parois du bol, hors
d'un bassin de liquide et vers la sousverse.
3.1.25
masse volumique
la masse divisée par le volume
NOTE 1 Dans le système SI, la masse volumique est exprimée en kilogrammes par mètre cube (kg/m ). En unités de
mesures hors système américaines, elle est exprimée en lb/gal (pounds per gallon - livres par gallons) ou lb/ft (pounds
per cubic foot - livres par pied cube).
NOTE 2 En général, la masse volumique du fluide de forage est appelée «poids du fluide de forage» ou «poids de la
boue».
1) Le darcy n'est pas une unité SI. L'unité SI de la perméabilité d'écoulement d'un fluide est définie comme étant la
quantité de perméabilité qui permet à 1 m de fluide d'une viscosité de 1 pascal par seconde de s'écouler à travers une
section de 1 m d'épaisseur sur une surface de 1 m en 1 seconde, à une pression différentielle de 1 pascal. Cette unité
n'a pas de nom particulier. L'unité SI de la perméabilité = 1,013 25 × 10 darcy.
4 © ISO 2005 – Tous droits réservés
3.1.26
dessableur
hydrocyclone d'un diamètre intérieur d'au moins 152 mm (6 in) qui retire d'un fluide de forage un pourcentage
élevé de particules d'un diamètre d'au moins 74 µm
3.1.27
dessilteur
hydrocyclone d'un diamètre intérieur inférieur à 152 mm (6 in)
3.1.28
dilution
méthode de réduction de la teneur en solides de forage d'une pulpe par ajout d'un (de) matériau(x) autres que
les solides de forage, en général du fluide de forage propre
3.1.29
facteur de dilution
rapport du volume réel de fluide de forage propre requis pour maintenir une concentration cible en solides de
forage, au volume du fluide de forage requis pour maintenir la même fraction de solides de forage sur le
même intervalle d'avancement spécifié sans aucun système d'enlèvement des solides de forage
3.1.30
solides de forage
solides de la formation qui font partie du système de fluide de forage, produits par l'outil de forage ou
provenant de la paroi latérale du trou de forage
3.1.31
fraction de solides de forage
fraction moyenne, en volume, des solides de forage maintenus dans le fluide de forage sur un intervalle
d'avancement spécifié
3.1.32
système d'élimination des solides de forage
tous les équipements et procédés utilisés lors du forage d'un puits pour retirer les solides provenant du trou
de forage et transportés par le fluide de forage
NOTE Ces procédés comprennent la décantation, le criblage, le dessablage, le dessiltage, le centrifugeage et la
mise à la décharge.
3.1.33
performances du système d'élimination de solides de forage
mesure de l'enlèvement des solides de forage par les équipements en surface de contrôle des solides
NOTE Le calcul est fondé sur une comparaison entre la dilution requise pour maintenir la teneur souhaitée en solides
de forage avec la dilution qui aurait été nécessaire si aucun solide de forage n'était retiré.
3.1.34
fluide de forage
tout fluide ou pulpe pompé(e) dans le train de tiges de forage jusqu'à l'espace annulaire d'un puits, pendant
l'opération de forage
3.1.35
éjecteur
〈flux de fluides〉 dispositif utilisant un flux de fluides s'écoulant sous haute pression d'un diffuseur, à travers un
espace annulaire, afin de générer une zone de basse pression
NOTE Lorsque le dispositif est correctement conçu, il peut assurer l'évacuation du fluide de forage dégazé en
provenance d'un dégazeur sous vide ou extraire des solides d'un mélangeur.
3.1.36
éjecteur
〈jet sous pression〉 dispositif utilisant un jet à grande vitesse pour générer une zone de basse pression
(Principe de Bernoulli) qui tire du liquide ou de la matière sèche destiné(e) à être mélangé(e) avec le fluide de
forage
3.1.37
effluent
décharge de liquide, généralement en flux, après avoir tenté un certain degré de séparation ou de purification
3.1.38
égalisateur
ouverture d'écoulement entre des compartiments dans un système de conservation du fluide situé en surface
qui permet de maintenir le même niveau de fluide dans tous les compartiments
3.1.39
capacité d'écoulement
vitesse ou débit auquel des équipements, comme par exemple un tamis vibrant, peuvent traiter le fluide et les
solides de forage
NOTE Il dépend de nombreuses variables, y compris la configuration, la conception et le mouvement du tamis
vibrant, la rhéologie de fluide de forage, la charge en solides et le colmatage par des éléments limites.
3.1.40
conduite d'écoulement
canalisations ou gouttières qui dirigent le fluide de forage du raccord rotatif au système de fluide de forage
situé en surface
3.1.41
débit
volume de liquide ou de pulpe se déplaçant dans une canalisation en une unité de temps donnée
NOTE Il est exprimé en mètres cubes par minute, gallons par minute, barils par minute, etc.
3.1.42
mousse
〈système à phases〉 système biphasé, similaire à une émulsion, dans lequel la phase dispersée est l'air ou un
gaz
3.1.43
mousse
〈matière flottante〉 bulles flottant à la surface du fluide de forage
NOTE Les bulles sont en général du fluide de forage mélangé à de l'air, mais il peut s'agir également de gaz de
formation.
3.1.44
argile collante
gumbo
déblais de forage qui s'agglomèrent et constituent une masse collante au fur et à mesure qu'ils remontent
dans le puits
3.1.45
hauteur manométrique
hauteur qu'une colonne de fluide atteindrait dans une canalisation ouverte à son extrémité, si ladite
canalisation était fixée au point d'intérêt
NOTE La hauteur manométrique au fond d'un puits de 300 m (1 000 ft) est de 300 m (1 000 ft), mais la pression en
ce point dépend de la masse volumique du fluide de forage dans le puits.
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3.1.46
solides de densité élevée
solides ajoutés à un fluide de forage, notamment pour augmenter sa masse volumique
NOTE La baryte (densité = 4,2) et l'hématite (densité = 5,05) sont les plus communs.
3.1.47
crochet tôle
fixation à crochet sur la bordure d'une section de criblage de tamis vibrant qui reçoit l'élément de tension pour
le montage du crible
3.1.48
mélangeur
mélangeur à boues
dispositif de grande dimension, en forme d'entonnoir ou de cône, dans lequel les éléments secs sont versés
pour être uniformément mélangés avec des liquides ou des pulpes s'écoulant par la partie inférieure du cône
3.1.49
hydrocyclone
cône
cyclone
dispositif de séparation liquide-solides utilisant la force centrifuge pour assurer la décantation
NOTE Le fluide pénètre tangentiellement et tourne à l'intérieur de l'hydrocyclone. Les solides les plus lourds sont
plaqués sur les parois de l'hydrocyclone et se déplacent vers la partie inférieure pour être déchargés au niveau de l'orifice
de pointe de l'hydrocyclone. Le fluide en rotation se déplace en partie vers la partie inférieure de l'hydrocyclone et revient
vers la partie supérieure pour sortir de l'hydrocyclone par l'intermédiaire d'un diaphragme.
3.1.50
roue mobile
disque rotatif d'une pompe centrifuge muni d'aubes et utilisé pour accélérer le fluide dans le carter de la
pompe
3.1.51
collecteur
longueur de canalisation disposant de connexions multiples pour recueillir ou répartir le fluide de forage
3.1.52
viscosité mesurée au viscosimètre de Marsh
viscosité mesurée à l'entonnoir de Marsh
viscosité mesurée au moyen de l'instrument utilisé pour surveiller le fluide de forage
NOTE Un entonnoir de Marsh est un conteneur de forme conique muni d'un orifice fixe à sa partie inférieure, de sorte
3 3
que, lorsqu'il est rempli de 1 500 cm d'eau pure, une quantité de 946 cm (un quart) s'écoulera en 26 s. Il est utilisé à des
fins de comparaison uniquement et non pour diagnostiquer des problèmes de fluide de forage. Voir à cet égard
l'ISO 10414-1 (API RP 13B-1) et l'ISO 10414-2 (API RP 13B-2).
3.1.53
boue
pulpe de solides insolubles et solubles dans de l'eau, un fluide synthétique ou un fluide en phase continue
d’huile
voir fluide de forage (3.1.34).
3.1.54
balance à boue
balance du type à fléau utilisée pour déterminer la masse volumique du fluide de forage
NOTE Voir l'ISO 10414-1 et l'ISO 10414-2.
3.1.55
filtre de boue
combinaison d'hydrocyclones et de cribles montés en série avec la sousverse des hydrocyclones
NOTE La surverse des hydrocyclones retourne au fluide de forage, tandis que la sousverse des hydrocyclones est
traitée par un crible de tamis vibrant. La taille du crible est en général API 150 ou plus fin. Les refus solides sont
déchargés tandis que le passant liquide et solide est retourné au fluide de forage.
3.1.56
compartiment des boues
sous-division des sections Élimination, Addition ou Contrôle/Aspiration d'un système en surface
3.1.57
mitrailleuse à boue
injecteur immergé utilisant un flux à grande vitesse pour brasser le fluide de forage
3.1.58
élément limite
particule dont la dimension est proche de la taille des ouvertures du crible par lequel son passage est en
cours d'évaluation
3.1.59
fluide de forage à base d'huiles
fluide de forage dont la phase continue n'est pas miscible à l'eau et dont l'eau ou la saumure constitue la
phase dispersée
NOTE Les fluides de forage à base d'huiles sont en général appelés fluides de forage non aqueux ou NAF.
3.1.60
surverse
centrifugat
flux de décharge d'une séparation centrifuge qui contient un pourcentage plus élevé de liquides que la charge
initiale
3.1.61
particule
unité discrète de matériau solide qui est constituée par un seul grain ou par un nombre quelconque de grains
agglutinés
3.1.62
distribution granulométrique
masse ou volume net, classification de particules solides dans chacune des diverses gammes de dimensions
(classes granulométriques) comme pourcentage du total des solides de toutes tailles dans un échantillon de
fluide donné
3.1.63
viscosité plastique
mesure de la viscosité à un taux de cisaillement élevé qui dépend du nombre, de la forme et de la taille des
solides, ainsi que de la viscosité de la phase liquide
NOTE La viscoplasticité est calculée en soustrayant la valeur mesurée par un viscosimètre à cylindre concentrique
de 300 r/min de celle qui est mesurée par un viscosimètre à cylindre concentrique à 600 r/min (voir l'ISO 10414-1 et
l'ISO 10414-2).
3.1.64
obturation
blocage ou bouchage des ouvertures d'une surface criblante par des éléments limites empêchant le passage
du tamisat et entraînant le colmatage du crible (voir colmatage)
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3.1.65
bac injecteur
compartiment ou réservoir arrière, sur un tamis vibrant, dans lequel la conduite d'écoulement refoule et d'où le
fluide de forage est soit envoyé au crible soit dilué, si nécessaire
3.1.66
section Élimination
première section du système de fluide de forage en surface, constituée d'une série de compartiments,
destinée à éliminer les gaz et les solides indésirables
3.1.67
cornue
cornue de pyrogénation
instrument utilisé pour distiller l'huile, l'eau et d'autres matières volatiles d'un fluide de forage
NOTE La quantité de fluide volatil est utilisée pour déterminer en fraction volumique la teneur en huile, en eau et en
solides totaux, exprimée en pourcentage (voir l'ISO 10414-1 ou l'ISO 10414-2).
3.1.68
piège à sable
premier compartiment et le seul non brassé ou non agité dans un système en surface, utilisé comme
compartiment de décantation
3.1.69
toile de crible
type de surface criblante, tissée et constituée d'ouvertures carrées, rectangulaires ou rainurées
3.1.70
criblage
processus mécanique qui a pour résultat une division des particules sur la base de leur taille en fonction de
leur acceptation ou refus par une surface criblante
3.1.71
tamis vibrant
dispositif mécanique qui sépare les déblais de forage et les solides de grande dimension d'un fluide de forage
NOTE Les méthodes de séparation peuvent comprendre des cribles vibrants, des cribles à cylindre rotatif, etc.
3.1.72
tamis
crible de laboratoire constitué de mailles en toile métallique ou de trous poinçonnés électroniquement de
dimensions connues
3.1.73
analyse granulométrique
analyse granulométrique par tamisage
classification par masses de particules solides passant à travers ou retenues par une suite de cribles ayant
des dimensions d'ouverture décroissantes
NOTE L'analyse granulométrique peut être effectuée par des méthodes humides ou sèches.
3.1.74
cuve de solution d'injection
petit compartiment, en général adjacent au compartiment d'aspiration, utilisé pour mélanger des fluides
spéciaux avant pompage en fond de puits
NOTE Ces cuves sont le plus souvent utilisées pour préparer un petit volume de fluide de forage alourdi avant la
manœuvre d'un train de tiges dans un trou de forage.
3.1.75
compartiment d'aspiration
〈général〉 tout compartiment dont une pompe retire du fluide
3.1.76
compartiment d'aspiration
〈spécifique〉 zone de la section Contrôle/Aspiration qui alimente les pompes en fluide de forage
3.1.77
collecteur
bac ou compartiment inférieur se trouvant sous le crible de tamis vibrant le plus bas
3.1.78
mise en tension
étirement de la surface criblante d'un tamis vibrant à la tension appropriée au moment de la mettre en place
sur la monture du tamis vibrant
3.1.79
dilution totale
volume de fluide de forage qui serait engendré pour maintenir une fraction volumique spécifiée de solides de
forage sur un intervalle d'avancement spécifié si un système d'élimination des solides était utilisé
3.1.80
surface totale non obstruée
surface nette non bouchée qui permet le passage du fluide à travers un crible
NOTE 1 Elle est exprimée en mètres carrés (pieds carrés).
NOTE 2 Certaines conceptions de cribles peuvent retirer de l'écoulement du fluide jusqu'à 40 % de la surface brute du
panneau de crible du fait du blocage induit par la contre-plaque et le matériau de liaison.
3.1.81
réservoir de sécurité de manœuvre
récipient calibré et étalonné utilisé pour tenir compte des volumes de remplissage et de déplacement en
fonction de la remontée et de la descente (manœuvre) de la canalisation dans le trou de forage
NOTE Une observation serrée permet de détecter rapidement la pénétration d'un fluide de formation dans un puits et
la perte de fluide de forage vers une formation.
3.1.82
sousverse
〈séparateur centrifuge) flux de décharge d'un séparateur centrifuge qui contient un pourcentage plus élevé de
solides que le fluide de charge
3.1.83
sousverse
〈séparateur à tamis) flux de décharge d'un séparateur à tamis qui contient un pourcentage plus faible de
solides que le fluide initial
3.1.84
non occluse
libre
surface non obstruée d'une maille de crible
3.1.85
fluide de forage non alourdi
fluide de forage qui ne contient pas d'additifs solides du commerce en suspension, destinés à augmenter la
masse volumique du fluide de forage
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3.1.86
viscosité
rapport de la contrainte tangentielle au gradient de vitesse
NOTE 1 Dans le système SI, la viscosité est exprimée en pascals-secondes (Pa⋅s).
NOTE 2 Si la contrainte tangentielle est exprimée dans le système CGS (dynes par centimètre carré) et si le gradient
de vitesse est exprimé en secondes réciproques, la viscosité est exprimée en poises, P.
2 −1 −1 −1
1 P = 1 dyn·s/cm = 1 g⋅cm ⋅s = 10 Pa⋅s.
3.1.87
volume de solides foré
volume de solides foré sur un intervalle spécifié
3.1.88
vortex
cœur de forme cylindrique ou conique, d'air ou de vapeur, s'inscrivant le long de l'axe central d'une pulpe en
rotation dans un hydrocyclone
3.1.89
fluide de forage aqueux
fluide de forage dont l'eau est le milieu de suspension des fluides et constitue la phase continue, qu'il y ait ou
non présence d'huile
3.1.90
fluide de forage alourdi
fluide de forage dont la masse volumique a été augmentée par ajout de solides de densité élevée
3.1.91
alourdissant
solides de densité élevée utilisés pour augmenter la masse volumique des fluides de forage
NOTE Ces matériaux sont en général de la baryte ou de l'hématite et, dans certaines applications spéciales, il peut
s'agir de calcaire.
3.2 Symboles et termes abrégés
ACS American Chemical Society
AlO oxyde d'aluminium (Al O ) d'une densité de 3,5 à 3,9
2 3
API American Petroleum Institute
ASTM American Society for Testing and Materials
AWWA American Water Works Association
CAS Chemical Abstracts Service (services des résumés analytiques de chimie)
C conductivité de la toile de crible, exprimée en kD/mm
gal gallon (unité de volume USC)
k facteur de dilution
kD kilodarcy
lbf/in livres par pouce carré (unité de pression USC)
m masse du conteneur vide
m masse du conteneur plus échantillon
m masse du conteneur après assèchement/pyrogénation
USC United States Customary (unités de mesure hors système)
V volume du système de fluide de forage total, exprimé en m (gal)
a
V volume de fluide de base ajouté au système de fluide de forage, exprimé en m (gal)
b
3 3
V volume engendré de fluide de forage, exprimé en m (ft )
c
3 3
V volume de solides de forage, exprimé en m (ft )
d
3 3
V volume de dilution totale, exprimé en m (ft )
e
V/t débit (volume par temps), exprimé en m /h, (gal/min)
w fraction de masse
w fraction de masse de solides en suspension retirés, exprimée en pourcentage
a
w fraction de masse de solides en suspension dans la charge vers un élément du séparateur
w fraction de masse de solides en suspension dans la surverse d'un élément du séparateur
w fraction de masse de solides en suspension dans la sousverse d'un élément du séparateur
w fraction de masse d'alourdissant
w fraction de masse de solides de faible densité, exprimée en pourcentage
η efficacité, rendement, caractéristiques de fonctionnement (performances) d'un système d'élimination
des solides de forage
ϕ fraction volumique de fluide de base dans le système de fluide de forage total (V ) déterminée par
a
a
pyrogénation et mesure de la salinité, exprimée en pourcentage
ϕ fraction volumique de solides de forage, dans le système de fluide de forage total (V ) déterminée
b
a
par pyrogénation, mesure de la salinité et de la bentonite, exprimée en pourcentage
3 3
ρ masse volumique, kg/ m (lb/gal, lb/ft )
4 Exigences
4.1 La présente Norme internationale est structurée de manière à présenter en premier lieu une méthode
d'évaluation des performances d'un ensemble d'équipements. Elle introduit ensuite une procédure
d'évaluation des performances des différents éléments. Elle propose ensuite un recueil de lignes directrices
de fonctionnement éprouvé pour les équipements et pour le système dans son ensemble. Les principes
définis doivent être utilisés pour concevoir un nouveau système ou pour modifier le fonctionnement des
équipements et du système d'élimination des fluides de forage sur une installation de forage existante et, de
ce fait, se conformer à la présente Norme internationale.
4.2 L'usage de cette pratique permet de comparer directement les résultats réalisés par des modifications
apportées au système sur le site de forage. L'amélioration des performances d'élimination de fluides de
forage peut être observée grâce à de moindres coûts liés aux problèmes rencontrés et une amélioration des
performances de forage.
4.3 Les désignations et l'étiquetage des cribles de tamis vibrants sont fournis comme un moyen pour les
fabricants de marquer les cribles de manière cohérente. L'étiquette d'identification du crible décrit la
dimension d'ouverture de crible équivalente, la conductivité et la surface non obstruée du crible. Les
fabricants de cribles doivent utiliser cette désignation pour se conformer à la présente Norme internationale.
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5 Élimination des solides de forage — Performances du système
5.1 Principe
5.1.1 La présente procédure fournit une méthode de détermination de l'efficacité d'élimination des solides
de forage par un ensemble d'équipements de traitement du fluide de forage.
5.1.2 L'efficacité d'élimination des solides de forage fait référence à la fraction volumique de roches forées
et rejetées par rapport au volume de solides de forage généré.
5.1.3 La mise à la décharge des fluides de forage élimine 100 % des solides de forage mais cette méthode
d'élimination n'est pas souhaitable du fait de la quantité de fluide de forage perdue. L'efficacité d'élimination
des solides fait référence à l'aptitude des équipements à réduire la concentration de solides de forage dans le
système. La mise à la décharge des fluides de forage ne réduit pas la concentration des solides de forage
dans le système.
5.1.4 Le facteur de dilution (k) est un terme créé pour décrire les performances du système d'élimination
des solides de forage. Le système d'élimination des solides de forage est défini comme étant l'ensemble des
équipements et des processus utilisés lors du forage d'un puits pour retirer les solides générés et transportés
par le fluide de forage. Ces processus consistent en des opérations d'élimination de l'ensemble du fluide de
forage (y compris la circulation perdue) résultant de la décantation, du criblage, du dessablage, du dessiltage
et du centrifugeage. Les performances du système d'élimination des solides de forage sont définies comme
une mesure de l'élimination des solides de forage par des équipements en surface de contrôle des solides. Le
facteur de dilution est calculé en surveillant la quantité de fluide de base (huile ou eau) ajoutée au système
et/ou le volume de fluide de forage propre ajouté au système pour diluer les solides de forage restants après
traitement du fluide de forage au moyen des équipements de contrôle des solides.
5.2 Appareillage
5.2.1 Instruments de mesure
Les compteurs d'eau doivent être conformes à la norme C705 de l'American Water Works Association telle
que référencée dans l'ANSI/AWWA C700-77.
La mesure des huiles est effectuée conformément au document API Manual of Petroleum Measurement
Standards (manuel des normes de mesure du pétrole), Chapitre 5. Le fonctionnement des compteurs à
turbines est décrit dans la Section 3 dudit manuel.
5.2.2 Appareil de détermination de la masse volumique du fluide de forage, d'une précision suffisante
3 3 3
pour permettre le mesurage à ± 0,01 g/cm ou ± 10 kg/m (0,1 lb/gal, 0,5 lb/ft ).
La balance à boue est l'instrument généralement utilisé pour les déterminations de la masse volumique du
fluide de forage. La balance à boue ainsi que les modes opératoires correspondants sont décrits dans
l'ISO 14014-1 ou l'ISO 10414-2.
5.2.3 Appareillage de détermination de la teneur en eau, en huile et en solides.
L'appareil est décrit dans l'ISO 10414-2.
5.2.3.1 Instrument de pyrogénation (distillation à la cornue).
5.2.3.2 Ballon de recette de liquide.
5.2.3.3 Laine d'acier fine.
5.2.3.4 Graisse silicone résistante aux hautes températures.
5.2.3.5 Gratteurs de canalisations.
5.2.3.6 Couteau ou spatule à mastiquer
5.2.3.7 Additif antimousse.
5.2.4 Appareil de détermination du chlorure (salinité).
L'appareil décrit dans l'ISO 10414-1 ou dans l'ISO 10414-2 convient pour les fluides aqueux ou à base
d'huiles.
5.2.4.1 Solution de nitrate d'argent, en tant que de besoin. (CAS N° 7761-88-8).
5.2.4.2 Solution indicatrice de chromate de potassium, 5 g/100 cm . (CAS N° 7778-50-9).
5.2.4.3 Solution d'acide sulfurique ou nitrique, normalisée 0,02 N (N/50). (CAS N° 7665-93-9 ou CAS
N° 7697-37-2).
5.2.4.4 Solution indicatrice de phénolphtaléine, 1 g/100 cm de 50 % d'alcool dans une solution
aqueuse. (CAS N° 77-09-8).
5.2.4.5 Carbonate de calcium, précipité, de qualité pure. (CAS N° 471-34-1).
5.2.4.6 Eau distillée.
3 3
5.2.4.7 Pipettes sériques (graduées), l'une de 1 cm de capacité et l'autre de 10 cm de capacité.
3 3
5.2.4.8 Récipient de titrage, de 100 cm à 150 cm de capacité, de préférence de couleur blanche.
5.2.4.9 Agitateur.
5.3 Échantillonnage
5.3.1 Prélever un litre (un quart) d'échantillon de fluide de forage du bassin d'aspiration après toutes les
opérations de traitement par les équipements de contrôle des solides.
5.3.2 Débarrasser l'échantillon de toutes matières étrangères, telles que des feuilles ou des brindilles.
5.3.3 Noter la profondeur ou l'intervalle du puits où la mesure est effectuée.
5.4 Mode opératoire
5.4.1 Détermination par pyrogénation de la masse volumique, de la teneur en chlorure et des solides
dans le fluide de forage d'un bassin d'aspiration
Mesurer par pyrogénation et relever la masse volumique, la teneur en chlorure et les solides du fluide de
forage conformément aux modes opératoires décrits dans l'ISO 10414-1 pour les fluides de forage aqueux ou
l'ISO 10414-2 pour les fluides de forage à base d'huiles.
5.4.2 Additions de fluide de base au fluide de forage
5.4.2.1 Des dispositifs de mesure peuvent fournir le volume réel de fluide de base utilisé dans les
tolérances de précision de l'équipement. Les compteurs utilisés le plus souvent pour mesurer la
consommation de fluide de base sont les types mécaniques à turbine et hélice ainsi que les types mixtes.
5.4.2.2 Les mesures de volume au moyen de compteurs magnétiques et Doppler sont davantage
dépendantes des solides en suspension dans les flux de fluides.
14 © ISO 2005 – Tous droits réservés
5.4.2.3 Le dimensionnement du compteur est d'une importance primordiale pour la précision. La série de
normes AWWA C700 fournit des Tableaux de dimensions de gammes acceptables par débi
...
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