ISO 10414-1:2008

NORME ISO
INTERNATIONALE 10414-1
Deuxième édition
2008-03-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Essais in situ des fluides de forage —
Partie 1:
Fluides aqueux
Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids —
Part 1: Water-based fluids
Numéro de référence
©
ISO 2008
PDF – Exonération de responsabilité
Le présent fichier PDF peut contenir des polices de caractères intégrées. Conformément aux conditions de licence d'Adobe, ce fichier
peut être imprimé ou visualisé, mais ne doit pas être modifié à moins que l'ordinateur employé à cet effet ne bénéficie d'une licence
autorisant l'utilisation de ces polices et que celles-ci y soient installées. Lors du téléchargement de ce fichier, les parties concernées
acceptent de fait la responsabilité de ne pas enfreindre les conditions de licence d'Adobe. Le Secrétariat central de l'ISO décline toute
responsabilité en la matière.
Adobe est une marque déposée d'Adobe Systems Incorporated.
Les détails relatifs aux produits logiciels utilisés pour la création du présent fichier PDF sont disponibles dans la rubrique General Info
du fichier; les paramètres de création PDF ont été optimisés pour l'impression. Toutes les mesures ont été prises pour garantir
l'exploitation de ce fichier par les comités membres de l'ISO. Dans le cas peu probable où surviendrait un problème d'utilisation,
veuillez en informer le Secrétariat central à l'adresse donnée ci-dessous.

DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT

©  ISO 2008
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
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.
ISO copyright office
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 2009
Publié en Suisse
ii © ISO 2008 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos. v
Introduction . vi
1 Domaine d'application. 1
2 Termes et définitions. 2
3 Symboles et abréviations . 2
3.1 Symboles . 2
3.2 Abréviations . 6
4 Masse volumique du fluide de forage (masse volumique de la boue). 7
4.1 Principe. 7
4.2 Appareillage . 7
4.3 Mode opératoire . 7
4.4 Calcul . 8
5 Autre méthode de détermination de la masse volumique du fluide de forage . 9
5.1 Principe. 9
5.2 Appareillage . 10
5.3 Mode opératoire . 10
5.4 Calcul . 11
6 Viscosité et force du gel . 11
6.1 Principe. 11
6.2 Détermination de la viscosité au moyen du viscosimètre Marsh. 11
6.3 Détermination de la viscosité et/ou de la force du gel au moyen d'un viscosimètre à
lecture directe . 12
7 Filtration. 14
7.1 Principe. 14
7.2 Essai à basse température/basse pression . 14
7.3 Essai à haute température/haute pression (HTHP) . 15
8 Teneurs en eau, huile et solides . 19
8.1 Principe. 19
8.2 Appareillage . 19
8.3 Mode opératoire . 20
8.4 Calcul . 21
9 Teneur en sable. 23
9.1 Principe. 23
9.2 Appareillage . 23
9.3 Mode opératoire . 23
10 Capacité au bleu de méthylène . 24
10.1 Principe. 24
10.2 Réactifs et appareillage. 24
10.3 Mode opératoire . 25
10.4 Calcul . 26
11 pH . 27
11.1 Principe. 27
11.2 Réactifs et appareillage. 28
11.3 Mode opératoire pour mesure du pH. 29
11.4 Entretien de l'électrode . 30
12 Alcalinité et teneur en chaux . 31
12.1 Principe . 31
12.2 Réactifs et appareillage. 31
12.3 Mode opératoire — alcalinités du filtrat à la phénolphtaléine et au méthylorange. 32
12.4 Mode opératoire — Alcalinité du fluide de forage à la phénolphtaléine . 32
12.5 Calcul des concentrations en ions de P et M . 32
f f
12.6 Estimation de la teneur en chaux. 33
13 Teneur en ions chlorure . 33
13.1 Principe . 33
13.2 Réactifs et appareillage. 33
13.3 Mode opératoire . 34
13.4 Calcul. 34
14 Dureté totale en calcium. 34
14.1 Principe . 34
14.2 Réactifs et appareillage. 35
14.3 Mode opératoire . 36
14.4 Calcul. 36
Annexe A (informative) Analyse chimique des fluides de forage aqueux. 37
Annexe B (informative) Mesure de la résistance au cisaillement au moyen d'un tube d'appareil
de mesure du cisaillement . 55
Annexe C (informative) Résistivité. 57
Annexe D (informative) Évacuation de l'air ou du gaz avant les essais . 59
Annexe E (informative) Éprouvette annulaire d'essai de corrosion de tige de forage. 60
Annexe F (informative) Échantillonnage, inspection et refus. 64
Annexe G (informative) Échantillonnage sur le lieu de forage . 66
Annexe H (informative) Étalonnage et vérification de la verrerie, des thermomètres, des
viscosimètres, de la cuvette de cornue et des balances de fluide de forage. 69
Annexe I (normative) Essai de filtration haute température/haute pression des fluides de forage
aqueux au moyen de l'appareillage de perméabilité-colmatage et des cellules munies de
capuchons d'extrémité à vis de réglage. 74
Annexe J (normative) Essai de filtration haute température/haute pression des fluides de forage
aqueux au moyen de l'appareillage de perméabilité-colmatage et de cellules munies de
capuchons d'extrémité filetés. 85
Annexe K (informative) Formulaire de rapport sur les fluides de forage aqueux. 95
Bibliographie . 96

iv © ISO 2008 – 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 10414-1 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.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 10414-1:2001), à laquelle ont été
ajoutées les Annexes I, J et K et qui a fait l'objet d'autres modifications mineures apportées à la structure de
phrase, à la grammaire et autre révision d'ordre non technique.
L'ISO 10414 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole et du gaz
naturel — Essais in situ des fluides de forage:
⎯ Partie 1: Fluides aqueux
⎯ Partie 2: Fluides à base d'huiles
Introduction
[2]
La présente partie de l'ISO 10414 est fondée sur API RP 13B-1, troisième édition, décembre 2003 et
[6]
l'ISO 10414 (toutes les parties) .
Les Annexes A à H et K de la présente partie de l'ISO 10414 ne sont données qu'à titre informatif. Les
Annexes I et J sont normatives.
Dans la présente partie de l'ISO 10414, pour plus de commodité, les unités couramment utilisées aux États-
Unis sont données entre parenthèses, pour information.

vi © ISO 2008 – Tous droits réservés

NORME INTERNATIONALE ISO 10414-1:2008(F)

Industries du pétrole et du gaz naturel — Essais in situ des
fluides de forage —
Partie 1:
Fluides aqueux
DANGER — 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 et des travailleurs et de protection de
l'environnement.
1 Domaine d'application
La présente partie de l'ISO 10414 spécifie des procédures normalisées permettant de déterminer les
caractéristiques suivantes des fluides de forage aqueux:
a) la masse volumique du fluide de forage (masse volumique de la boue);
b) la viscosité et la force du gel;
c) la filtration;
d) les teneurs en eau, huile et solides;
e) la teneur en sable;
f) la quantité (capacité) de bleu de méthylène;
g) le pH;
h) l'alcalinité et la teneur en chaux;
i) la teneur en chlorures;
j) la dureté totale en calcium.
Les Annexes A à K donnent des méthodes d'essai supplémentaires qu'il est possible d'utiliser pour:
⎯ l'analyse chimique du calcium, du magnésium, du sulfate de calcium, du sulfure, du carbonate et du
potassium;
⎯ la détermination de la résistance au cisaillement;
⎯ la détermination de la résistivité;
⎯ l'évacuation de l'air;
⎯ le contrôle de la corrosion de la tige de forage;
⎯ l'échantillonnage, l'inspection et le refus;
⎯ l'échantillonnage sur le lieu de forage;
⎯ l'étalonnage et la vérification de la verrerie, des thermomètres, viscosimètres, cuvette de cornue et
balances de fluide de forage;
⎯ les essais de perméabilité-colmatage à hautes température et pression pour deux types d'équipement;
⎯ l'exemple d'un formulaire de rapport pour le fluide de forage aqueux.
2 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
2.1
qualité réactif ACS
produit chimique répondant aux normes de pureté spécifiées par l'American Chemical Society (ACS)
2.2
darcy
perméabilité d'un milieu poreux, où un darcy est le débit d'un fluide monophasique de 1 cP de viscosité qui
remplit complètement les interstices du milieu poreux, s'écoulant dans le milieu dans des conditions
−1 −2
d'écoulement visqueux à une vitesse de 1 ml⋅s ⋅cm de surface de section et sous une pression ou gradient
−1
hydraulique équivalent de 1 atm⋅cm
NOTE 1 cP = 1 mPa⋅s.
2.3
diviser en quatre
diviser en quarts
quarter
〈verbe〉 mélanger et diviser en quatre échantillons pour assurer l'homogénéité des échantillons
2.4
perte à l'à-coup de pression
volume de fluide qui passe sur le milieu de filtration avant la formation du cake
2.5
échantillonnage par tube
méthode d'échantillonnage consistant à extraire l'échantillon en poudre d'un sac ou d'un chargement en vrac
au moyen d'un dispositif cylindrique poussé contre l'échantillon, bloqué en butée et retiré
3 Symboles et abréviations
3.1 Symboles
NOTE L'indice «A» associé au symbole exprime des unités métriques. L'indice «B» associé au symbole exprime des
Unités usuelles des États-Unis (USC).
A surface, en centimètres carrés
A
A surface, en pouces carrés
B
c concentration d'alourdissant, en kilogrammes par mètre cube
b,A
c concentration d'alourdissant, en livres par baril
b,B
2 © ISO 2008 – Tous droits réservés

c concentration d'ion calcium, en milligrammes par litre
Ca,A
c concentration d'ion calcium, en parties par million en masse (USC)
Ca,B
c concentration d'ion calcium-magnésium (dureté totale), en milligrammes par litre
Ca+Mg,A
c concentration d'ion calcium-magnésium (dureté totale), en parties par million (USC)
Ca+Mg,B
c concentration de sulfate de calcium, en milligrammes par litre
CaSO4,A
c concentration de sulfate de calcium, en parties par million en masse (USC)
CaSO4,B
c concentration de carbonates solubles totaux, en milligrammes par litre
CO2+CO3+HCO3,A
c concentration de carbonates solubles totaux, en parties par million en masse (USC)
CO2+CO3+HCO3,B
c concentration d'ion chlorure, en milligrammes par litre
Cl,A
c concentration d'ion chlorure, en parties par million en masse (USC)
Cl,B
c concentration d'excès de sulfate de calcium non dissous, en milligrammes par litre
ex-CaSO4,A
c concentration d'excès de sulfate de calcium non dissous, en parties par million en
ex-CaSO4,B
masse (USC)
c concentration de chlorure de potassium en filtrat, en milligrammes par litre
f,KCl,A
c concentration de chlorure de potassium en filtrat, en parties par million en masse (USC)
f,KCl,B
c concentration d'ion potassium, en milligrammes par litre
K,A
c concentration d'ion potassium, en parties par million en masse (USC)
K,B
c concentration de chlorure de potassium, en milligrammes par litre
KCl,A
c concentration de chlorure de potassium, en parties par million en masse (USC)
KCl,B
c concentration de solides à faible gravité, en kilogrammes par mètre cube
lg,A
c concentration de solides à faible gravité, en livres par baril
lg,B
c teneur en chaux du fluide de forage, en kilogrammes par mètre cube
lime,A
c teneur en chaux du fluide de forage, en livres par baril
lime,B
c concentration de chlorure de sodium, en milligrammes par litre
NaCl,A
c concentration de chlorure de sodium, en parties par million en masse (USC)
NaCl,B
c concentration d'ion sulfure, en milligrammes par litre
S,A
c concentration d'ion sulfure, en parties par million en masse (USC)
S,B
c concentration de matières solides en suspension, en kilogrammes par mètre cube
SS,A
c concentration de matières solides en suspension, en livres par baril
SS,B
c capacité au bleu de méthylène
MBT
c correction du thermomètre à ajouter au relevé du thermomètre de service
th
D diamètre extérieur
E équivalent bentonite, exprimé en kilogrammes par mètre cube
BE,A
E équivalent bentonite, exprimé en livres par baril
BE,B
f facteur de tube issu du Tableau A.1 ou du Tableau A.2, pour le sulfure ou le carbonate
F fraction (fraction volumique) d'eau
W
k facteur de correction
cor
K constante de cellule, en mètres carrés par mètre
l longueur immergée du tube de cisaillement, en centimètres
A
l longueur immergée du tube de cisaillement, en pouces
B
l longueur colorée du tube Dräger
st
m masse de l'échantillon séché, en grammes
ds
m masse du bleu de méthylène, en grammes
s
m masse du tube de cisaillement, en grammes
st
m masse de cisaillement totale, en grammes (somme de la plate-forme et des poids
tot
(masses))
m masse d'eau, en grammes
W
∆m perte massique, en milligrammes
M alcalinité au méthylorange du filtrat
f
P alcalinité à la phénolphtaléine du fluide de forage
df
P alcalinité à la phénolphtaléine du filtrat
f
q vitesse de corrosion, kilogrammes par mètre carré par an
A
q vitesse de corrosion, livres par pied carré par an
B
r résistivité du fluide de forage, en ohm mètres
df
r résistivité du filtrat, en ohm mètres
f
R rapport de la concentration du QAS à celle du STPB
QAS/STPB
R relevé du résistivimètre, en ohms
r
R relevé moyen pour le thermomètre étalon (standard – normal)
R relevé moyen pour le thermomètre de service
R relevé corrigé pour le thermomètre de service
2,cor
R relevé au cadran du viscosimètre à 300 r/min
4 © ISO 2008 – Tous droits réservés

R relevé au cadran du viscosimètre à 600 r/min
t durée d'exposition, en heures
t relevé initial effectué à 7,5 min
7,5
t relevé final effectué à 30 min
V volume de l'échantillon de fluide de forage, en millilitres
df
V volume de la solution d'EDTA, en millilitres
EDTA
V volume d'EDTA de tout le fluide de forage
EDTA,df
V volume d'EDTA du filtrat du fluide de forage
EDTA,f
V volume du filtrat, en millilitres
f
V volume de la solution de bleu de méthylène, en millilitres
mb
V volume d'huile, en millilitres
o
V volume PPT, en millilitres
PPT
V volume de la cuvette de cornue, en millilitres
RC
V volume de l'échantillon, en millilitres
s
V volume de la solution de nitrate d'argent, en millilitres
sn
V volume d'eau, en millilitres
W
V perte à l'à-coup de pression, en millilitres
V volume du filtrat après 7,5 min, en millilitres
7,5
V volume du filtrat après 30 min, en millilitres
v vitesse de filtration statique (vitesse d'écoulement), millilitres par racine carrée des
st
minutes, en millilitres par minute
Y seuil de cisaillement (seuil de plasticité – seuil d'écoulement plastique), en pascals
P,A
Y seuil de cisaillement, en livres par cent pieds carrés
P,B
γ résistance au cisaillement, en pascals
A
γ résistance au cisaillement, en livres par cent pieds carrés
B
Γ gradient du fluide de forage, en kilopascals par mètre
DFG,A
Γ gradient du fluide de forage, en livres par pouce carré par pied
DFG,B
η viscosité apparente, en millipascals secondes
a
η viscosité plastique, en millipascals secondes
p,A
η viscosité plastique, en livres par cent pieds carrés
p,B
θ température
ρ masse volumique, en grammes par millilitre comparée à l'eau distillée
ρ masse volumique, en kilogrammes par mètre cube
A
ρ masse volumique, en livres par gallon
B1
ρ masse volumique, en livres par pied cube
B2
ρ masse volumique d'alourdissant, en grammes par millilitre
b
ρ masse volumique du fluide de forage, en grammes par millilitre
df
ρ masse volumique du filtrat, en grammes par millilitre
f
ρ masse volumique des solides à faible gravité, en grammes par millilitre (utiliser 2,6 si
lg
inconnue)
ρ masse volumique d'huile, en grammes par millilitre (utiliser 0,8 si inconnue)
o
ρ masse volumique de l'eau, en grammes par millilitre, à température d'essai
W
ϕ fraction volumique d'alourdissant, en pourcentage
b
ϕ fraction volumique des solides à faible gravité, en pourcentage
lg
ϕ fraction volumique d'huile, en pourcentage
o
ϕ fraction volumique des solides de cornue, en pourcentage
S
ϕ fraction volumique des solides en suspension, en pourcentage
SS
ϕ fraction volumique de l'eau, en pourcentage
W
3.2 Abréviations
AA spectroscopie d'absorption atomique
ACS American Chemical Society
API American Petroleum Institute
ASTM American Society for Testing and Materials
BE équivalent bentonite
CAS Chemical Abstracts Service (services des résumés analytiques de chimie)
DFG gradient du fluide de forage
DS solides de forage
EDTA acide éthylène-diamine-tétra-acétique
HTHP haute température, haute pression
LGS solides à faible gravité
MBT essai au bleu de méthylène/quantité
meq milliéquivalents
6 © ISO 2008 – Tous droits réservés

OCMA Oil Companies Materials Association (à l'origine, Middle East companies)
PPA appareillage de perméabilité-colmatage
PPT essai de perméabilité-colmatage
PTFE polytétrafluoroéthylène
PV viscosité plastique, dans la terminologie commune au champ pétrolifère
QAS sel d'ammonium quaternaire
TC à conserver (retenir)
TD à fournir
USC Unités usuelles des États-Unis (U.S. Customary units), généralement utilisées dans les essais
réalisés aux États-Unis
4 Masse volumique du fluide de forage (masse volumique de la boue)
4.1 Principe
Cette mode opératoire d'essai est une méthode permettant de déterminer la masse d'un volume donné de
liquide (équivalent à la masse volumique). La masse volumique du fluide de forage est exprimée en grammes
par centimètre cube ou en kilogrammes par mètre cube (livres par gallon ou livres par pied cube).
4.2 Appareillage
4.2.1 Instrument de mesure de la masse volumique, d'une précision d'environ 0,01 g/ml ou 10 kg/m
(0,1 lb/gal ou 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 est conçue de sorte que la cuvette de retenue du fluide de forage, à une
extrémité du fléau, soit équilibrée par un contrepoids fixe situé à l'autre extrémité, avec un coulisseau à poids
curseur libre de se déplacer le long d'une échelle graduée. Un niveau à bulle est fixé sur le fléau pour assurer
un équilibrage précis. Des fixations accessoires 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. Il convient que l'eau douce donne un
3 3
relevé de 1,00 g/ml ou 1 000 kg/m (8,33 lb/gal ou 62,3 lb/ft ) à 21 °C (70 °F). Dans le cas contraire, ajuster la
vis d'équilibrage ou le nombre de «bobs» dans la cupule (puits) à l'extrémité du bras gradué, selon les
besoins.
4.2.2 Thermomètre, d'une étendue de mesure comprise entre 0 °C et 105 °C (32 °F et 220 °F).
4.3 Mode opératoire
4.3.1 Il convient que la base de l'instrument repose sur une surface plane et plate.
4.3.2 Mesurer et enregistrer la température du fluide de forage.
4.3.3 Remplir la cuvette propre et sèche avec le fluide de forage à soumettre à essai. Boucher la cuvette de
retenue du fluide de forage remplie et faire tourner le bouchon (capuchon - couvercle) jusqu'à ce qu'il soit
fermement installé. S'assurer qu'une partie du fluide de forage s'échappe par le trou pratiqué dans le bouchon
afin de libérer tout air ou gaz emprisonné (voir l'Annexe D pour des informations sur l'évacuation de l'air ou du
gaz).
4.3.4 En maintenant fermement le bouchon sur la cuvette de retenue du fluide de forage (le trou du
bouchon étant couvert), laver ou sécher l'extérieur de la cuvette propre et sèche.
4.3.5 Placer le fléau sur le support de la base et l'équilibrer en déplaçant le coulisseau le long de l'échelle
graduée. L'équilibre est obtenu lorsque la bulle est au milieu.
4.3.6 Lire la masse volumique du fluide de forage sur l'une des quatre échelles étalonnées du côté de la
flèche du poids curseur. La masse volumique peut être lue directement en unités de g/ml, lb/gal et lb/ft , ou en
gradient du fluide de forage en psi/1 000 ft.
4.4 Calcul
4.4.1 Consigner la masse volumique du fluide de forage à 0,01 g/ml ou 10 kg/m près (0,1 lb/gal ou
0,5 lb/ft ).
4.4.2 Les Équations (1) à (3) sont utilisées pour convertir la masse volumique, ρ, exprimée en grammes par
centimètre cube en d'autres unités:
ρ = 1 000 × ρ (1)
A
où ρ est la masse volumique, exprimée en kilogrammes par mètre cube.
A
ρ = 8,33 × ρ (2)
B1
où ρ est la masse volumique, exprimée en livres par gallon.
B1
ρ = 62,3 × ρ (3)
B2
où ρ est la masse volumique, exprimée en livres par pied cube.
B2
Le Tableau 2 fournit le facteur de multiplication pour la conversion d'une unité de masse volumique à une
autre.
Les Équations (4) à (7) sont utilisées pour convertir la masse volumique en gradient du fluide de forage, Γ ,
DFG
exprimé en kilopascals par mètre (livres par pouce carré par pied):
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
où
Γ est le gradient du fluide de forage, exprimé en kilopascals par mètre;
DFG,A
Γ est le gradient du fluide de forage, exprimé en livres par pouce carré par pied.
DFG,B
Le Tableau 1 donne une liste des conversions de masse volumique.
8 © ISO 2008 – Tous droits réservés

Tableau 1 — Conversion de masse volumique
Grammes Kilogrammes Livres Livres par
par centimètre par mètre cube par gallon US pied cube
a
cube
3 3
g/ml kg/m (lb/US gal) (lb/ft )
0,70 700 5,8 43,6
0,80 800 6,7 49,8
0,90 900 7,5 56,1
b
1,00 1 000 8 345 62,3
1,10 1 100 9,2 68,5
1,20 1 200 10,0 74,7
1,30 1 300 10,9 81,0
1,40 1 400 11,7 87,2
1,50 1 500 12,5 93,5
1,60 1 600 13,4 99,7
1,70 1 700 14,2 105,9
1,80 1 800 15,0 112,1
1,90 1 900 15,9 118,4
2,00 2 000 16,7 124,6
2,10 2 100 17,5 130,8
2,20 2 200 18,4 137,1
2,30 2 300 19,2 143,3
2,40 2 400 20,0 149,5
2,50 2 500 20,9 155,8
2,60 2 600 21,7 162,0
2,70 2 700 22,5 168,2
2,80 2 800 23,4 174,4
2,90 2 900 24,2 180,7
a
Même valeur que la densité relative.
b
Facteur de conversion précis.
Tableau 2 — Conversion des unités de masse volumique
Mesuré en Multiplier pour obtenir

3 3
g/ml kg/m lb/gal lb/ft
g/ml 1 1 000 8,33 62,3
kg/m 0,001 1 0,008 3 16,026
lb/gal 0,120 120 1 7,49
lb/ft 0,016 0 16,03 0,133 5 1
5 Autre méthode de détermination de la masse volumique du fluide de forage
5.1 Principe
La masse volumique d'un fluide de forage contenant de l'air ou du gaz entraîné peut être déterminée de
manière plus précise en utilisant la balance à boue sous pression. Le fonctionnement de la balance à boue
sous pression est similaire à celui de la balance à boue conventionnelle, la différence résidant dans le fait que
l'échantillon de boue (laitier) peut être placé dans une cuvette d'échantillonnage à volume fixe sous pression.
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 volumique de la boue. La mise sous pression de la cuvette d'échantillonnage
permet de réduire tout air ou gaz entraîné à un volume négligeable, fournissant ainsi une mesure de la masse
volumique de la boue correspondant plus étroitement à celle réalisée en conditions de fond.
5.2 Appareillage
5.2.1 Instrument de mesure de la masse volumique, d'une précision d'environ 0,01 g/ml ou 10 kg/m
(0,1 lb/gal ou 0,5 lb/ft ).
La balance à boue sous pression est l'instrument généralement utilisé pour les déterminations de la masse
volumique du fluide de forage. La balance à boue sous pression est conçue de sorte que la cuvette de
retenue du fluide de forage et le couvercle à vis, à une extrémité du fléau, soient équilibrés par un contrepoids
fixe situé à l'autre extrémité, avec un coulisseau à poids curseur libre de se déplacer le long d'une échelle
graduée. Un niveau à bulle est fixé sur le fléau pour assurer un équilibrage précis.
Étalonner fréquemment l'instrument avec de l'eau douce. Il convient que l'eau douce donne un relevé à
3 3
1,00 g/ml ou 1 000 kg/m près (8,33 lb/gal ou 62,3 lb/ft ) à 21 °C (70 °F). Dans le cas contraire, ajuster la vis
d'équilibrage ou le nombre de «bobs» dans la cupule (puits) à l'extrémité du bras gradué, selon les besoins.
5.2.2 Thermomètre, d'une étendue de mesure comprise entre 0 °C à 105 °C (32 °F à 220 °F).
5.3 Mode opératoire
5.3.1 Mesurer et enregistrer la température du fluide de forage.
5.3.2 Remplir la cuvette d'échantillonnage jusqu'à un niveau situé légèrement au-dessous du bord
supérieur de la cuvette [approximativement 6,5 mm (0,25 in)].
5.3.3 Placer le couvercle sur la cuvette, le clapet de retenue attaché étant positionné vers le bas (ouvert).
Descendre le couvercle dans l'ouverture de la cuvette jusqu'à établir un contact entre la jupe extérieure du
couvercle et le bord supérieur de la cuvette. Tout excès de boue est expulsé par le clapet de retenue. Après
avoir placé le couvercle sur la cuvette, relever le clapet de retenue en position fermée, rincer la cuvette et les
filetages avec de l'eau et visser le bouchon fileté sur la cuvette.
5.3.4 Le fonctionnement du piston de pressurisation est similaire à celui d'une seringue. Remplir le piston
en immergeant son extrémité dans la boue, la tige de piston étant complètement baissée. Relever ensuite la
tige de piston pour remplir le cylindre de boue. Il convient d'expulser ce volume par l'action du piston et de
remplir ce dernier avec un nouvel échantillon de boue pour s'assurer que ce volume du piston n'est pas dilué
avec le liquide restant du dernier nettoyage du mécanisme du piston.
5.3.5 Pousser le bec du piston sur la surface de contact du joint torique du clapet du bouchon. Mettre sous
pression la cuvette d'échantillonnage en exerçant une force verticale sur le boîtier du cylindre pour maintenir
le clapet de retenue vers le bas (ouvert) ainsi que la tige de pression en position baissée. Il convient de
maintenir une force d'environ 225 N (50 lbf) ou plus sur la tige de piston.
5.3.6 Le clapet de retenue dans le couvercle est actionné par la pression. Lorsque l'intérieur de la cuvette
est mis sous pression, le clapet de retenue se relève en position fermée. Pour fermer le clapet, relever
(relâcher) progressivement le boîtier du cylindre tout en maintenant la pression sur la tige de piston. Lorsque
le clapet de retenue se ferme, relâcher la pression sur la tige de piston avant de déconnecter le piston.
5.3.7 L'échantillon de boue sous pression est désormais prêt à être pesé. Rincer l'extérieur de la cuvette et
essuyer à sec. Placer l'instrument sur le couteau. Déplacer le poids curseur vers la droite ou vers la gauche
jusqu'à équilibrage du fléau. Le fléau est équilibré lorsque la bulle du niveau fixé se situe au centre entre les
deux marques noires. Lire la masse volumique sur l'une des quatre échelles étalonnées du côté de la flèche
du poids curseur. La masse volumique peut être lue directement en unités de g/ml, lb/gal et lb/ft , ou en
gradient du fluide de forage en psi/1 000 ft.
5.3.8 Pour relâcher la pression à l'intérieur de la cuvette, reconnecter l'ensemble de piston vide et pousser
vers le bas sur le boîtier du cylindre.
10 © ISO 2008 – Tous droits réservés

5.3.9 Nettoyer la cuvette et rincer soigneusement avec de l'eau. Pour améliorer le fonctionnement dans des
boues aqueuses, il convient de graisser fréquemment le clapet avec de la graisse étanche.
5.4 Calcul
3 3
Consigner la masse volumique du fluide de forage à 0,01 g/ml ou 10 kg/m près (0,1 lb/gal ou 0,5 lb/ft ).
Pour les conversions, utiliser les équations données en 4.4.2.
6 Viscosité et force du gel
6.1 Principe
La viscosité et la force du gel sont des mesures qui concernent les propriétés d'écoulement (rhéologie) des
fluides de forage. Les instruments suivants sont utilisés pour mesurer la viscosité et/ou la force du gel des
fluides de forage:
a) viscosimètre Marsh — dispositif simple indiquant la viscosité de manière régulière;
b) viscosimètres à lecture directe — dispositif mécanique pour mesurer la viscosité à différents taux de
cisaillement.
NOTE Des informations sur la rhéologie des fluides de forage peuvent être trouvées dans la Référence [3].
6.2 Détermination de la viscosité au moyen du viscosimètre Marsh
6.2.1 Appareillage
6.2.1.1 Viscosimètre Marsh, étalonné pour un flux de 946 ml (1 quart) d'eau douce à une température
de (21 ± 3) °C [(70 ± 5) °F] en (26 ± 0,5) s, muni d'une cuvette graduée comme récipient.
6.2.1.1.1 Cône-entonnoir, de longueur 305 mm (12,0 in), de diamètre 152 mm (6,0 in) et d'une
contenance jusqu'au fond du filtre de 1 500 ml (1,6 quarts).
6.2.1.1.2 Orifice, de 50,8 mm (2,0 in) de long et de diamètre intérieur 4,7 mm (0,188 in = 3/16 in).
6.2.1.1.3 Filtre (tamis, crible), de 1,6 mm (0,063 in = 1/16 in) d'ouvertures (maille 12); fixé à 19,0 mm
(0,75 in = ¾ in) au-dessous de la partie supérieure de l'entonnoir.
6.2.1.2 Cuvette graduée, d'une contenance d'au moins 946 ml (1 quart).
6.2.1.3 Chronomètre.
6.2.1.4 Thermomètre, d'une étendue de mesure comprise entre 0 °C et 105 °C (32 °F et 220 °F).
6.2.2 Mode opératoire
6.2.2.1 Couvrir l'orifice de l'entonnoir avec un doigt et verser le fluide de forage récemment échantillonné
au travers du filtre dans l'entonnoir vertical propre. Remplir jusqu'à ce que le fluide atteigne le fond du filtre.
6.2.2.2 Retirer le doigt et démarrer le chronomètre. Mesurer le temps que met le fluide de forage pour
atteindre la marque de 946 ml (1 quart) de la cuvette.
6.2.2.3 Mesurer la température du fluide, en degrés Celsius (degrés Fahrenheit).
6.2.2.4 Consigner le temps (6.2.2.2), à la seconde près, comme la viscosité Marsh. Consigner la
température (6.2.2.3) du fluide au degré Celsius près (degré Fahrenheit).
6.3 Détermination de la viscosité et/ou de la force du gel au moyen d'un viscosimètre à
lecture directe
6.3.1 Appareillage
6.3.1.1 Viscosimètre à lecture directe
Ce type de viscosimètre est un instrument rotatif actionné par un moteur électrique ou une manivelle. Le fluide
de forage est contenu dans l'espace annulaire situé entre deux cylindres concentriques. Le cylindre extérieur
ou le rotor est entraîné à une vitesse de rotation constante. La rotation du rotor dans le fluide produit un
couple sur le cylindre intérieur (stator) ou le «bob» (balancier). Un ressort de torsion limite le mouvement du
«bob», et un cadran fixé au «bob» indique le déplacement du «bob». Les constantes de l'instrument ont été
ajustées pour obtenir les valeurs de viscosité plastique et de seuil de cisaillement en utilisant les relevés des
vitesses du rotor de 300 r/min et 600 r/min.
Un viscosimètre à lecture directe doit satisfaire les spécifications suivantes:
a) rotor:
⎯ diamètre intérieur 36,83 mm (1,450 in);
⎯ longueur totale 87,0 mm (3,425 in);
⎯ ligne tracée 58,4 mm (2,30 in) au-dessus du bas du manchon, avec deux rangées de trous
de 3,18 mm (0,125 in) espacés de 120° (2,09 radians), autour du rotor juste
au-dessous de la ligne tracée;
b) «bob», fermé, à base plate et haut conique:
⎯ diamètre 34,49 mm (1,358 in);
⎯ longueur du cylindre 38,0 mm (1,496 in);
c) constante du ressort de torsion:
⎯ 386 dyne-cm/degré de déviation;
d) vitesse du rotor:
⎯ haute vitesse 600 r/min;
⎯ basse vitesse 300 r/min.
NOTE D'autres vitesses de rotation pour les viscosimètres sont disponibles auprès de différents fabricants.
6.3.1.2 Chronomètre.
6.3.1.3 Thermomètre, d'une étendue de mesure comprise entre 0 °C et 105 °C (32 °F et 220 °F).
6.3.1.4 Conteneur approprié, par exemple, la cuvette fournie avec le viscosimètre.
6.3.2 Mode opératoire
6.3.2.1 Placer l'échantillon dans un conteneur et immerger le rotor exactement jusqu'à la ligne tracée. Il
convient de réaliser les mesures in situ dans un délai minimal (environ 5 min, si possible) et à une
température aussi proche que possible de celle du fluide de forage sur le lieu d'échantillonnage, sans
toutefois s'écarter de plus de 6 °C (10 °F). Il convient de spécifier le lieu d'échantillonnage dans le rapport
d'essai.
12 © ISO 2008 – Tous droits réservés

DANGER — La température de service maximale recommandée est de 90 °C (200 °F). S'il est
nécessaire de soumettre à essai les fluides à une température supérieure à la température
recommandée, il convient d'utiliser un «bob» en métal massif ou un «bob» métallique creux à intérieur
totalement sec. Le liquide emprisonné dans un «bob» creux peut vaporiser en cas d'immersion dans
un fluide à haute température et provoquer l'explosion du «bob».
6.3.2.2 Enregistrer la température de l'échantillon.
6.3.2.3 Le rotor à 600 r/min, attendre que le relevé au cadran du viscosimètre atteigne une valeur
constante (le temps requis dépend des caractéristiques du fluide de forage). Consigner le relevé au cadran
pour 600 r/min.
6.3.2.4 Réduire la vitesse de rotation à 300 r/min et attendre que le relevé au cadran du viscosimètre
atteigne une valeur constante. Consigner le relevé au c
...

МЕЖДУНАРОДНЫЙ ISO
СТАНДАРТ 10414-1
Второе издание
2008-03-15
Нефтяная и газовая промышленность.
Контроль буровых растворов в
промысловых условиях.
Часть 1.
Растворы на водной основе
Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids
Part 1: Water-based fluids
Ответственность за подготовку русской версии несет GOST R
(Российская Федерация) в соответствии со статьей 18.1 Устава ISO
Ссылочный номер
©
ISO 2008
Отказ от ответственности при работе в PDF
Настоящий файл формата PDF может содержать встроенные шрифты. В соответствии с политикой лицензирования Adobe,
этот файл может быть напечатан или просмотрен, но не должен редактироваться до тех пор, пока шрифт, который был
встроен и лицензирован, не будет инсталлирован в компьютер, на котором осуществляется редактирование. При загрузке
настоящего файла стороны принимают ответственность за соблюдение лицензионной политики Adobe. Центральный
секретариат ИСО не несет ответственности в этой области.
Adobe является торговой маркой Adobe Systems Incorporated.
Дополнительная информация по программному обеспечению, используемому при создании настоящего файла PDF,
содержится в Общей информации об этом файле; параметры для создания PDF были оптимизированы для печати.
Предприняты все возможные меры, чтобы обеспечить удобство использования этого файла организациями, являющимися
членами ИСО. При возникновении любых проблем, относящихся к вышеизложенному, просим обращаться в Центральный
секретариат по адресу, представленному ниже.

ДОКУМЕНТ ЗАЩИЩЕН АВТОРСКИМ ПРАВОМ

©  ISO 2008
Все права сохраняются. Если не указано иное, никакую часть настоящей публикации нельзя копировать или использовать в
какой-либо форме или каким-либо электронным или механическим способом, включая фотокопии и микрофильмы, без
предварительного письменного согласия ISO, которое должно быть получено после запроса о разрешении, направленного по
адресу, приведенному ниже, или в комитет-член ISO в стране запрашивающей стороны.
ISO copyright office
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
Опубликовано в Швейцарии
ii © ISO 2008 – Все права сохраняются

Содержание Страница
Предисловие .v
Введение .vi
1  Область применения .1
2  Термины и определения .2
3  Условные обозначения и сокращения .2
3.1  Условные обозначения .2
3.2  Сокращения .8
4  Плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора) .10
4.1  Принцип.10
4.2  Оборудование .10
4.3  Порядок выполнения работ .10
4.4  Расчет .10
5  Альтернативный метод определения плотности бурового раствора .12
5.1  Основные положения.12
5.2  Оборудование .12
5.3  Порядок выполнения работ .13
5.4  Расчет .13
6  Вязкость и статическое напряжение сдвига.14
6.1  Принцип.14
6.2  Определение вязкости с использованием вискозиметра Марша .14
6.3  Определение вязкости и/или статического напряжения сдвига с использованием
вискозиметра прямой индикации .14
7  Фильтрация .17
7.1  Принцип.17
7.2  Определение параметров при низкой температуре/низком давлении .17
7.3  Испытание в условиях высокой температуры/высокого давления (HTHP) .18
8  Содержание воды, углеводородов и твердой фазы .22
8.1  Принцип.22
8.2  Оборудование .22
8.3  Порядок выполнения работ .23
8.4  Расчет .24
9  Содержание песка .26
9.1  Принцип.26
9.2  Оборудование .26
9.3  Порядок выполнения работ .26
10  Поглощение метиленовой сини.27
10.1  Принцип.27
10.2  Реактивы и оборудование.27
10.3  Порядок выполнения работ .28
10.4  Расчет .29
11  pH.30
11.1  Принцип.30
11.2  Реактивы и оборудование.30
11.3  Порядок выполнения работ для измерения pH .32
11.4  Уход за электродом.33
12  Щелочность и содержание извести . 33
12.1  Принцип . 33
12.2  Реактивы и оборудование . 34
12.3  Порядок выполнения работ. Измерение щелочности фильтрата по фенолфталеину
и метилоранжу. 35
12.4  Порядок выполнения работ. Измерение щелочности фильтрата по фенолфталеину. 35
12.5  Расчет концентрации ионов по P и M . 35
f f
12.6  Оценка содержания извести. 36
13  Содержание ионов хлорида . 36
13.1  Принцип . 36
13.2  Реактивы и оборудование . 36
13.3  Порядок выполнения работ . 37
13.4  Расчет. 37
14  Общая жесткость по кальцию . 37
14.1  Принцип . 37
14.2  Реактивы и оборудование . 38
14.3  Порядок выполнения работ . 39
14.4  Расчет. 39
Приложение A (информативное) Химический анализ буровых растворов на водной основе . 40
Приложение B (информативное) Измерение статического напряжения сдвига
с использованием широметра . 58
Приложение С (информативное) Электрическое сопротивление . 60
Приложение D (информативное) Удаление воздуха или газа перед контролем . 62
Приложение E (информативное) Контрольное кольцо для определения коррозии
бурильной трубы. 63
Приложение F (информативное) Методы отбора проб, контроля и отбраковки. 67
Приложение G (информативное) Отбор проб на буровой площадке. 69
Приложение H (информативное) Калибровка и контроль лабораторной стеклянной посуды,
термометров, вискозиметров, ретортных чашек и весов для бурового раствора. 72
Приложение I (нормативное) Анализ фильтрации бурового раствора на водной основе
в условиях высокой температуры / высокого давления с использованием
тампонирующего аппарата для измерения проницаемости
и ячеек c торцевыми крышками, закрепленными на винтах. 77
ПРИЛОЖЕНИЕ J (нормативное) Анализ фильтрации бурового раствора на водной основе
в условиях высокой температуры / высокого давления с использованием
тампонирующего аппарата для измерения проницаемости
и ячеек c резьбовыми торцевыми крышками . 89
Приложение K (информативное) Форма протокола анализа бурового раствора на водной
основе . 100
Библиография . 101

iv © ISO 2008 – Все права сохраняются

Предисловие
Международная организация по стандартизации (ISO) является всемирной федерацией национальных
организаций по стандартизации (стандартизующих органов членов ISO). Подготовка международных
стандартов обычно проводится в технических комитетах ISO. Каждый стандартизующий орган,
являющийся членом ISO, и заинтересованный в области, для которой был создан технический комитет,
имеет право участвовать в деятельности этого комитета. В этой работе также участвуют
международные, правительственные и неправительственные организации, имеющие соответствующие
соглашения о сотрудничестве с ISO. ISO тесно сотрудничает с Международной электротехнической
комиссией (IEC) по всем вопросам стандартизации в электротехнике.
Международные стандарты разрабатываются в соответствии с правилами, приведенными в
Директивах ISO/IEC, Часть 2.
Основной задачей технических комитетов является подготовка международных стандартов. Проекты
международных стандартов, принятые техническими комитетами, рассылаются стандартизующим
органам членам ISO для голосования. Публикация в качестве международного стандарта требует его
утверждения не менее 75 % стандартизующих органов членов ISO, участвующих в голосовании.
Необходимо иметь в виду, что некоторые элементы настоящего документа могут быть объектом
патентного права. ISO не берет на себя ответственность за идентификацию какого-либо отдельного
или всех таких патентных прав.
ISO 10414-1 был подготовлен Техническим комитетом ISO/TC 67, Материалы, оборудование и
морские конструкции для нефтяной и газовой промышленности Подкомитетом SC 3, Буровые
растворы и растворы для заканчивания скважин и тампонажные цементы.
Настоящее второе издание отменяет и заменяет первое издание (ISO 10414-1:2001), к которому были
добавлены Приложения I, J и K и внесены другие незначительные изменения в структуру предложений,
грамматику и выполнено другое, не техническое, редактирование.
ISO 10414 состоит из следующих двух частей под общим названием Нефтяная и газовая
промышленность. Контроль буровых растворов в промысловых условиях:
⎯ Часть 1. Растворы на водной основе
⎯ Часть 2. Растворы на углеводородной основе

Введение
[2]
Данная часть ISO 10414 разработана на основе API RP 13B-1, третье издание, декабрь 2003 и
[6]
ISO 10414 (все части) .
Приложения с A по H и K данной части ISO 10414 приведены только в информационных целях.
Приложения I и J являются нормативными.
В данной части ISO 10414, там, где это практически целесообразно, для информации в скобках
добавлены единицы системы мер и весов США (USC).

vi © ISO 2008 – Все права сохраняются

МЕЖДУНАРОДНЫЙ СТАНДАРТ ISO 10414-1:2008(R)

Нефтяная и газовая промышленность. Контроль буровых
растворов в промысловых условиях.
Часть 1.
Растворы на водной основе
ОПАСНО — Как для любой другой лабораторной процедуры, связанной с использованием
потенциально опасных химических веществ, предполагается, что пользователь обладает
соответствующими знаниями и прошел подготовку по использованию и утилизации данных
химических реагентов. Пользователь несет ответственность за соблюдение всех применимых
местных, региональных и государственных требований по охране здоровья и безопасности
персонала, а также ответственность за соблюдение требований к защите окружающей среды.
1 Область применения
Настоящий стандарт ISO 10414 устанавливает стандартные процедуры для определения следующих
параметров буровых растворов на водной основе:
a) плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора);
b) вязкость и статическое напряжение сдвига;
c) фильтрация;
d) содержание воды, углеводородов и твердой фазы;
e) содержание песка;
f) поглощение метиленовой сини;
g) pH;
h) щелочность и содержание извести;
i) содержание хлоридов;
j) общая жесткость по кальцию.
Приложения с A по K представляют дополнительные методы испытаний, которые могут быть
использованы в следующих целях
⎯ химический анализ для определения содержания кальция, магния, сульфата кальция, сульфидов,
карбонатов и калия;
⎯ определение прочности на сдвиг;
⎯ определение сопротивления;
⎯ удаление воздуха;
⎯ мониторинг коррозии бурильных труб;
⎯ отбор проб, контроль и отбраковка;
⎯ отбор проб на буровой площадке;
⎯ калибровка и верификация лабораторной посуды, термометров, вискозиметров, чашек ретортной
установки и весов для бурового раствора;
⎯ тампонирующее испытание на проницаемость при высокой температуре и высоком давлении для
двух типов оборудования;
⎯ пример заполнения формы протокола анализа бурового раствора на водной основе.
2 Термины и определения
В настоящем документе используются следующие термины и определения.
2.1
ACS класс реагента
ACS reagent grade
класс химического реагента в соответствии со стандартами чистоты Американского химического
общества (ACS)
2.2
дарси
darcy
проницаемость пористой среды, в которой один дарси представляет поток однофазной жидкости
вязкостью 1 сП, которая полностью заполняет пустоты пористой среды, текущей через пористую среду
−1 −2
в условиях вязкого течения со скоростью 1 мл⋅с ⋅см поперечного сечения под действием давления
−1
или эквивалентного градиента гидравлического давления 1 атм⋅см
ПРИМЕЧАНИЕ 1 сП = 1 мПа⋅с.
2.3
квартовать
quarter
〈глагол〉 смешать и разделить на четыре пробы для обеспечения однородности проб
2.4
мгновенная водоотдача
spurt loss
объем флюида, проходящий через фильтрующую среду до образования фильтрационной корки
2.5
отбор пробы с использованием пробоотборной трубки
tube sampling
метод отбора проб, заключающийся в отборе порошкообразной пробы из мешка или бестарного
материала с помощью цилиндрического устройства, которое продавливается в отбираемый материал,
закрывается и извлекается
3 Условные обозначения и сокращения
3.1 Условные обозначения
ПРИМЕЧАНИЕ Индекс “А” в обозначениях означает метрические единицы. Индекс “В” в обозначениях означает
единицы системы мер и весов США.
2 © ISO 2008 – Все права сохраняются

A площадь в квадратных сантиметрах
A
area, in square centimetres
A площадь в квадратных дюймах
B
area, in square inches
c концентрация утяжеляющего материала, в килограммах на кубический метр
b,A
concentration of weighting material, in kilograms per cubic metre
c концентрация утяжеляющего материала, в фунтах на баррель
b,B
concentration of weighting material, in pounds per barrel
c концентрация ионов кальция, в миллиграммах на литр
Ca,A
concentration of calcium ion, in milligrams per litre
c концентрация ионов кальция, в частях на миллион по массе (USC)
Ca,B
concentration of calcium ion, in parts per million by mass (USC)
c концентрация ионов кальция и магния (общая жесткость), в миллиграммах на
Ca+Mg,A
литр
concentration of calcium and magnesium ion (total hardness), in milligrams per litre
c концентрация ионов кальция и магния (общая жесткость), в частях на миллион
Ca+Mg,B
(USC)
concentration of calcium and magnesium ion (total hardness), in parts per million (USC)
c концентрация сульфата кальция, в миллиграммах на литр
CaSO4,A
concentration of calcium sulfate, in milligrams per litre
c концентрация сульфата кальция, в частях на миллион по массе (USC)
CaSO4,B
concentration of calcium sulfate, in parts per million by mass (USC)
c концентрация общего количества растворимых карбонатов, в миллиграммах на
CO2+CO3+HCO3,A
литр
concentration of total soluble carbonates, in milligrams per litre
c концентрация общего количества растворимых карбонатов, в частях на миллион
CO2+CO3+HCO3,B
по массе (USC)
concentration of total soluble carbonates, in parts per million by mass (USC)
c концентрация ионов хлора, в миллиграммах на литр
Cl,A
concentration of chloride ion, in milligrams per litre
c концентрация ионов хлора, в частях на миллион по массе (USC)
Cl,B
concentration of chloride ion, in parts per million by mass (USC)
c концентрация избыточных, нерастворенных сульфатов кальция, в миллиграммах
ex-CaSO4,A
на литр
concentration of excess, undissolved calcium sulfate, in milligrams per litre
c концентрация избыточных, нерастворенных сульфатов кальция, в частях миллион
ex-CaSO4,B
по массе (USC)
concentration of excess, undissolved calcium sulfate, in parts per million by mass
(USC)
c концентрация хлористого калия в фильтрате, в миллиграммах на литр
f,KCl,A
concentration of potassium chloride in filtrate, in milligrams per litre
c концентрация хлористого калия в фильтрате, в частях на миллион по массе (USC)
f,KCl,B
concentration of potassium chloride in filtrate, in parts per million by mass (USC)
c концентрация ионов калия, в миллиграммах на литр
K,A
concentration of potassium ion, in milligrams per litre
c концентрация ионов калия, в частях на миллион по массе (USC)
K,B
concentration of potassium ion, in parts per million by mass (USC)
c концентрация хлорида калия, в миллиграммах на литр
KCl,A
concentration of potassium chloride, in milligrams per litre
c концентрация хлорида калия, в частях на миллион по массе (USC)
KCl,B
concentration of potassium chloride, in parts per million by mass (USC)
c концентрация твердых частиц малой плотности, в килограммах на кубический
lg,A
метр
concentration of low-gravity solids, in kilograms per cubic metre
c концентрация твердых частиц малой плотности, в фунтах за баррель
lg,B
concentration of low-gravity solids, in pounds per barrel
c содержание извести в буровом растворе, в килограммах на кубический метр
lime,A
lime content of the drilling fluid, in kilograms per cubic metre
c содержание извести в буровом растворе, в фунтах за баррель
lime,B
lime content of the drilling fluid, in pounds per barrel
c концентрация хлорида натрия, в миллиграммах на литр
NaCl,A
concentration of sodium chloride, in milligrams per litre
c концентрация хлорида натрия, в частях на миллион по массе (USC)
NaCl,B
concentration of sodium chloride, in parts per million by mass (USC)
c концентрация ионов сульфидов, в миллиграммах на литр
S,A
concentration of sulphide ion, in milligrams per litre
c концентрация ионов сульфидов, в частях на миллион по массе (USC)
S,B
concentration of sulphide ion, in parts per million by mass (USC)
c концентрация взвешенных твердых частиц, в килограммах на кубический метр
SS,A
suspended solids concentration, in kilograms per cubic metre
c концентрация взвешенных твердых частиц, в фунтах за баррель
SS,B
suspended solids concentration in pounds per barrel
c поглощение метиленовой сини
MBT
methylene blue capacity
c поправка термометра, добавляемая к рабочему показанию термометра
th
thermometer correction to be added to the working thermometer reading
D наружный диаметр
outer diameter
E бентонитовый эквивалент, выраженный в килограммах на кубический метр
BE,A
bentonite equivalent, expressed in kilograms per cubic metre
4 © ISO 2008 – Все права сохраняются

E бентонитовый эквивалент, выраженный в фунтах на баррель
BE,B
bentonite equivalent, expressed in pounds per barrel
f коэффициент трубки по Таблице А.1 или Таблице А.2, для сульфида или
карбоната
tube factor from either Table A.1 or Table A.2, for sulfide or carbonate
F содержание (объемное содержание) воды
W
fraction (volume fraction) of water
k поправочный коэффициент
cor
correction factor
K постоянная ячейки, в квадратных метрах на метр
cell constant, in metres squared per metre
l глубина погружения широметра, в сантиметрах
A
submerged length of shear tube, in centimetres
l глубина погружения широметра, в дюймах
B
submerged length of shear tube, in inches
l длина окрашивания трубки Дрегера
st
Dräger tube stain length
m масса высушенной пробы, в граммах
ds
mass of the dried sample, in grams
m масса метиленовой сини, в граммах
s
mass of methylene blue, in grams
m масса широметра, в граммах
st
mass of shear tube, in grams
m общая масса сдвига, в граммах (сумма подставки и гирь)
tot
total shear mass, in grams (sum of platform and weights)
m массы воды, в граммах
W
mass of water, in grams
Δm потеря массы, в миллиграммах
mass loss, in milligrams
M щелочность фильтрата по метилоранжу
f
methyl orange alkalinity of the filtrate
P щелочность бурового раствора по фенолфталеину
df
phenolphthalein alkalinity of the drilling fluid
P щелочность фильтрата по фенолфталеину
f
phenolphthalein alkalinity of the filtrate
q скорость коррозии, килограммов на квадратный метр в год
A
corrosion rate, kilograms per squared metre per year
q скорость коррозии, фунтов на квадратный фут в год
B
corrosion rate, pounds per squared foot per year
r удельное сопротивление бурового раствора, в Ом·метрах
df
drilling fluid resistivity, in ohm metres
r удельное сопротивление фильтрата, в Ом·метрах
f
filtrate resistivity, in ohm metres
R отношение концентрации QAS к концентрации STPB
QAS/STPB
ratio of the concentration of QAS to that of STPB
R показания измерителя сопротивления, в Омах
r
resistivity meter reading, in ohms
R среднее значение показаний эталонного термометра
average reading for the standard thermometer
R среднее значение показаний рабочего термометра
average reading for the working thermometer
R скорректированное показание рабочего термометра
2,cor
corrected reading for the working thermometer
R показания по шкале вискозиметра при скорости вращения 300 об/мин
viscometer dial reading at 300 r/min
R показания по шкале вискозиметра при скорости вращения 600 об/мин
viscometer dial reading at 600 r/min
t время выдерживания, в часах
exposure time, in hours
t начальное показание, снятое через 7,5 мин
7,5
initial reading taken at 7,5 min
t окончательное показание, снятое через 30 мин
final reading taken at 30 min
V объем пробы бурового раствора, в миллилитрах
df
volume of drilling fluid sample, in millilitres
V объем раствора EDTA, в миллилитрах
EDTA
volume of EDTA solution, in millilitres
V объем EDTA в исходном буровом растворе
EDTA,df
EDTA volume of whole drilling fluid
V объем EDTA в фильтрате бурового раствора
EDTA,f
EDTA volume of the drilling fluid filtrate
V объем фильтрата, в миллилитрах
f
volume of the filtrate, in millilitres
V объем раствора метиленовой сини, в миллилитрах
mb
volume of methylene blue solution, in millilitres
V объем углеводорода, в миллилитрах
o
volume of oil, in millilitres
6 © ISO 2008 – Все права сохраняются

V объем PPT, в миллилитрах
PPT
PPT volume, in millilitres
V объем чашки реторты, выраженный в миллилитрах
RC
retort cup volume, expressed in millilitres
V объем пробы, в миллилитрах
s
volume of the sample, in millilitres
V объем раствора нитрата серебра, в миллилитрах
sn
volume of silver nitrate solution, in millilitres
V объем воды, в миллилитрах
W
volume of water, in millilitres
V мгновенная водоотдача, в миллилитрах
spurt loss, in millilitres
V объем фильтрата через 7,5 мин, в миллилитрах
7,5
filtrate volume after 7,5 min, in millilitres
V объем фильтрата через 30 мин, в миллилитрах
filtrate volume after 30 min, in millilitres
v скорость статической фильтрации (скорость потока), миллилитры на квадратный

st
корень значения времени в минутах, в миллилитрах в минуту
static filtration rate (velocity of flow), millilitres per square root of the minutes, in
millilitres per minute
Y динамическое напряжение сдвига, в паскалях
P,A
yield point, in pascals
Y динамическое напряжение сдвига, в фунтах на сто квадратных футов
P,B
yield point, in pounds per one hundred square feet
γ прочность на сдвиг, выраженный в паскалях
A
shear strength, expressed in pascals
прочность на сдвиг, выраженный в фунтах на сто квадратных футов
γ
B
shear strength, expressed in pounds per hundred square feet
градиент бурового раствора, выраженный в килопаскалях на метр
Γ
DFG,A
drilling fluid gradient, expressed in kilopascals per metre
градиент бурового раствора, в фунтах на квадратный дюйм на фут
Γ
DFG,B
drilling fluid gradient, in pounds per square inch per foot
η условная вязкость, в миллипаскаль-секундах
a
apparent viscosity, in millipascal seconds
η пластическая вязкость, в миллипаскаль-секундах
p,A
plastic viscosity, in millipascal seconds
η пластическая вязкость, в фунтах на сто квадратных футов
p,B
plastic viscosity, in pounds per one-hundred square feet
θ температура
temperature
ρ плотность, выраженная в г/мл при сравнении с дистиллированной водой
density, expressed in g/ml when compared to distilled water
ρ плотность, выраженная в килограммах на кубический метр
A
density, expressed in kilograms per cubic metre
ρ плотность, выраженная в фунтах на галлон
B1
density, expressed in pounds per gallon
ρ плотность, выраженная в фунтах на кубический фут
B2
density, expressed in pounds per cubic foot
ρ плотность утяжеляющего материала, в граммах на миллилитр
b
density of weighting material, in grams per millilitre
ρ плотностью бурового раствора, в граммах на миллилитр
df
drilling fluid density, in grams per millilitre
ρ плотность фильтрата, в граммах на миллилитр
f
density of filtrate, in grams per millilitre
ρ плотность твердых частиц малой плотности, в граммах на миллилитр
lg
(используется значение 2,6, если неизвестна)
density of low-gravity solids, in grams per millilitre (use 2,6 if unknown)
ρ плотность нефти, в граммах на миллилитр (используется значение 0,8, если
o
неизвестна)
density of oil, in grams per millilitre (use 0,8 if unknown)
ρ плотности воды при испытательной температуре, в граммах на миллилитр

W
water density, in grams per millilitre, at test temperature
ϕ объемное содержание утяжелителя, в процентах
b
volume fraction of weighting material, in percent
ϕ объемное содержание твердых частиц малой плотности, в процентах

lg
volume fraction of low-gravity solids, in percent
ϕ объемное содержание нефти, в процентах

o
volume fraction of oil, in percent
ϕ объемное содержание твердых частиц после перегонки в реторте, в процентах

S
volume fraction of retort solids, in percent
ϕ объемное содержание взвешенных твердых частиц, в процентах

SS
volume fraction of suspended solids, in percent
ϕ объемное содержание воды, в процентах
W
volume fraction of water, in percent
3.2 Сокращения
AA атомно-абсорбционная спектроскопия
atomic absorption spectroscopy
ACS Американское химическое общество
American Chemical Society
8 © ISO 2008 – Все права сохраняются

API Американский нефтяной институт
American Petroleum Institute
ASTM Американское общество по испытанию материалов
American Society for Testing and Materials
BE эквивалент бентонита
bentonite equivalent
CAS Химическая реферативная служба
Chemical Abstracts Service
DFG градиент бурового раствора
drilling fluid gradient
DS буровой шлам
drill solids
EDTA этилендиаминтетрауксусная кислота
ethylenediaminetetraacetic acid
HTHP высокая температура/высокое давление
high-temperature, high-pressure
LGS твердые частицы малой плотности
low-gravity solids
MBT испытание метиленовой синью
methylene blue test/capacity
meq миллиэквиваленты
milliequivalents
OCMA Ассоциация производителей химических реагентов для нефтедобывающей
промышленности (первоначально компаний Среднего Востока)
Oil Companies Materials Association (originally, Middle East companies)
PPA тампонирующий аппарат для измерения проницаемости
permeability plugging apparatus
PPT испытание для определения проницаемости
permeability plugging test
PTFE политетрафторэтилен
polytetrafluoroethylene
PV пластическая вязкость, в общепринятой нефтяной терминологии
plastic viscosity, in common oilfield terminology
QAS четвертичная аммониевая соль
quaternary ammonium salt
TC содержать
to contain
TD повать
to deliver
USC система единиц мер и весов США, обычно применяемая в США при испытаниях
U.S. Customary units, commonly used in U.S.-based testing
4 Плотность бурового раствора (удельный вес бурового раствора)
4.1 Принцип
Процедура испытания представляет метод определения массы данного объема жидкости (эквивалент
плотности). Плотность бурового раствора выражается в граммах на кубический сантиметр или
килограммах на кубический метр (фунтах на галлон или фунтах на кубический фут).
4.2 Оборудование
4.2.1 Инструмент для измерения плотности с точностью до 0,01 г/мл или 10 кг/м (0,1 фунт/галлон
или 0,5 фунт/фут ).
В качестве инструмента для определения плотности бурового раствора обычно используются
специальные рычажные весы. Рычажные весы представляют собой измерительный стакан для
бурового раствора на одном конце коромысла и фиксированный противовес на другом конце с
передвижной гирей, свободно перемещающейся вдоль градуированной шкалы. Для обеспечения
точности уравновешивания на рычаге установлен пузырьковый уровень. Для увеличения диапазона
измерений при необходимости могут использоваться дополнительные устройства.
Следует регулярно выполнять калибровку прибора с использованием пресной воды. Пресная вода
3 3
должна давать показание 1,00 г/мл или 1 000 кг/м (8,33 фунт/гал или 62,3 фунт/фут ) при 21 °C (70 °F).
Если это не так, отрегулировать установочный винт или количество свинцовой дроби в отверстии на
конце градуированного рычага, если это необходимо.
4.2.2 Термометр с диапазоном измерения от 0 °C до 105 °C (от 32 °F до 220 °F).
4.3 Порядок выполнения работ
4.3.1 Основание прибора следует разместить на гладкой ровной поверхности.
4.3.2 Измерить и внести в отчет температуру бурового раствора.
4.3.3 Заполнить чистый сухой стакан буровым раствором, который необходимо проанализировать;
закрыть стакан с буровым раствором крышкой и завернуть крышку до упора. Проверить, что раствор
выходит через отверстие в крышке, чтобы удалить захваченный воздух или газ (информацию об
удалении воздуха или газа см. в Приложении D).
4.3.4 Плотно зажать крышку стакана с буровым раствором (при закрытом отверстии на крышке),
вымыть или протереть наружную поверхность стакана, чтобы он был чистой и сухой.
4.3.5 Установить коромысло на опору основания и уравновесить его перемещением бегунка по
градуированной шкале. Равновесие устанавливается, когда пузырек уровня находится под
центральной линией.
4.3.6 Снять показания плотности бурового раствора по одной из четырех градуированных шкал на
стороне передвижной гири со стрелкой. Показания плотности могут считываться непосредственно в
единицах г/мл, фунт/галл и фунт/фут или в качестве градиента бурового раствора в
фунт/дюйм /1 000 фут.
4.4 Расчет
3 3
4.4.1 Внести в отчет плотность бурового раствора с точностью до 0,01 г/см или 10 кг/м ,
(0,1 фунт/галлон или 0,5 фунта/фут ).
10 © ISO 2008 – Все права сохраняются

4.4.2 Для преобразования показания плотности, ρ, выраженного в граммах на кубический сантиметр,
в другие единицы измерения, использовать Уравнения с (1) по (3):
ρ = 1 000 × ρ (1)
A
где ρ плотность, выраженная в килограммах на кубический метр.
A
ρ = 8,33 × ρ (2)
B1
где ρ плотность, выраженная в фунтах на галлон.
B1
ρ = 62,3 × ρ (3)
B2
где ρ плотность, выраженная в фунтах на кубический фут
B2
В Таблице 2 приведены переводные коэффициенты для преобразования значений из одних единиц
измерения в другие.
Уравнения с (4) по (7) используются для преобразования градиента плотности бурового раствора,
Γ , выраженного в килопаскалях на метр (фунтах на квадратный дюйм на фут):
DFG
Γ = 9,81 × г/мл (4)
DFG,A
Γ = 0,022 6 × фунт на дюйм /фут (5)
DFG,A
Γ = 0,052 0 × фунт/галлон (6)
DFG,B
Γ = 0,006 94 × фунт/фут (7)
DFG,B
где
Γ градиент плотности бурового раствора, выраженный в килопаскалях на метр;
DFG,A
Γ градиент плотности бурового раствора, выраженный в фунтах на квадратный дюйм на фут.
DFG,B
В Таблице 1 приведен перечень преобразований значений плотности.
Таблица 1 – Преобразование значений плотности
Граммы на Килограммы Фунты на US Фунты на
куб. на кубический галлон кубический
a
сантиметр метр фут
(фунт/US
3 3
г/мл кг/м (фунт/фут )
галлон)
0,70 700 5,8 43,6
0,80 800 6,7 49,8
0,90 900 7,5 56,1
b
1,00 1 000 8,345 62,3
1,10 1 100 9,2 68,5
1,20 1 200 10,0 74,7
1,30 1 300 10,9 81,0
1,40 1 400 11,7 87,2
1,50 1 500 12,5 93,5
1,60 1 600 13,4 99,7
Таблица 1 (продолжение)
1,70 1 700 14,2 105,9
1,80 1 800 15,0 112,1
1,90 1 900 15,9 118,4
2,00 2 000 16,7 124,6
2,10 2 100 17,5 130,8
2,20 2 200 18,4 137,1
2,30 2 300 19,2 143,3
2,40 2 400 20,0 149,5
2,50 2 500 20,9 155,8
2,60 2 600 21,7 162,0
2,70 2 700 22,5 168,2
2,80 2 800 23,4 174,4
2,90 2 900 24,2 180,7
a
Те же значения, что и относительная плотность.
b
Точный переводной коэффициент.
Таблица 2 — Преобразование единиц измерения плотности
Измерено Умножить на., чтобы получить
в
3 3
г/мл фунт/галлон
кг/м фунт/фут
г/мл 1 1 000 8,33 62,3
0,001 1 0,008 3 16,026
кг/м
фунт/галлон 0,120 120 1 7,49
0,016 0 16,03 0,133 5 1
фунт/фут
5 Альтернативный метод определения плотности бурового раствора
5.1 Основные положения
Рычажные весы под избыточным давлением обеспечивают возможность более точного, по сравнению
с обычными рычажными весами, определения плотности бурового раствора, содержащего
захваченный воздух или газ. Рычажные весы под избыточным давлением аналогичны обычным
рычажным весам, и отличаются тем, что образец бурового раствора помещается в стакан для проб
фиксированного объема под давлением.
Цель использования образца под давлением состоит в том, чтобы минимизировать эффект
захваченного воздуха или газа на измерение плотности бурового раствора. За счет повышения
давления в стакане для проб объем захваченного воздуха или газа снижается до размеров, которыми
можно пренебречь, таким образом, обеспечивается измерение плотности бурового раствора в
условиях, более близких к скважинным условиям.
5.2 Оборудование
5.2.1 Инструмент для измерения плотности с точностью до 0,01 г/мл или 10 кг/м (0,1 фунт/галлон
или 0,5 фунта/фут ).
В качестве инструмента для определения плотности бурового раствора обычно используются
рычажные весы под избыточным давлением. Рычажные весы под избыточным давлением
12 © ISO 2008 – Все права сохраняются

представляют собой коромысло со стаканом для бурового раствора с навинчивающейся крышкой на
одном конце и фиксированным противовесом на другом конце, с передвижной гирей, свободно
перемещающейся вдоль градуированной шкалы. Для обеспечения точности уравновешивания на
рычаге установлен пузырьковый уровень.
Следует регулярно выполнять калибровку прибора с использованием пресной воды. Пресная вода
3 3
должна давать показание 1,0 г/мл или 1 000 кг/м (8,33 фунт/галлон или 62,3 фунт/фут ) при 21 °C
(70 °F). Если это не так, отрегулировать установочный винт или количество свинцовой дроби в
отверстии на конце градуированного рычага, если это необходимо.
5.2.2 Термометр с диапазоном измерения от 0 °C до 105 °C (от 32 °F до 220 °F).
5.3 Порядок выполнения работ
5.3.1 Измерить и внести в отчет температуру бурового раствора.
5.3.2 Заполнить стакан для проб до уровня немного [примерно на 6,5 мм(0,25 дюйма)] ниже верхнего
края стакана.
5.3.3 Закрыть стакан крышкой с обратным клапаном в нижнем (открытом) положении. Прижать
крышку до соприкосновения наружной юбки крышки с верхним краем стакана. Избыточный раствор
будет вытеснен через обратный клапан. После того, как стакан накрыт крышкой, перевести клапан в
закрытое положение, промыть стакан и резьбы водой и закрутить резьбовую крышку стакана.
5.3.4 Действие плунжера, повышающего давление, аналогично действию шприца. Для заполнения
плунжера погрузить его конец в раствор с положением штока поршня полностью внутри. Заполнить
цилиндр раствором, оттягивая шток поршня вверх. Этот объем следует вытеснять под действием
плунжера и снова заполнять исследуемым раствором таким образом, чтобы жидкость, оставшаяся
после последней промывки плунжерного механизма, не разбавляла пробу.
5.3.5 Поместить носовую часть плунжера в посадочное кольцо клапана крышки. Повышать давление
в стакане для проб, удерживая кожух цилиндра с приложением силы, обеспечивающей нижнее
(открытое) положение обратного клапана и одновременно перемещая шток поршня внутрь. К штоку
поршня следует прикладывать усилие, равное приблизительно 225 Н (50 фунт-силы) или более
высокое.
5.3.6 Обратный клапан на крышке приводится в действие давлением; когда внутри стакана
повышается давление, обратный клапан переключается в закрытое положение. Чтобы закрыть
обратный клапан, постепенно поднимать корпус цилиндра, сохраняя давление на шток поршня. После
закрытия клапана перед отсоединением плунжера сбросить давление на шток поршня.
5.3.7 Проба раствора под давлением теперь готова для взвешивания. Промыть и насухо вытереть
наружную поверхность стакана. Установить стакан на опорной призме весов. Переместить
передвижную гирю вправо или влево, чтобы уравновесить рычаг. Рычаг уравновешен, когда пузырек
уровня находится в центре между двумя черными метками. Снять показание плотности на одной из
четырех градуированных шкал на стороне стрелки передвижной гири. Показание плотности может
быть получено непосредственно в граммах на миллилитр, фунтах на галлон и фунтах на кубический
фут, или как градиент бурового раствора в фунтах на квадратный дюйм на 1 000 фут.
5.3.8 Чтобы сбросить давление внутри стакана для проб, снова подсоединить пустой плунжер и
прижать корпус цилиндра вниз.
5.3.9 Тщательно очистить стакан и промыть водой. Для более надежного функционирования в
буровых растворах на водной основе, клапан следует регулярно смазывать водостойкой смазкой.
5.4 Расчет
Внести в отчет значение плотности бурового раствора с точностью до 0,01 г/мл или 10 кг/м
(0,1 фунт/галлон или 0,5 фунтов/фут ).
Для преобразования использовать уравнения, приведенные в 4.4.2.
6 Вязкость и статическое напряжение сдвига
6.1 Принцип
Показатели вязкости и статического напряжения сдвига связаны с па
...