Государственный стандарт республики казахстан



страница11/17
Дата06.05.2013
Размер2.04 Mb.
ТипДокументы
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   17

А.7.4 Расчет
Если отношение попадает в диапазон 4,0 ± 0,5, концентрация ионов калия, cK,VQAS, выраженная в миллиграммах на литр, вычисляется, используя VQAS по Формуле (А.16):
(А.16)

где Vf - объем фильтрата, мл.

Если необходимо внесение поправки, вычислить концентрацию ионов калия в фильтрате, cK,VQAS, выраженную в миллиграммах на литр, по Формуле (А.17):
(А.17)

Вычислить концентрацию хлорида калия в фильтрате, cf, KCl, A, выраженную в килограммах на кубический метр, по Формуле (А.18) [или cf, KCl, В, выраженную в фунтах на баррель, по Формуле (А.19)]:
(А.18)

(А.19)


Приложение B

(информационное)
Измерение предела прочности при сдвиге с помощью прибора для определения статического напряжения сдвига (широметра)
В.1 Принцип
В.1.1 Опыт показывает, что некоторые буровые растворы имеют склонность к созданию чрезмерной прочности при сдвиге при статических условиях, особенно при повышенных температурах. Избыточная прочность при сдвиге приводит к высоким давлениям нагнетания для восстановления циркуляции бурового раствора и может привести к потере циркуляции бурового раствора. Избыточная прочность при сдвиге также причиняет трудности при геофизическом исследовании скважины, перфорировании и других операциях, проводимых в скважинах.

В.1.2 Следующий метод может использоваться для определения данной склонности и оценки степени, до которой буровой раствор может создавать избыточную прочность при сдвиге. Измерение предела прочности при сдвиге обычно проводится на пробе бурового раствора, подвергнутой статическому выдерживанию при температуре. Температура выдерживания выбирается приближенной к примерной температуре на забое скважины. Для испытания требуются ячейки или сосуды для выдерживания, отвечающие требованиям давления и температуры.
В.2 Оборудование
В.2.1 Прибор из нержавеющей стали для определения статического напряжения сдвига (широметр), со следующими характеристиками:

- длина 89 мм (3,5 дюйма);

- наружный диаметр 36 мм (1,4 дюйма);

- толщина стенки 0,2 мм (0,008 дюйма).
ПРИМЕЧАНИЕ Небольшое внешнее конусообразное сужение на дне прибора улучшает воспроизводимость результатов испытания.
В.2.2 Платформа для гирь.

В.2.
3 Набор гирь
, с постепенным увеличением веса в граммах.

В.2.4 Линейка, с миллиметровой (дюймовой) шкалой.
В.3 Процедура
В.3.1 Установить и осторожно уравновесить широметр и платформу на поверхности выдержанной пробы, охлажденной до комнатной температуры. Может понадобиться сдвинуть гири на платформе для убеждения, что прибор входит в буровой раствор в вертикальном положении. Если на пробе, выдержанной при температуре, образовывается корка, корку следует аккуратно убрать перед размещением широметра на пробе для испытания.

В.3.2 Поместить на платформу достаточное количество гирь, чтобы широметр начал погружаться в пробу (движение вниз). Если вес не слишком велик, широметр остановит свое погружение в точке, где прочность при сдвиге бурового раствора, выдержанного при температуре, достаточна для сопротивления дальнейшему погружению платформы с установленными гирями. Желательно погрузить не менее половины длины широметра в пробу.

В.3.3 Записать полную массу в граммах, включая вес платформы и гирь. Измерить глубину погружения широметра в буровой раствор, в сантиметрах. Длина погруженной части широметра может быть более точно измерена следующим образом: измерить длину непогруженной части, пока широметр находится на максимальной глубине погружения. Измерение производить с помощью измерительной линейки малого размера от поверхности бурового раствора и вдоль широметра. Для получения длины погруженной части широметра, необходимо из длины широметра вычесть длину непогруженной части.
В.4 Расчет
В.4.1 Вычислить предел прочности при сдвиге, γА, выраженный в паскалях, по Формуле (В.1):

(В.1)

где, mst - масса широметра, г;

mtot - общая масса сдвига (сумма платформы и гирь), г;

lA - глубина погружения широметра, см;

ρdf, A – плотность бурового раствора, г/см3.

В.4.2 Вычислить предел прочности при сдвиге, γВ, выраженный в фунтах на квадратный дюйм, по Формуле (В.2):

(В.2)

где, mst - масса широметра, г;

mtot - общая масса сдвига (сумма платформы и гирь), г;

lB - глубина погружения широметра, дюйм;

ρdf, В – плотность бурового раствора, фунт/гал.

Приложение С

(информационное)
Удельное сопротивление
С.1 Принцип
Контроль удельного сопротивления бурового раствора и фильтрата бурового раствора позволяет лучше оценить характеристики нефтеносного пласта при электрическом каротаже.
С.2 Оборудование
С.2.1 Прибор измерения удельного сопротивления прямого показания, или аналогичный прибор для измерения удельного сопротивления.

Следует руководствоваться инструкциями изготовителя прибора в отношении источника тока, калибровки, проведения измерений и вычислений.

С.2.2 Калибровочная камера для измерения удельного сопротивления.

С.2.3 Термометр, со шкалой от 0 °С до 105°С (от 32°F до 220°F).

С.2.4 Ершик, подходящий для размера и типа камеры.

С.2.5 Лабораторный моющий раствор, для мытья металлических или пластмассовых поверхностей.
С.3 Процедура
С.3.1 Наполнить чистую и сухую калибровочную камеру для измерения удельного сопротивления свежим перемешанным буровым раствором или фильтратом бурового раствора. В пробе не следует оставлять воздух или газ.

С.3.2 Подключить камеру к прибору.

С.3.3 Измерить удельное сопротивление в Ом·метрах (прямое показание) или сопротивление в Омах (непрямое показание). Инструкция по эксплуатации прибора или инструкции изготовителя будут отображать тип показания.

С.3.4 Измерить температуру пробы с точностью ± 0,5 °С (±1 °F).

С..3.5 Очистить камеру. При необходимости помыть ершиком и моющим раствором. Промыть дистиллированной водой и просушить.
С.4 Расчет
С.4.1 Записать удельное сопротивление бурового раствора, rdf, или удельное сопротивление фильтрата, rf, в Ом·метрах с точностью до 0,01 Ом·м.

С.4.2 Записать температуру пробу в градусах Цельсия (или Фаренгейта).

С.4.3 Если показание, Rr, в Омах, преобразовать в Ом·метры по Формулам (С.1) и (С.2):

rdf = Rr × K (С.1)

rf = Rr × K (С.2)
где, K – постоянная камеры, м2/м;

Rr – показания прибора, Ом.

Приложение D

(информационное)
Удаление воздуха или газа перед испытаниями
D.1 Принцип
Большинство буровых растворов не требуют специального оборудования для удаления воздуха или газа перед испытаниями. Обычно, достаточно осторожного перемешивания с добавлением нескольких капель подходящей противопенной добавки. Перемешивание шпателем или переливание из одного сосуда в другой в большинстве случаев являются достаточными. Если воздух или газ все еще остаются в растворе после данных процедур, может быть выполнена следующая процедура.
ПРИМЕЧАНИЕ Если нужно выяснить только плотность бурового раствора, можно использовать весы со сжатием бурового раствора, описанные в Разделе 5.
D.2 Оборудование
D.2.1 Прибор, из которого можно откачать газ (создать разряжение).

D.2.2 Противопенная добавка, для бурового раствора.
D.3 Процедура
D.3.1 Наполнить до половины чистую, сухую емкость буровым раствором, в котором есть воздух.

D.3.2 Добавить несколько капель противопенной добавки на поверхность бурового раствора.

D.3.3 Погрузить мешалку в емкость и закрыть его уплотненной крышкой.

D.3.4 Присоединить вакуумную линию от насоса к прибору для создания разряжения равного 83 кПа (620 мм ртутного столба, 24,4 дюйма ртутного столба).

D.3.5 Увеличить разряжение до уровня от 10 кПа до 16 кПа (от 75 мм ртутного столба до 120 мм ртутного столба; от 3,0 дюймов ртутного столба до 4,7 дюймов ртутного столба) и продолжить процедуру в соответствии с инструкциями изготовителя.

D.3.6 Когда из бурового раствора будет удален весь воздух или газ, частично уменьшить разряжение до давления от 50 кПа до 65 кПа (от 375 мм ртутного столба до 490 мм ртутного столба; от 14,8 дюймов ртутного столба до 19,3 дюймов ртутного столба) и проверить, появятся ли пузырьки воздуха на поверхности бурового раствора.

D.3.7 Если воздух удален не полностью, повторять действия по D.3.4 - D.3.6 до полного удаления воздуха.

D.3.8 Полностью сбросить разряжение и вынуть пробу бурового раствора для испытаний.

Приложение Е

(информационное)
Контрольное кольцо для определения коррозии в буровой трубе
Е.1 Принцип
Е.1.1 Установка контрольных колец для определения коррозии в колонне буровых труб является одним из наиболее распространенных методов, используемых для определения коррозионной активности буровых растворов в бурильной колонне и другом оборудовании, изготовленном из стали. Извлечение и исследование таких колец после заданного периода времени пребывания на забое скважины может предоставить подробную информацию, как о коррозионной активности бурового раствора, так и о ее типе. Исследование отложений и точечной коррозии на кольце объясняет причину образования коррозии и помогает при выборе необходимого средства борьбы с коррозией.

Е.1.2 Метод кольца специально применяется для определения типа коррозии, характеризуемого потерей металла: точечная коррозия или общая коррозия. Испытательное кольцо не дает информацию, относящуюся к водородному охрупчиванию, растрескиванию под напряжением или других формах появления трещин, за исключением информации о взаимосвязи между точечной коррозией и появлением таких трещин.
Е.2 Реактивы и оборудование
Е.2.1 Ингибированная соляная кислота (CAS № 7647-01-0)(содержащая добавки, замедляющие ее действие), массовая доля 15 % кислоты в дистиллированной воде.
ПРИМЕЧАНИЕ HCl является сильной и токсичной кислотой.
Е.2.2 Безводный ацетон (CAS № 67-64-1).

Е.2.3 Метанол (CAS № 67-56-1).

Е.2.4 Петролейный эфир (CAS № 8002-05-9).

Е.2.5 Деионизированная или дистиллированная вода.

Е.2.6 Моющий раствор.

Е.2.7 Кольцо для определения коррозии.

a) Конструкция кольца:

Кольцеобразная контрольная пластинка для определения коррозии в колонне буровых труб, или кольцо для определения коррозии, следует изготавливать таким образом, чтобы умещаться в пазу муфты на конце резьбовой соединительной части и иметь внутренний диаметр одинаковый с внутренним диаметром бурильного замка для уменьшения турбулентности.

b) Состав кольца:

Во избежание гальванической коррозии, кольцо следует изготавливать из той же стали, что и бурильный замок, в который кольцо будет установлено. Данное требование трудновыполнимо, и рекомендуется использование стали аналогичного химического состава, как например AISI 4130. Марку используемой стали следует отразить в отчете. Кольца обычно отрезаются от стальной трубы, которая не была закалена и отпущена. Для уменьшения гальванического эффекта и получения полезной информации следует выбирать полную схожесть состава стали марки 4130 с составом стали бурильного замка.

c) Маркировка кольца:

На кольцах следует вытеснить серийный номер для постоянной идентификации.

d) Подготовка кольца:

Кольца следует мыть с помощью жесткой щетинной щетки и моющего раствора, и затем промывать чистой водой и безводным ацетоном или метанолом. Позволить кольцам высохнуть, взвесить с точностью ± 1 мг и записать данную массу в отчет. Хранить кольца в сухой емкости, такой как влагопоглотитель, для предотвращения коррозии. Кольца для определения коррозии следует поставлять на месторождение в запечатанном конверте или бандероли для уменьшения атмосферной коррозии.

Е.2.8 Ультразвуковая ванна (предпочтительно) или щетинная щетка или стальная вата с тонкими волокнами.

Е.2.9 Перчатки, кислотостойкие, часть индивидуального защитного оборудования при работе с кислотами.

Е.2.10 Испытательный раствор сульфида железа – Кислотное испытание для определения мышьяка.
Е.3 Процедура
Е.3.1 Кольца для определения коррозии в бурильной трубе должны находиться в буровой колонне не менее 40 ч (обычное время нахождения в буровой колонне составляет 100 ч). Период нахождения в буровой колонне менее 40 ч не следует использовать, так как начальная скорость коррозии может быть обычно высокой и может дать вводящие в заблуждение данные. Кольцо обычно устанавливается в бурильном замке, на уровне первой свечи буровой трубы над утяжеленными бурильными трубами, и может находиться в стволе скважины на протяжении периода времени, большего, чем проходка на долото. Дополнительное кольцо может быть установлено в переходнике ведущей бурильной трубы, для контроля коррозии на этом уровне. Убедиться, что паз муфты на конце резьбовой соединительной части чистый, для предотвращения помех для правильной посадки трубы и во избежание нанесения повреждений кольцу. В некоторых случаях используются специальные переводники для установления кольца в буровую колонну. Во время установки кольцо следует держать в чистых, сухих перчатках.

Е.3.2 Форму для отчета по применению кольца для определения коррозии в буровой колонне следует заполнять полностью. Как минимум в форме следует указать следующую информацию: материал, из которого изготовлено кольцо, свойства бурового раствора, тип коррозии, нахождение кольца в буровой колонне, первоначальную массу кольца, время, глубину при посадке, глубину при извлечении, серийный номер кольца, цвет отложения и другую важную информацию, которую можно получить по данному испытанию. Форма может быть напечатана на конверте, в котором было отправлено кольцо, или прилагаться в виде отдельного бланка к кольцу.

Е.3.3 При извлечении кольца из буровой колонны осадок бурового раствора следует удалить с кольца лоскутом материи. Кольцо следует осмотреть на степень коррозии и механические повреждения. Если степень коррозии высока, ее причина должна быть определена без промедления, для принятия мер борьбы с ней. После осмотра поместить контрольную пластинку (кольцо) в его первичную упаковку или бандероль, в которой оно было прислано, вместе с антикоррозионной добавкой и отправить в лабораторию.

Е.3.4 Рекомендуемым очищающим раствором является моющий раствор, отличный от ацетона или петролейного эфира. Перед очисткой кольца для взвешивания, следует провести капельный анализ побочной коррозии и минерального осадка. Например, поверхность может быть качественно исследована на содержание сульфидов с помощью кислотного испытания для определения мышьяка. Кольца следует очищать моющим раствором и жесткой щетинной щеткой. Может понадобиться один или несколько раз окунуть кольцо на время от 5 с до 10 с в 10-15 % раствор ингибированной соляной кислоты, для того чтобы удалить с него продукты коррозии. После каждого окунания в соляную кислоту, кольцо необходимо промыть моющим раствором. Затем кольцо тщательно промывается чистой водой и протирается безводным ацетоном или метанолом. Перед взвешиванием кольцо просушить. Нельзя использовать материалы со слишком высокой степенью абразивности или сильные неингибированные кислоты. Для очистки колец может использоваться ультразвуковая ванна.

В 10-15 % раствор ингибированной соляной кислоты можно добавить несколько ингибирующих добавок, чтобы предотвратить дальнейшую коррозию кольца после его очистки кислотой. Такими добавками могут быть: химические вещества из класса пропаргилов, углеводороды ацетиленового ряда, пиридины и амины. Другие подходящие химические вещества могут быть предложены изготовителем колец для определения коррозии.

Е.3.5 После полной очистки предварительно взвешенной контрольной пластинки для определения коррозии в буровой трубе и записи информации о типе и пленке коррозии, кольцо следует повторно взвесить с точностью ± 1 мг и определить потерю массы кольца. Если очевидна большая потеря массы из-за механического повреждения, это необходимо записать и принять во внимание при оценке коррозии. Скорость коррозии может выражаться в кг\м2·год или мм/год (фунт/фут2 или мил/год). Формулы для вычисления скорости коррозии приведены в Е.5.
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   17

Похожие:

Государственный стандарт республики казахстан iconПравила въезда и пребывания иностранных граждан в Республике Казахстан, а также их выезда из Республики Казахстан
Конституцией Республики Казахстан, Законом Республики Казахстан "О миграции населения", Указом Президента Республики Казахстан, имеющим...
Государственный стандарт республики казахстан iconГосударственный стандарт республики казахстан
Элементы бурильной колонны включают в себя корпус бурильной трубы, резьбовое упорное соединение, утяжеленную и толстостенную бурильные...
Государственный стандарт республики казахстан iconЗакон Республики Казахстан от 30 марта 1995 года n 2155 о национальном Банке Республики Казахстан
Ведомости Верховного Совета Республики Казахстан, 1995 г., N 3-4, ст. 23, N 12, ст. 88, N 15-16, ст. 100, n 23, ст. 141; Ведомости...
Государственный стандарт республики казахстан iconКодекс республики казахстан
Республике Казахстан и направлен на защиту суверенитета и экономической безопасности Республики Казахстан, активизацию связей казахстанской...
Государственный стандарт республики казахстан iconРешение Алматинского городского маслихата XXI сессии I созыва
В соответствии со статьей 40 Закона Республики Казахстан "О местных представительных и исполнительных органах Республики Казахстан"...
Государственный стандарт республики казахстан icon1. Паспорт Программы Наименование Программа по развитию космической
Республики Казахстан №958 от 19 марта 2010 года "о государственной программе по форсированному индустриально-инновационному развитию...
Государственный стандарт республики казахстан iconЗакона Республики Казахстан «О выборах в Республике Казахстан»
В соответствии с пунктом 2 статьи 17 Конституционного Закона Республики Казахстан «О выборах в Республике Казахстан» Алматинская...
Государственный стандарт республики казахстан iconПрограмма по развитию конкуренции в республике казахстан на 2010 2014 годы
Казахстан от 14 апреля 2010 года №302 Об утверждении Плана мероприятий Правительства Республики Казахстан по реализации Государственной...
Государственный стандарт республики казахстан iconГост 3749-77 государственный комитет СССР по управлению качеством продукции и стандартам москва государственный стандарт союза сср
Настоящий стандарт распространяется на поверочные угольники 90° размером до 1600 мм
Государственный стандарт республики казахстан iconБлижайшей железнодорожной станции ст. Астана
Астана (до 6 мая 1998 года Акмола) объявлена столицей Республики Казахстан с 10 декабря 1997 года Указом Президента Республики Казахстан...
Разместите кнопку на своём сайте:
ru.convdocs.org


База данных защищена авторским правом ©ru.convdocs.org 2016
обратиться к администрации
ru.convdocs.org