Государственный стандарт республики казахстан



страница4/17
Дата06.05.2013
Размер2.04 Mb.
ТипДокументы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   17

7.3.3 Процедура для температур свыше 150 °С (300 °F)
7.3.3.1 Поместить термометр в гильзу нагревательной рубашки и предварительно нагреть до температуры на 6°С (10 °F) выше заданной температуры. Отрегулировать термостат для поддержания заданной температуры.

7.3.3.2 Перемешать пробу бурового раствора в мешалке в течение 10 мин. Закрыть клапан ячейки для бурового раствора и перелить пробу бурового раствора в ячейку до уровня 4 см (1,5 дюйма) до верха, чтобы оставить пространство для расширения. Установить надлежащую фильтрующую среду (см. 7.3.1.2).
ПРИМЕЧАНИЕ Оборудование не всех изготовителей может быть использовано при температуре свыше 150 °С (300 °F). Использование оборудования с неподходящими характеристиками давления/температуры может привести к серьезным последствиям. Испытания при высокой температуре/высоком давлении требует дополнительных мер предосторожности.
Все ячейки, находящиеся под высоким давлением, следует оборудовать ручным предохранительным клапаном. Нагревательные рубашки следует оборудовать плавким предохранителем против перегрева и термостатическим выключением. Давление пара жидкой фазы бурового раствора является важным конструктивным фактором по мере повышения испытательной температуры. Различные значения давления водяного пара при различных температурах приведены в Таблице 3.

7.3.3.3 Завершить сборку ячейки и при закрытых верхнем и нижнем клапанах поместить ее в нагревательную рубашку. Поместить термометр в гильзу ячейки для бурового раствора.

7.3.3.4 Присоединить ячейку сбора высокого давления к нижнему клапану и зафиксировать его на месте.

7.3.3.5 Присоединить регулируемый источник давления к верхнему клапану и ячейке сбора и зафиксировать на месте.

7.3.3.6 При закрытых верхнем и нижнем клапанах, подать рекомендуемое противодавление для испытательной температуры (см. Таблицу 3) для верхнего и нижнего клапанов. Открыть верхний клапан, подавая одинаковое давление на буровой раствор во время нагревания. Поддерживать данное давление в течение 1 ч. Если температура ячейки для бурового раствора не достигает испытательной температуры в течение 1 ч, испытание следует прекратить и провести ремонт оборудования.
ПРИМЕЧАНИЕ Исследования API показывают, что некоторое оборудование, используемое для испытания фильтрации при высокой температуре, не нагревает буровой раствор до заданной температуры надлежащим образом. Для исправления данной проблемы могут быть произведены изменения ячейки для бурового раствора в виде добавления внутреннего теплопоглотителя и изоляции. Точные измерения температуры бурового раствора во время нагревания могут быть обеспечены установлением термопары в ячейку для прямого измерения температуры бурового раствора.
7.3.3.7 Через 1 ч увеличить давление на верхнем клапане, подав противодавление 3450 кПа (500 фунт/кв.дюйм) и открыть нижний клапан для начала фильтрации.
Собирать фильтрат в течение 30 мин, поддерживая выбранную температуру в пределах ± 3 °С (± 5 °F) и надлежащее противодавление. Если во время испытания противодавление начинает подниматься, осторожно уменьшить давление с помощью отвода части фильтрата. Пробу в фильтровальной ячейке не следует нагревать в течение времени более 1 ч.

7.3.3.8 По окончании испытания закрыть верхний и нижний клапаны ячейки для бурового раствора и сбросить давление с помощью регуляторов. Подождать не менее 5 мин для охлаждения фильтрата, чтобы избежать его испарения. Затем осторожно слить раствор и записать общий объем собранного фильтрата, температуру, давление и время сбора.
ПРИМЕЧАНИЕ Давление в ячейке для бурового раствора может повышаться до 6500 кПа (950 фунт/кв.дюйм). Для предотвращения возможного несчастного случая установить ячейку вертикально и охладить до комнатной температуры. Перед разборкой ячейки постепенно сбросить давление. Сложность снятия стопорных винтов ячейки может быть показателем оставшегося давления в ячейке. Доступны ячейки с датчиками давления, которые могут предоставить дополнительные меры безопасности. Доступны средства для разборки ячейки, когда ожидается остаточное давление.
7.3.3.9 По окончании испытания закрыть верхний и нижний клапаны ячейки для бурового раствора. Сбросить давление с помощью регуляторов.

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

7.3.3.11 Извлечь ячейку из нагревательной рубашки, предварительно убедившись, что нижний и верхний клапаны плотно закрыты и давление сброшено. Аккуратно вынуть и сохранить фильтровальную бумагу, расположить ячейку вертикально, открыть клапан для сброса давления из ячейки и открыть ячейку. Вылить буровой раствор, сохранив фильтрационную корку. Смыть осадок на фильтровальную бумагу тонкой струей воды. Промыть фильтрационную корку на фильтровальной бумаге тонкой струей воды.

7.3.3.12 Измерить и записать толщину фильтрационной корки с точностью ± 1 мм (± 1/32 дюйм).

7.3.3.13 Хотя описания фильтрационного осадка субъективны, такие примечания как твердость, мягкость, жесткость, гибкость, эластичность, устойчивость и т.д. могут нести важную информацию о качестве корки.
Таблица 3 — Рекомендуемое минимальное противодавление

Испытательная температура

Давление пара

Минимальное противодавление

°C

°F

кПа

фунт/кв.дюйм

кПа

фунт/кв.дюйм

100

212

101

14,7

690

100

120

250

207

30

690

100

150

300

462

67

690

100

Предел «нормальных» полевых испытаний

175

350

932

135

1 104

160

200

400

1 704

247

1 898

275

230

450

2912

422

3 105

450


8 Содержание воды, нефти и твердых частиц
8.1 Принцип
Отделение и измерение объемов воды, нефти и твердых частиц в пробе бурового раствора на водной основе производится с помощью реторты. Известный объем цельной пробы бурового раствора нагревается в реторте для испарения жидких компонентов, которые затем конденсируются и собираются в градуированном приемнике. Объемы жидкости определяются непосредственно по показаниям нефтяной и водяной фазы в приемнике. Полный объем твердых частиц (взвешенных и растворенных) вычисляется по разнице между полным объемом пробы и объемом жидкости. Для определения объема взвешенных твердых частиц необходимы вычисления, так как растворенные твердые частицы будут удержаны в реторте. Удельные объемы частиц малой плотности и утяжеляющего материала также могут быть вычислены. Знание концентрации и состава твердых частиц в растворе является основополагающим фактором определения вязкости и контроля фильтрации в буровых растворах на водной основе.
8.2 Оборудование
8.2.1 Реторта

Обычно используются реторты 3 размеров (10 мл, 20 мл и 50 мл). Технические требования для данных реторт приведены ниже.

8.2.1.1 Чашки для пробы, стандартный объем чашки 10 мл (погрешность ± 0,05 мл), 20 мл (погрешность ± 0,10 мл) или 50 мл (погрешность ± 0,25 мл).
ПРИМЕЧАНИЕ Изготовители также могут предоставить чашки для пробы других размеров.
8.2.1.2 Конденсатор с жидкостным охлаждением, с характеристиками позволяющими охлаждать нефтяные и водяные пары до состояния их конденсации при подаче их в конденсатор.

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

8.2.1.4 Регулятор температуры (произвольный), ограничивающий температуру в реторте до 500 °С ± 40 °С (930 °F ± 70 °F).

8.2.1.5 Приемник жидкости (ТС), специально сконструированная стеклянная посуда цилиндрической формы со скругленным дном для удобства ее очистки и с воронкообразным верхом для сбора падающих капель раствора, отвечающая следующим техническим требованиям:

Полный объем, мл: 10 20 50

Погрешность (от 0 % до 100 %), мл: ± 0,05 ± 0,05 ± 0,25

Цена деления шкалы (от 0 до 100 %), мл: 0,10 0,10 0,50

Калибровка: для содержания при 20° С (68° F)

Шкала измерения: в миллилитрах или в объемных долях (в процентах)

Материал: прозрачный, инертный к нефти, воде и солевым растворам при температуре до 32° С (90° F).

Объем приемника жидкости следует проверять гравиметрическим методом. Процедура и вычисления для приемников жидкости объемом 10 мл, 20 мл и 50 мл приведены в Приложении Н.

8.2.3 Мелкая стальная вата, без масляных загрязнений.

«Жидкая стальная вата» или аналогичные продукты не следует использовать для данной цели.

8.2.4 Высокотемпературная силиконовая консистентная смазка, используемая в качестве герметика для резьбы и смазки.

8.2.5 Ершики для чистки трубки.

8.2.6 Шпатель с лезвием, подходящим по форме к внутренним очертаниям чашки для пробы.

8.2.7 Воронка Марша.

8.2.8 Противопенная добавка.

8.2.9 Штопор.
8.3 Процедура
8.3.1 Убедиться, что чашка реторты для пробы, конденсатный канал и приемник жидкости чистые, сухие и охлаждены после предыдущего использования. Внутренняя поверхность и крышка чашки реторты для пробы должны быть тщательно очищены шпателем перед каждым испытанием. Чашку реторты для пробы следует периодически слегка полировать внутри стальной ватой. Конденсатный канал должен быть вычищен и высушен перед каждым испытанием с помощью ершиков для чистки трубок. Накопление материала на стенках конденсатора может уменьшить эффективность конденсации и привести к ошибочным показаниям во время испытания.
ПРИМЕЧАНИЕ Процедуры могут слегка варьироваться в зависимости от типа используемой реторты. Необходимо следовать инструкции изготовителя во время процедуры испытания.
8.3.2 Собрать показательную пробу бурового раствора на водной основе и оставить остывать до температуры приблизительно 27 °С (80 °F). Просеять пробу через сетку воронки Марша с размерами ячейки 1,68 мм (0,066 дюйма) (12 меш) для удаления наполнителей для борьбы с поглощением, больших частиц бурового шлама или посторонних частиц.

8.3.3 Если проба бурового раствора содержит газ или воздух, добавить 2 или 3 капли противопенной добавки на 300 мл бурового раствора и медленно помешивать в течение времени от 2 мин до 3 мин для освобождения газов.

8.3.4 Смазать резьбу на чашке для пробы и конденсаторном канале небольшим количеством силиконовой смазки. Это предотвратит испарение через резьбу, а также облегчит разборку оборудования и его очищение по окончании испытания.

8.3.5 Положить немного стальной ваты в полость над чашкой для пробы для предотвращения попадания твердых частиц при кипении в приемник жидкости.
ПРИМЕЧАНИЕ Необходимое количество стальной ваты определяется опытным путём.
8.3.6 Наполнить чашку реторты для пробы дегазированным буровым раствором на водной основе, см. 8.3.3. Информацию по удалению воздуха или газа можно найти в Приложении D.

8.3.7 Осторожно закрыть чашу для пробы крышкой и позволить излишку пробы вылиться из отверстия в крышке для гарантирования правильности объема пробы в чашке.

8.3.8 При плотно закрытой крышке вытереть излишек жидкости с чашки и крышки. Необходимо убедиться, что силиконовая смазка на резьбе чашки для пробы осталась после вытирания и что отверстие в крышке не закупорено.

8.3.9 Установить чашку реторты в камеру реторты с конденсатором.

8.3.10 Поместить чистый сухой приемник жидкости под сливную трубку конденсатора.

8.3.11 Нагреть реторту и наблюдать за жидкостью, льющейся из конденсатора. Продолжить нагревание реторты в течение 10 мин после полного слива конденсата.

8.3.12 Извлечь приемник жидкости из-под реторты. Осмотреть полученную жидкость на предмет обнаружения твердых частиц. Если обнаружены твердые частицы, цельный буровой раствор выкипел из чашки для пробы и испытание должно быть повторено с процедуры по 8.3.6.

8.3.13 Снять показания объема воды и нефти в приемнике жидкости после охлаждения жидкости до температуры окружающей среды. Записать объемы (или процентное соотношение) собранной воды и нефти.

8.3.14 Охладить реторту, извлечь стальную вату штопором и очистить чашку для пробы шпателем.
8.4. Расчет
8.4.1 Используя полученные объемы нефти и воды и объем пробы первичной пробы цельного бурового (10 мл, 20 мл или 50 мл), вычислить в процентах объемные доли воды, нефти и общих твердых частиц в буровом растворе.

a) Объемная доля воды:

Объемная доля воды, φW, выраженная в процентах от общего объема пробы, вычисляется по Формуле (12):

(12)

где VW - объем воды, мл;

Vdf - объем пробы бурового раствора, мл.

b) Объемная доля нефти:

Объемная доля нефти, φо, выраженная в процентах от общего объема пробы, вычисляется по Формуле (13):

(13)

где Vо - объем нефти, мл;

Vdf - объем пробы бурового раствора, мл.

c) Объемная доля твердых частиц после перегонки в реторте:

Объемная доля твердых частиц после перегонки в реторте, φs, выраженная в процентах от общего объема пробы, вычисляется по Формуле (14):

(14)
ПРИМЕЧАНИЕ Процентное содержание (объемная доля) твердых частиц после перегонки в реторте в Формуле (14) является разницей между общим объемом пробы (10 мл, 20 мл или 50 мл) и суммой объемов воды и нефти. Данную разницу составляют взвешенные частицы (утяжеляющий материал и частицы малой плотности) и растворенные материалы (например, соль). Данное процентное содержание (объемная доля) твердых частиц после перегонки в реторте состоит только из взвешенных частиц, если буровой раствор не обрабатывается и является буровым раствором на основе пресной воды.
8.4.2 Дополнительные вычисления требуются для определения процентного содержания (объемной доли) взвешенных частиц и соотношения с относительными объемами частиц малой плотности и утяжеляющего материала. Для выполнения данных вычислений требуются точная плотность бурового раствора и концентрация хлоридов. Процентное содержание взвешенных частиц, φSS, выраженное в процентах от общего объема пробы, вычисляется по Формуле (15):

(15)

где cСl - концентрация хлоридов, мг/л;

φW - процентное содержание (объемная доля) воды;

φо - процентное содержание (объемная доля) нефти.

8.4.3 Процентное содержание (объемная доля) твердых частиц малой плотности, φlg, выраженное в процентах от общего объема пробы, вычисляется по Формуле (16) для метрических единиц и по Формуле (17) для единиц USC:

(16)

(17)

где ρdf,A плотность бурового раствора, г/см3;

ρdf,B плотность бурового раствора, фунт/гал;

ρf плотность фильтрата, г/см3, по Формуле (18):
(18)

где ρb плотность утяжеляющего материала, г/см3;

ρlg плотность твердых частиц малой плотности, г/см3 (принимается равной 2,6, если неизвестна);

ρо плотность нефти, г/см3 (принимается равной 0,8, если неизвестна);

ПРИМЕЧАНИЕ Расчет плотности ρf по Формуле (18) основывается на значении концентрации хлоридов натрия.
8.4.4 Процентное содержание (объемная доля) утяжеляющего материала, φb, выраженная в процентах от общего объема пробы, вычисляется по Формуле (19):

(19)

8.4.5 Концентрации частиц малой плотности, сlg, A, утяжеляющего материала, cb, A, и взвешенных твердых частиц, cSS, A, выраженные в килограммах на кубический метр, могут быть вычислены по Формулам (20), (21) и (22), соответственно:

(20)

(21)

(22)

где φlg - объемная доля твердых частиц малой плотности, в процентах;

φb - объемная доля утяжеляющего материала, в процентах.

Концентрации частиц малой плотности, сlg, В, утяжеляющего материала, cb, В, и взвешенных твердых частиц, cSS, В, выраженные в килограммах на кубический метр, могут быть вычислены по Формулам (23), (24) и (25), соответственно:

(23)

(24)

(25)

где φlg - объемная доля твердых частиц малой плотности, в процентах;

φb - объемная доля утяжеляющего материала, в процентах.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   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