СТО Газпром 7.3-002-2010

Главная Учебники Газпром

поиск по сайту

содержание .. 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 ..

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ.

ПОЛЕВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

СТО Газпром 7.3-002-2010

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

РАЗРАБОТАН
ВНЕСЕН
УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

распоряжением ОАО «Газпром» от 15 ноября 2010 г.

№ 388

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Область применения 1
Нормативные ссылки 1
Термины и определения 3
Обозначения и сокращения 5
Общие положения 6
Требования к условиям проведения полевых испытаний

буровых растворов 7
1. Требования к условиям проведения сокращенных испытаний
  
  буровых растворов 7
2. Требования к условиям проведения лабораторных испытаний
  
  буровых растворов 8
Требования к отбору и подготовке проб буровых растворов для проведения

полевых испытаний 8
1. Требования к отбору и подготовке проб буровых растворов
  
  для проведения сокращенных испытаний 8
2. Требования к отбору и подготовке проб буровых растворов
  
  для проведения лабораторных испытаний 9
Требования к выполнению полевых испытаний буровых растворов 9
1. Перечень контролируемых технологических параметров
  
  буровых растворов 9
2. Требования к измерениям и средствам измерений
  
  технологических параметров буровых растворов 10
3. Периодичность контроля технологических параметров буровых
  
  растворов 17
Требования к оформлению результатов полевых испытаний буровых растворов 19
Требования по безопасности 20

Приложение А (рекомендуемое) Перечень, характеристика и назначение средств измерений для выполнения полевых испытаний

буровых растворов 21

Приложение Б (справочное) Особенности выполнения измерений

технологических параметров буровых растворов 25

Библиография 43

III

Введение

Настоящий стандарт направлен на совершенствование комплекса стандартов Системы стандартизации ОАО «Газпром» «Документы нормативные для строительства скважин», учитывает цели и задачи «Концепции технического регулирования в ОАО «Газпром» [1] и обеспечивает оперативность принятия решений в управлении свойствами буровых растворов путем их контроля в процессе строительства скважин.

Настоящий стандарт является результатом работ, выполненных по договору от 01.04.2010 № 2005-0720-10-5.

Авторский коллектив: Киршин В.И., Кулигин А.В. (Управление по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»), Штоль В.Ф., Кашкаров Н.Г., Плаксин Р.В., Сенюшкин С.В., Верховская Н.Н., Баймурзина Т.Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»).

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ. ПОЛЕВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Дата введения – 2011H08H12

Область применения
1. Настоящий стандарт устанавливает требования к определению технологических параметров буровых растворов в процессе строительства скважин.
2. Настоящий стандарт предназначен для руководства при проектировании строительства скважин и производстве буровых работ на лицензионных участках и месторождениях ОАО «Газпром».
Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиени-

ческие требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 4333-87 Нефтепродукты. Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 25957-83 Здания и сооружения мобильные (инвентарные). Классификация.

Термины и определения

ГОСТ Р 50779.10-2000 Статистические методы. Вероятность и основы статистики.

Термины и определения

ОСТ 39-015-75 Растворы буровые. Виды. Термины и определения

Издание официальное

СТО Газпром 1.7-2007 Система стандартизации ОАО «Газпром». Метрологическая экспертиза проектов документов Системы стандартизации ОАО «Газпром». Организация и порядок проведения

СТО Газпром 2-3.2-003-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на приборе ВМ-6

СТО Газпром 2-3.2-004-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Буровые растворы. Методика выполнения измерений условной вязкости на вискозиметре ВП-5

СТО Газпром 2-3.2-005-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Буровые растворы. Методика выполнения измерений предельного статического напряжения сдвига на ротационном вискозиметре СНС-2

СТО Газпром 2-3.2-009-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров (пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, показателя нелинейности, показателя консистенции, эффективной вязкости, предельного динамического напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре марки FANN 35А фирмы Baroid (США)

СТО Газпром 2-3.2-010-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на мини-фильтр-прессе фирмы Baroid (США)

СТО Газпром 2-3.2-012-2005 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента сдвига глинистой корки на приборе ФСК-4

СТО Газпром 2-3.2-293-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Компоненты буровых растворов. Термины и определения. Классификация

СТО Газпром 2-3.2-342-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технологический надзор и контроль при строительстве скважин

СТО Газпром 5.0-2008 Обеспечение единства измерений. Метрологическое обеспечение в ОАО «Газпром». Основные положения

СТО Газпром 7.0-001-2009 Документы нормативные для строительства скважин.

Строительство скважин. Термины и определения. Классификация

Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии со статьей 2 Федерального закона [2], ГОСТ 4333, ГОСТ 16504, ГОСТ Р 50779.10, ОСТ 39-015, СТО Газпром 1.7,

3.1 буровой раствор на водной основе: Буровой раствор, дисперсионной средой которого является вода, а дисперсной фазой – различные материалы.

[ОСТ 39-015-75, пункт 4]

СТО Газпром 5.0, СТО Газпром 7.0-001, СТО Газпром 2-3.2-293, РМГ 29-99 [3], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.2 индикатор: Техническое средство или вещество, предназначенное для установления наличия какой-либо физической величины или превышения уровня ее порогового значения.

[РМГ 29-99 [3], пункт 6.26]

истинная плотность бурового раствора: Плотность бурового раствора, освобожденного от газовой фазы.

Примечания
1. Термин применяется для неаэрированных буровых растворов на водной основе.
2. Газовая фаза – газ, поступивший в результате контакта бурового раствора с продуктивным пластом, либо вовлеченный воздух при обработке или утяжелении бурового раствора.
кажущаяся плотность бурового раствора: Плотность бурового раствора, содержащего газовую фазу.

3.5 косвенное измерение: Определение искомого значения физической величины на основании результатов прямых измерений других физических величин, функционально связанных с искомой величиной.

[РМГ 29-99 [3], пункт 5.11]

3.6 лабораторные испытания: Испытания объекта, проводимые в лабораторных условиях.

[ГОСТ 16504-81, пункт 53]

напряжение пробоя: Напряжение, при котором происходит разряд электрического тока между двумя расположенными рядом электродами, помещенными в буровой раствор.
полевые испытания бурового раствора: Эксплуатационные испытания бурового раствора в процессе строительства скважины с использованием средств измерений, испытательного оборудования и индикаторов.

3.9 прямое измерение: Измерение, при котором искомое значение величины получают непосредственно от средства измерений.

[Федеральный закон [2], статья 2]

3.10 рабочее место: Область пространства (участок, маршрут и т.п.), где работник выполняет рабочее задание.

[ГОСТ 12.1.012-2004, пункт 3.15]

3.11 свойства бурового раствора (технологические параметры бурового раствора): Технологическая характеристика бурового раствора, представленная комплексом физических величин показателей его качества.

Примечание – Обозначение параметров и единицы измерений свойств компонентов и буровых растворов приведены в приложении В.

[СТО Газпром 2-3.2-293-2009, пункт 3.82]

3.12 средство измерений: Техническое средство, предназначенное для измерений.

[Федеральный закон [2], статья 2]

3.13 сокращенные испытания: Испытания, проводимые по сокращенной программе.

[ГОСТ 16504-81, пункт 61]

3.14 температура вспышки нефтепродукта в открытом тигле: Минимальная температура, при которой пары продукта, нагреваемого в условиях, установленных настоящим стандартом, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

[ГОСТ 4333-87, приложение]

3.15 условия испытаний: Совокупность воздействующих факторов и (или) режимов функционирования объекта при испытаниях.

[ГОСТ 16504-81, пункт 2]

3.16 эксплуатационные испытания: Испытания объекта, проводимые при эксплуатации. [ГОСТ 16504-81, пункт 58]

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения: ГТН – геолого-технический наряд;

НД – нормативный документ; РД – руководящий документ; ПД – проектная документация;

ПЛБР – передвижная лаборатория буровых растворов; СИ – средство измерений;

СНС – статическое напряжение сдвига, дПа;

ТПБР – технологические параметры буровых растворов; ЭДТА – этилендиаминтетраацетат;

ЭБР – эмульсионный буровой раствор;

ист – истинная плотность, кг/м3;

каж – кажущаяся плотность, кг/м3;

Т – условная вязкость, с;

пл – пластическая вязкость, мПа·с;

эф.600 – эффективная вязкость при частоте вращения ротора вискозиметра 600 об/мин, мПа·с;

0 – динамическое напряжение сдвига, дПа;

n – показатель нелинейности, доли ед.;

К – показатель консистенции, Па·с;

Ф – показатель статической фильтрации, см3/30 мин;

ск – коэффициент скольжения (липкости) фильтрационной корки, доли ед.; рН – показатель активности водородных ионов;

h – толщина фильтрационной корки, мм;

t – температура, °С;

Сг – содержание газа, % объемн.;

Сп – содержание песка, % объемн.;

Cт.ф. – содержание твердой фазы, % объемн.;

Ссм – содержание смазки, % объемн.;

Ск.ч. – содержание коллоидных глинистых частиц, кг/м3;

Δ– стабильность бурового раствора, кг/м3;

Uпр – напряжение пробоя, В;

Твсп – температура вспышки, °С.

Общие положения
1. Полевые испытания буровых растворов в процессе строительства скважин должны проводиться с целью определения их свойств и управления ими путем химической обработки в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [4], ПД, ГТН и/или иных НД (технологические регламенты и рекомендации, стандарты организации), связанных с применением буровых растворов.
2. Полевые испытания буровых растворов разделяют на два вида:
  - сокращенные испытания;
  - лабораторные испытания.
    1. Сокращенные испытания должны проводиться для оперативного контроля свойств буровых растворов в случаях, предусмотренных НД по применению буровых растворов и специальными мероприятиями по профилактике и ликвидации осложнений.
    2. Лабораторные испытания должны проводиться для эксплуатационного контроля и регулирования свойств буровых растворов, указанных в ПД, ГТН, НД или иной технологической документации по применению буровых растворов.
3. При полевых испытаниях проводятся как прямые, так и косвенные измерения ТПБР. Прямые измерения проводят в соответствии с методикой выполнения измерения, установленной в эксплуатационной документации на СИ. Косвенные измерения проводят в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений.
  1. К прямым измерениям относятся измерения следующих ТПБР:
    - истинная плотность ист;
    - кажущаяся плотность каж;
    - условная вязкость Т;
    - показатель статической фильтрации Ф;
    - толщина фильтрационной корки h;
    - коэффициент скольжения фильтрационной корки ск;
    - показатель активности водородных ионов рН;
    - температура t;
    - содержание газа Сг;
    - содержание песка Сп;
    - содержание твердой фазы Ст.ф.;
    - содержание смазки Ссм;
    - стабильность бурового раствора Δ;
    - напряжение пробоя Uпр;
    - температура вспышки Твсп.
  2. К косвенным измерениям относятся измерения следующих ТПБР:

статическое напряжение сдвига СНС;
пластическая вязкость пл;
эффективная вязкость эф.600;
динамическое напряжение сдвига 0;
показатель нелинейности n;
показатель консистенции К;
содержание коллоидных глинистых частиц Ск.ч.;
анализ фильтрата бурового раствора (щелочность, общая жесткость, содержание ионов кальция, магния и хлора).
1. Требования к условиям проведения полевых испытаний буровых растворов
  1. Требования к условиям проведения сокращенных испытаний буровых растворов
    1. Для проведения сокращенных испытаний буровых растворов должно быть оборудовано рабочее место лаборанта, обеспечивающее возможность выполнения измерений и записи результатов измерений в журнале параметров бурового раствора.
    2. Рабочее место должно иметь минимальную площадь 3,5 м2, находиться в емкост-
      
      ном блоке буровой установки в непосредственной близости от места отбора проб бурового раствора, должно быть защищено от атмосферных осадков, ветра, холодного воздуха и расположено на безопасном расстоянии от работающих механизмов – в соответствии с правилами их эксплуатации.
    3. Рабочее место должно быть оборудовано столом со столешницей площадью не менее 0,5 м2, стулом, тумбой, раковиной со сливом, холодным водоснабжением (или напорной
      
      емкостью с водой объемом не менее 0,03 м3), горячим водоснабжением (или емкостным водонагревателем объемом не менее 0,03 м3), индивидуальным (местным) освещением. На рабочем месте должны находиться СИ для определения плотности (2 шт.), условной вязкости (2 шт.), показателя статической фильтрации, температуры и содержания газа.
    4. Температура окружающего воздуха в пределах рабочего места должна находиться в диапазоне от 17 °С до 32 °С, относительная влажность от 40 % до 75 % – в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005, освещенность в пределах от 200 до 300 лк – в соответствии с требованиями СНиП 23-05-95 [6].
1. Требования к отбору и подготовке проб буровых растворов для проведения полевых испытаний
  1. Требования к отбору и подготовке проб буровых растворов для проведения сокращенных испытаний
    1. Для проведения сокращенных испытаний необходимо отобрать две пробы бурового раствора объемом не менее одного литра каждая:
на входе в скважину (в рабочей емкости буровых насосов);
на выходе из скважины (после средств механической очистки бурового раствора).
Примечание – Для выполнения гидравлических расчетов промывки скважины проводят определение реологических параметров буровых растворов при температуре, максимально близкой к измеренной на выходе из скважины.
1. Требования к выполнению полевых испытаний буровых растворов
  1. Перечень контролируемых технологических параметров буровых растворов
    1. При сокращенных испытаниях необходимо проводить измерения следующих ТПБР:
кажущаяся плотность каж;
условная вязкость Т;
показатель статической фильтрации Ф;
температура t;
содержание газа Сг.
истинная плотность ист;
статическое напряжение сдвига СНС;
показатель статической фильтрации Ф;
толщина фильтрационной корки h;
коэффициент скольжения фильтрационной корки ск;
пластическая вязкость пл;
эффективная вязкость эф.600;
динамическое напряжение сдвига 0;
показатель нелинейности n;
показатель консистенции К;
показатель активности водородных ионов рН;
содержание песка Сп;
содержание твердой фазы Ст.ф.;
содержание смазки Ссм;
содержание коллоидных глинистых частиц Ск.ч.;
стабильность бурового раствора Δ;
напряжение пробоя Uпр;
температура вспышки Твсп;
анализ фильтрата бурового раствора (щелочность, общая жесткость, содержание ионов кальция, магния и хлора).
диапазон измерения каж – от 800 до 2600 кг/м3;
предельно допустимая погрешность измерения каж, включая погрешность СИ,

± 10 кг/м3.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.1.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 7,4 кг/м3.
диапазон измерения ист – от 800 до 2600 кг/м3;
предельно допустимая погрешность измерения ист, включая погрешность СИ, ± 10 кг/м3.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.2.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 7,4 кг/м3.
диапазон измерения Т – от 15 до 300 с;
предельно допустимая погрешность измерения Т, включая погрешность СИ, – ± 1 с.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.3.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,74 с.
диапазон измерения t – от 0 °С до 100 °С;
предельно допустимая погрешность измерения t, включая погрешность СИ, – ± 1 °С.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.4.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,74 °С.
диапазон измерения Сг – от 0 % до 10 % объемн.;
предельно допустимая погрешность измерения Сг, включая погрешность СИ, –

± 0,5 % объемн.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.5.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,37 % объемн.
диапазон измерения СНС – от 0 до 900 дПа;
предельно допустимая относительная погрешность измерения СНС – ± 17 %.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.6.1.

При полевых испытаниях для измерения СНС используют, как правило, прибор типа СНС или ротационный вискозиметр, обеспечивающий возможность измерения угла закручивания пружины при скорости вращения ротора 3 об/мин.

Допускается использовать другие СИ, удовлетворяющие требованиям 8.2.6.1.
приведены в СТО Газпром 2-3.2-005, НД 00158758-251-2003 [9], РД 39-00147001-773-2004 [7],

ISO 10414-1:2008 [8] и в приложении Б.
диапазон измерения Ф – от 0 до 40 см3/30 мин;
предельно допустимая погрешность измерения Ф, включая погрешность СИ, –

± 0,5 см3/30 мин.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.7.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,37 см3/30 мин.
диапазон измерения h – от 0 до 2 мм;
предельно допустимая погрешность измерения h, включая погрешность СИ, – ± 0,5 мм.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.8.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,37 мм.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.9.1.

При полевых испытаниях для измерения реологических параметров используют, как правило, ротационные вискозиметры.

Допускается использовать другие СИ, удовлетворяющие требованиям 8.2.9.1.
диапазон измерения ск – от 0 до 1 доли ед.;
предельно допустимая погрешность измерения ск, включая погрешность СИ, –

± 0,05 доли ед.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.10.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,04 доли ед.
диапазон измерения рН – от 0 до 14 отн. ед.;
предельно допустимая погрешность измерения рН, включая погрешность СИ, –

± 0,5 отн. ед.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.11.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,37 отн. ед.
диапазон измерения Ст.ф. и Ссм – от 0 до 50 % объемн.;
предельно допустимая погрешность измерения Ст.ф. и Ссм, включая погрешность СИ, –

± 1 % объемн.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.12.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,74 % объемн.
диапазон измерения Сп – от 0 до 20 % объемн.;
предельно допустимая погрешность измерения Сп, включая погрешность СИ, –

± 1 % объемн.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.13.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 0,74 % объемн.
диапазон измерения Δ – от 0 до 1550 кг/м3;
предельно допустимая погрешность измерения Δ, включая погрешность СИ, – ± 10 кг/м3.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.14.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 7,4 кг/м3.
диапазон измерений – от 50 до 650 В;
предельно допустимая погрешность, включая погрешность СИ, – ± 10 В.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.16.1;
погрешность СИ должна быть не более ± 7,4 В.
диапазон измерений – от 80 до 150 °С;
предельно допустимая погрешность измерения, включая погрешность СИ, – ± 2 °С.
диапазон измерений СИ должен удовлетворять требованиям 8.2.17.1;
погрешность измерений СИ должна быть не более ± 1,48 °С.
8.2.18 Особенности выполнения измерений щелочности – содержания гидроксид-

ионов (ОН–), карбонат-ионов (СО2–) и гидрокарбонат-ионов (НСО –); общей жесткости;

3 3

содержания ионов кальция (Ca2+); магния (Mg2+); хлора (Сl–) – при полевых испытаниях приведены в ISO 10414-1:2008 [8] и в приложении Б.
через 4–6 ч промывки – ист, Ф, h, СНС, пл, 0, эф.600, рН;
1–2 раза в сут. – ск, Сп, Ст.ф., Ссм и анализ фильтрата. Определение ТПБР проводят в соответствии с требованиями 8.2.

При бурении горизонтальных, пологих и скважин с большим отклонением забоя от вертикали необходимо через 4–6 ч промывки определять показатель нелинейности
1. и показатель консистенции (К ).
При применении безглинистых буровых растворов, растворов с малым содержанием твердой фазы и ингибирующих буровых растворов необходимо 1–2 раза в сутки определять содержание коллоидных глинистых частиц (Ск.ч.) в буровом растворе.
При применении утяжеленных буровых растворов на основе дисперсной фазы высокой плотности необходимо определять их стабильность (Δ) с периодичностью 1 раз в сутки.
При применении ингибирующих буровых растворов дополнительно необходимо определять содержание ингибитора с периодичностью 1–2 раза в сутки.
При применении ЭБР на углеводородной основе необходимо определять их напряжение пробоя и температуру вспышки сразу после приготовления и в процессе бурения со следующей периодичностью: напряжение пробоя – один раз через 3–4 сут.; температура вспышки – один раз в неделю, а также после окончания бурения для транспортировки и повторного использования ЭБР.

Необходимо два раза в сутки контролировать во всех емкостях циркуляционной

системы следующие ТПБР: ист, Т, СНС, Ф, рН.
Перед приготовлением бурового раствора необходимо проводить химический анализ технической воды для определения загрязняющих примесей. Химический анализ воды проводится аналогично анализу фильтрата бурового раствора.
После разбуривания цементного стакана необходимо определять содержание ионов кальция в фильтрате бурового раствора.

Требования к оформлению результатов полевых испытаний буровых растворов
1. Результаты полевых испытаний необходимо оформлять в виде журнала параметров бурового раствора и суточного отчета по буровым растворам.
2. В журнале параметров бурового раствора ежедневно требуется отмечать:
  таний.
  
  дения:
3. В суточном отчете по буровым растворам должны быть отражены следующие све-
  - тип бурового раствора и перечень его компонентов;
  - ТПБР, включая ист, Т, t, Ф, h, ск, пл, СНС, 0, эф.600, рН, Сп, Ст.ф., Ссм, Ск.ч., Uпр,
    
    Твсп, а также результаты анализа фильтрата с указанием места и времени отбора проб;
    - результаты учета реагентов и материалов, включая суточный расход, поступление и остаток реагентов и материалов;
    - результаты учета объемов бурового раствора, включая общий, в скважине, на поверхности (в емкостях), объем потерь в стволе (поглощения, фильтрационные потери), объем потерь раствора на поверхности, объем пополнения;
    - фактическая конструкция скважины с указанием диаметров и глубины спуска обсадных колонн;
    - компоновка бурильного инструмента с указанием геометрических размеров ее элементов;
    - тип (модель) бурового насоса, диаметр его втулок, общая производительность;
    - результаты гидравлических расчетов, включающие потери давления по стволу скважины, значения эквивалентной (циркуляционной) плотности бурового раствора;
    - тип (модель) оборудования для очистки бурового раствора, время работы оборудования, размер ячеи ситовых панелей на виброситах, диаметр насадок гидроциклонов, давление подачи на гидроциклоны, скорость вращения барабана центрифуги, подача питающего насоса
  центрифуги, плотность бурового раствора до и после очистки, плотность пульпы после песко-, илоотделителей, центрифуги.
4. Сведения, перечисленные в 9.3, рекомендуется использовать для оформления документов по технологическому надзору и контролю при строительстве скважин в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.2-342.
Требования по безопасности
1. При выполнении полевых испытаний должны соблюдаться требования ПБ 08-624-03 [4], РД 08-254-98 [10].
2. Рабочее место лаборанта для проведения сокращенных испытаний бурового раствора не допускается располагать в зоне действия виброопасных механизмов буровой установки (вибросита, центрифуги, центробежныx насосов, пескои илоотделителей). Для предотвращения воздействий общей вибрации на организм человека рабочее место лаборантаоператора должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.012.
3. Содержание вредных веществ в помещении ПЛБР не должно превышать предельно допустимых концентраций химических реагентов и материалов, используемых для приготовления и обработки буровых растворов и выполнения его химического анализа. Контроль за содержанием вредных веществ в помещении ПЛБР должен производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.
4. Перепад температуры воздуха в помещении ПЛБР по высоте рабочей зоны (2 м) не должен превышать 3 °С, колебания температуры воздуха по горизонтали свыше 4 °С не допускаются – в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.
5. Лаборанты, выполняющие полевые испытания буровых растворов, должны быть обеспечены специальной одеждой и обувью в соответствии с действующими нормами [11] и средствами защиты от вредного воздействия химических реагентов – в соответствии с требованиями, изложенными в технических условиях их производства.
6. При обращении с СИ необходимо соблюдать меры по безопасности, изложенные в эксплуатационной документации на СИ.

Приложение А

(рекомендуемое)

СТО Газпром 7.3-002-2010

Перечень, характеристика и назначение средств измерений для выполнения полевых испытаний буровых растворов

Наименование средства измерения	Краткая характеристика		Назначение
Ареометр АБР-1М	Диапазон измерения плотности, г/см3:	0,8–1,7	Измерение кажущейся
ТУ 4317-003-04698227-2001 [12]	с калибровочным грузом;	0,8–1,7	плотности
	без калибровочного груза	1,7–2,6
	Цена деления шкалы ареометра, г/см3	0,01
	Вместимость стакана ареометра, см3	78,5
	Предел допускаемой абсолютной погрешности, г/см3	0,01
Металлические рычажные весы	Объем чаши для пробы, см3	200	Измерение истинной
OFITE [13]	Диапазон измерения плотности, г/см3 Цена деления шкалы, г/см3	0,8–2,75 0,01	и кажущейся плотности
OFITE [13]	Предел допускаемой абсолютной погрешности, г/см3	0,01	и кажущейся плотности
Вискозиметр полевой ВП-5	Постоянная вискозиметра (время истечения 500 см3		Измерение условной
ТУ 25-04-1477-71 [14],	дистиллированной воды), с	15	вязкости
Вискозиметр ВБР-2	Диаметр отверстия трубки вискозиметра, мм	5
ТУ 4315-001-04698227-2001 [15]	Длина трубки вискозиметра, мм	100
	Вместимость воронки, мл	700
	Вместимость мерной кружки, мл	500
	Абсолютная погрешность постоянной вискозиметра, с	0,5
Пластиковый вискозиметр	Постоянная вискозиметра (время истечения 946 см3	26
Марша [13]	дистиллированной воды), с	26
	Диаметр отверстия трубки вискозиметра, мм	0,48
	Длина трубки вискозиметра, мм	50,8
	Вместимость воронки, мл	1500
	Вместимость мерной кружки, мл	1000
	Абсолютная погрешность постоянной вискозиметра, с	0,5
Секундомер механический	Диапазон измерения времени, с От	0,2 до 3600
СОСпр-2б-2-010	Допускаемая абсолютная погрешность за 60 мин, с	1,8
ТУ 25-184.003-90 [16]	Класс точности	2

СТО Газпром 7.3-002-2010

Портативный измеритель температуры

ИТ-17К-02 ТУ 4211-007-70203816-2007 [17]

Диапазон измерения температуры, °С От –50 до +150

Допускаемая абсолютная погрешность измерения, °С ± 0,5

Измерение

температуры

Прибор СНС-2

ТУ 25-04.2765-77 [18]

Диапазон измерения статического напряжения сдвига, Па:

нить  0,3 мм; 0–10

нить  0,4 мм; 0–30

нить  0,5 мм 0–90

Константа для нитей, Па/град:

нить  0,3 мм; 0,034–0,048

нить  0,4 мм; 0,100–0,130

нить  0,5 мм 0,270–0,390

Цена деления шкалы, град 1

Скорость вращения стакана, об/мин 0,2

Максимальный угол отсчета, град 360

Допускаемая относительная погрешность измерения, % 5

Измерение

статического напряжения сдвига

Ротационный вискозиметр OFITE,

модель 800 [13]

Радиус ротора R1, см 1,8415

Радиус боба B1, см 1,7245

Длина боба B1, см 3,8

Скорости вращения ротора, об/мин 3, 6, 30, 60, 100, 200, 300,600 Цена деления шкалы, град 1

Предел измерения по шкале, град 330

Допускаемая относительная погрешность измерения, % ± 19

Измерение

реологических показателей

Ротационный вискозиметр ВСН-3

Пределы измерений касательных напряжений сдвига, дин/см2 (Н/м2):

для пружины № 1; 0–450 (0–45)

для пружины № 2 0–900 (0–90)

Пределы измерений динамической вязкости

для ньютоновских жидкостей при 200 об/мин, сПз: (Па·с):

для пружины № 1; 1–200 (0,001–0,2)

для пружины № 2 1-400 (0,001-0,4)

Скорости вращения гильзы, об/мин 200, 300, 400, 600 Допускаемая относительная погрешность измерения, % ± 26,6

Измерение

пластической вязкости и динамического напряжения сдвига

Электронный портативный

рН-метр [13]

Диапазон измерений рН, отн. ед. От 0,0 до 14,0

Цена деления шкалы, отн. ед. 1

Допускаемая абсолютная погрешность измерения, отн. ед ± 0,5

Измерение

активности водородных ионов

СТО Газпром 7.3-002-2010

Прибор ВМ-6 М	Диапазон измерения показателя фильтрации	0–40	Измерение
	за 30 мин при пересчете на диаметр фильтра 75 мм, см3 Цена деления шкалы при пересчете	0–40	показателя статической
	на диаметр фильтра 75 мм, см3	1	фильтрации
ТУ 4317-002-04698227-2001 [19]	Давление фильтрации, МПа	0,1
	Объем пробы раствора, см3	100
	Фактический диаметр фильтра, мм	53
	Допускаемая абсолютная погрешность измерения, см3	 ,05
Штангенциркуль ШЦ-I-125-0,1	Диапазон измерения, мм	От 0 до 125	Измерение толщины
Штангенциркуль ШЦ-I-125-0,1	Допускаемая абсолютная погрешность, мм	± 0,1	фильтрационной
ГОСТ 166	Класс точности	2	корки
Мини-фильтр-пресс OFITE [13]	Диапазон измерения показателя фильтрации за 30 мин, см3	0–40	Измерение
	Давление фильтрации, МПа	0,69	показателя
	Объем пробы раствора, см3 Диаметр фильтра, мм	100 64	статической фильтрации
	Площадь фильтрации, см2	23
	Допускаемая абсолютная погрешность измерения, см3	± 0,5
Прибор для исследования фрикционных	Рабочий диапазон измерения Ктр, отн. ед.	0,00–1,0	Измерение липкости
свойств глинистых корок ФСК4 ТУ 4318-061-00158758-2004 [20]	Цена деления шкалы прибора, отн. ед. Масса цилиндра, г	0,05 100	фильтрационной корки
	Диаметр цилиндра, мм	38
	Длина цилиндра, мм	75
	Допускаемая абсолютная погрешность измерения, отн. ед	± 0,5
Ретортный набор OFITE [13]	Объем тигля, см3	10; 20; 50	Измерение содержа-
	Объем мерного цилиндра,см3 Цена деления шкалы цилиндра, см3 Температура нагрева, °С	10; 20; 50 0,10 500	ния твердой фазы и смазки
	Допускаемая абсолютная погрешность измерения, %	± 0,5	ния твердой фазы и смазки
Цилиндр стабильности ЦС-2	Вместимость цилиндра, мл	800	Измерение
ТУ 25-08-261-67 [21]	Масса, кг	0,36	стабильности
ТУ 25-08-261-67 [21]	Допускаемая абсолютная погрешность измерения, кг/м3	± 0,5	стабильности

СТО Газпром 7.3-002-2010

Металлический отстойник	Диапазон измерения, % объемн.	От 1 до 20	Измерение
ОМ-2	Объем отстойника до сливного отверстия, см3	500	содержания песка
ОМ-2	Объем мерной крышки, см3Объем мерной пробирки, см3 Цена деления пробирки, см3 Допускаемая абсолютная погрешность измерения, %	50 10 5 ± 1	содержания песка
Набор для определения содержания	Диапазон измерения, % объемн.	От 0,25 до 20,00	Измерение
песка OFITE [13]	Объем конусной пробирки, см3	100	содержания песка
песка OFITE [13]	Объем заливаемого бурового раствора, см3 Размер ячеек сетчатого фильтра, мм Допускаемая абсолютная погрешность измерения, %	29 0,074 ± 1	содержания песка
Аппарат для определения температуры	Диапазон измерения, °С	От 79 до 360	Измерение
вспышки в открытом тигле ТВО	Напряжение питания, В	220 ± 22	температуры
ТУ 38.110488-88 [22]	Потребляемая мощность, Вт	400	вспышки
ТУ 38.110488-88 [22]	Допускаемая абсолютная погрешность измерения, °С	± 1	вспышки
Измеритель электрической устойчивости	Температура рабочей среды, °С	50 ± 2	Измерение
эмульсий OFITE, модель 131-50 [13]	Выходной диапазон изменения напряжения, В	От 3 до 2000	напряжения
	Скорость изменения напряжения, В/с	150 ± 10	пробоя
	Зазор между электродами зонда, мм	1,55 ± 0,03	(электрической
	Допускаемая абсолютная погрешность измерений, В	± 5	устойчивости)

Приложение Б

(справочное)

Особенности выполнения измерений технологических параметров буровых растворов

Б.1 Определение кажущейся плотности каж

Б.1.1 Определение кажущейся плотности бурового раствора поплавковым ареометром Б.1.1.1 Крышку футляра следует открыть и вынуть ареометр. В футляр налить воду, имеющую температуру (20±5) °С. Уровень воды в футляре при погружении в нее ареометра

не должен быть менее 5 мм до края.

Б.1.1.2 Перед измерением кажущейся плотности бурового раствора необходимо определить величину поправки измерения. Для этого в стакан ареометра налить воду из футляра, в котором производится измерение, до уровня верхнего края. Стакан держать вертикально. Поплавок соединить со стаканом, повернув до упора так, чтобы излишки воды выдавились через резьбу. Ареометр погрузить в футляр и в стабильном положении прочесть показания по поправочной шкале. Запомнить или записать поправку, учитывая знак поправки: плюс или минус.

Б.1.1.3 Ареометр следует извлечь из футляра, вылить воду из стакана, протереть его внутреннюю часть. Пробу предварительно перемешанного бурового раствора налить в стакан до уровня верхнего края. Стакан держать вертикально. Навернуть поплавок до упора, так чтобы излишки раствора выдавились через резьбу. Раствор, вытесненный на поверхность стакана, смыть водой, слегка отклонив его от вертикального положения.

Б.1.1.4 Ареометр следует погрузить в футляр с рабочей водой, вращением согнать воздушные пузыри и в стабильном положении прибора прочесть показания по основной шкале. Шкала состоит из двух частей, левая часть шкалы имеет градуировку от 0,8 до 1,7 г/см3, правая – от 1,7 до 2,6 г/см3. При навинченном калибровочном грузе отсчет брать по левой части шкалы. В случае если ареометр с калиброванным грузом погрузился так, что деление 1,7 г/см3 на левой части шкалы оказалось ниже уровня воды в футляре, то следует снять груз и отсчеты брать по правой части шкалы. Плотность раствора равна алгебраической сумме показаний основной и поправочной шкал.

Б.1.1.5 Периодически необходимо проводить контроль показаний поплавкового ареометра. При контроле показаний прибор тщательно очистить внутри и снаружи от налипшей грязи. Налить в стакан воду плотностью 1,0 г/см3, имеющую температуру (20±5) °С. Собрать прибор. Измерение проводить с калиброванным грузом. Ареометр погрузить в футляр с водой той же плотности и температуры. Вращением удалить воздушные пузырьки. Ареометр должен

показать плотность воды (1,000 ± 0,005) г/см3. В случае, если показания другие, необходимо прибор оттарировать. Для этого снять заглушку на трубке и удалить или добавить чугунную дробь. При тарировании заглушка должна быть на трубке. После тарирования заглушку закрутить до упора.

Б.1.2 Определение кажущейся плотности бурового раствора с помощью рычажных весов Б.1.2.1 Основание прибора следует установить на плоской, ровной поверхности и

заполнить буровым раствором чашку весов. Чашку закрыть крышкой, излишки раствора должны выдавиться через отверстие в крышке. Очистить чашку от вытесненного раствора.

Б.1.2.2 Коромысло установить на опору основания и уравновесить его путем перемещения ползуна вдоль градуированной шкалы. Уравновешивание считается достигнутым, когда пузырек уровня будет находиться по центру между рисками.

Б.1.2.3 Плотность бурового раствора равна показанию градуированной шкалы по краю ползуна, ближайшему к чашке для буровой жидкости.

Б.1.2.4 Калибровку весов необходимо проводить пресной водой плотностью 1,0 г/см3

при температуре 21 °С. Регулировку проводят с помощью добавления (удаления) некоторого количества свинцовой дроби в полость винтовой ножки на конце градуированного плеча коромысла.

Б.2 Определение истинной плотности ист

Б.2.1 Определение истинной плотности под давлением с помощью рычажных весов Б.2.1.1 Чашку для образца следует заполнить до уровня немного ниже верхнего края

чашки (приблизительно на 6 мм). Установить крышку на чашку при закрепленном контрольном клапане в открытом положении, слив излишки бурового раствора через клапан. Закрыть контрольный клапан. Заполнить плунжер буровым раствором.

Б.2.1.2 Плунжер следует установить в кольцевой уплотнитель клапана крышки. Создать избыточное давление в чашке, открыв контрольный клапан надавливанием на цилиндр. Для закрытия клапана ослабить усилие на корпусе цилиндра, поддерживая давление на стержне поршня. После закрытия клапана отсоединить плунжер. Промыть внешнюю сторону чашки и вытереть досуха.

Б.2.1.3 Поместить прибор на призму весов и уравновесить путем перемещения ползуна вдоль градуированной шкалы. Уравновешивание считается достигнутым, когда пузырек будет находиться на центральной линии. Прочесть плотность бурового раствора по шкале.

Б.2.1.4 Для сброса давления в чашке следует отсоединить сборку пустого плунжера и надавить вниз на корпус цилиндра.

Б.2.2 Определение истинной плотности бурового раствора расчетным методом Б.2.2.1 Истинную плотность бурового раствора рассчитывают по формуле

(Б.1)

где ист – истинная плотность бурового раствора, г/см3;

каж – кажущаяся плотность бурового раствора, г/см3;

Сг – содержание газа (определяется по Б.5), %.

Б.3 Определение условной вязкости Т

Б.3.1 Определение условной вязкости на полевом вискозиметре ВП-5 (ВБР-1, ВБР-2) Б.3.1.1 Воронку вискозиметра и мерную кружку следует промыть водой. Воронку вис-

козиметра закрепить в вертикальном положении (на штативе или на стене) на такой высоте, чтобы можно было свободно подставлять под нее мерную кружку и перекрывать отверстие трубки пальцем. Сетку, входящую в комплект вискозиметра, положить на верхнюю часть воронки.

Б.3.1.2 Непосредственно перед измерением буровой раствор следует перемешать 2–3 мин с помощью смесительной установки. Воронку вискозиметра смочить водой. Отверстие трубки вискозиметра закрыть пальцем и налить в воронку, через сетку, 700 см3 бурового раствора мерной кружкой, входящей в комплект вискозиметра.

Б.3.1.3 Кружку вместимостью 500 см3 следует подставить под трубку вискозиметра, открыть отверстие трубки (убрав палец) и одновременно включить секундомер. В момент заполнения кружки раствором до края, одновременно остановить секундомер и закрыть отверстие трубки пальцем.

Б.3.1.4 При истечении очень вязких растворов их поверхность в мерной кружке часто имеет выпуклую форму, что затрудняет определение конца измерений. В этих случаях рекомендуется слегка постукивать по боковой поверхности кружки для выравнивания поверхности исследуемого раствора. Если струя раствора, вытекающая из трубки, становится очень тонкой или разрывается на отдельные капли, измерение следует прекратить. Вязкость в таких случаях называют неизмеримо большой и обозначают «н/т» – «не течет».

Б.3.1.5 Проверку постоянной вискозиметра необходимо проводить в следующей последовательности. Воронку вискозиметра подвесить на стойке в вертикальном положении, отклонение от вертикали не должно превышать 1,5°. Отверстие трубки закрыть пальцем и залить в воронку дистиллированную воду до перелива в желоб. Под воронку поставить мерную кружку, открыть отверстие трубки, одновременно включить секундомер; как только уро-

вень воды в кружке достигнет верхнего края, выключить секундомер, прочесть показания до 0,5 с. Время истечения 500 см3 дистиллированной воды из залитых 700 см3 должно быть равно (15,0±0,5) с.

Б.3.2 Определение условной вязкости на воронке Марша

Б.3.2.1 Воронку Марша и градуированную чашку следует промыть водой, воронку закрепить в вертикальном положении на такой высоте, чтобы можно было свободно подставлять под нее чашку и перекрывать отверстие трубки пальцем.

Б.3.2.2 Непосредственно перед измерением буровой раствор следует перемешать 2–3 мин с помощью смесительной установки. Воронку Марша смочить водой. Отверстие трубки вискозиметра закрыть пальцем и налить в воронку, через сетку, буровой раствор до нижней границы сетки.

Б.3.2.3 Подставить градуированную чашку объемом 946 см3 под трубку вискозиметра и

открыть отверстие трубки, одновременно включить секундомер. В момент заполнения кружки раствором до метки 32 унции (946 см3) остановить секундомер, закрыть отверстие трубки пальцем, прочесть показания до 0,5 с.

Б.3.2.4 Проверку постоянной вискозиметра необходимо проводить в следующей последовательности. Воронку вискозиметра подвесить на стойке в вертикальном положении, отклонение от вертикали не должно превышать 1,5°. Отверстие трубки закрыть пальцем и залить в воронку дистиллированную воду до нижней границы сетки. Под воронку поставить мерную кружку, открыть отверстие трубки, одновременно включить секундомер. Как только уровень воды в кружке достигнет метки 32 унции (946 см3), – выключить секундомер, закрыть отверстие трубки, прочесть показания до 0,5 с. Время истечения 946 см3 дистиллированной воды из залитых 1500 см3должно быть равно (26,0±0,5) с.

Б.4 Определение температуры t

Б.4.1 Электронный термометр следует подготовить в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Измерительный зонд термометра погрузить в буровой раствор на глубину (50–100) мм.

Б.4.2 Прочесть показания температуры по табло термометра до 1 °С.

Б.4.3 Стеклянный термометр, во избежание поломки, использовать в защитном корпусе. Нижнюю часть термометра погрузить в буровой раствор до уровня начала шкалы. Прочесть показания температуры по шкале термометра до 1 °С.

Б.4.5 Использование ртутных термометров не допускается.

Б.5 Определение содержания газа Сг

Б.5.1 Определение содержания газа в буровом растворе при помощи прибора ПГР-1 Б.5.1.1 Заполнить стакан до краев буровым раствором и соединить с корпусом прибора.

Вращая маховик против часовой стрелки, создать избыточное давление 0,3 МПа.

Б.5.1.2 Определить по шкале прибора значение содержания газа в буровом растворе.

Б.5.1.3 Сбросить давление, повернув маховик по часовой стрелке до упора. Отсоединить кран от корпуса, вылить раствор, промыть стакан и разделитель, обсушить их.

Б.5.2 Определение содержания газа в буровом растворе методом разбавления

Б.5.2.1 В мерный цилиндр вместимостью 250 см3 с притертой пробкой налить 50 см3 бурового раствора, измеренного мензуркой. В цилиндр влить 200 см3 воды, предварительно обмыв водой мензурку, которой измерялся буровой раствор.

Б.5.2.2 Закрыть цилиндр с разбавленным раствором притертой пробкой, энергично взболтать в течение 1 мин и оставить в покое на некоторое время. После опадения пены измерить объем жидкости в цилиндре.

Б.5.2.3 Объемное содержание газа рассчитывают по формуле

Сг = (250 – Vж) ·2, (Б.2)

где Сг – содержание газа, % объемн.;

Vж – объем разбавленного бурового раствора после удаления газа, см3.

Б.6 Определение статического напряжения сдвига СНС

Б.6.1 Определение статического напряжения сдвига на приборе типа СНС-2

Б.6.1.1 Стакан прибора и подвесной цилиндр следует промыть водопроводной водой с моющими средствами. В стакан поместить подвесную систему (цилиндр, шкала, упругая нить). Стакан установить на вращающийся столик, подвесную систему закрепить в конусной пробке кронштейна. При помощи установочных винтов отрегулировать соосность подвесного цилиндра и стакана (зазор между цилиндром и внутренней стенкой стакана должен быть равномерным). Поворотом конусной пробки кронштейна установить «0» значение шкалы напротив риски на стрелке указателя. Зафиксировать положение легким нажатием пробки.

Б.6.1.2 В стакан залить перемешанный буровой раствор до уровня верхнего края подвесного цилиндра. Вращая цилиндр вручную, осторожно перемешать раствор. Проверить нулевое положение шкалы и сразу включить секундомер. Раствор выдержать в состоянии покоя 1 мин. Включить двигатель, прочесть максимальное показание угла закручивания (1) упругой нити по шкале до 1°.

Б.6.1.3 Вращая цилиндр вручную, следует осторожно перемешать раствор. Проверить нулевое положение шкалы и сразу включить секундомер. Выдержать буровой раствор в состоя-

нии покоя 10 мин. Включить двигатель, прочесть максимальное показание угла закручивания (10) упругой нити по шкале до 1°.

Б.6.1.4 Каждое измерение от момента пуска двигателя до момента считывания максимального угла закручивания упругой нити не должно продолжаться более 1 мин. Если измерение продолжается более 1 мин, его следует признать некачественным, а выбранный диапазон недостаточным. В этом случае следует заменить нить на нить большего диаметра. Если максимальный угол закручивания менее 10°, измерения следует признать некачественными, а выбранный диапазон слишком большим. В этом случае следует заменить нить на нить меньшего диаметра.

Б.6.1.5 Статическое напряжение сдвига за 1 мин и 10 мин покоя рассчитывают по формуле

i = i·k, (Б.3)

где i – статическое напряжение сдвига (за 1 мин, 10 мин), Па;

i – предельный угол закручивания упругой нити после 1 мин и 10 мин выдержки бурового раствора в состоянии покоя, град.;

k – константа прибора для упругой нити данного диаметра, Па/град.

Б.6.2 Определение статического напряжения сдвига на ротационном вискозиметре Б.6.2.1 Вискозиметр следует установить на ровной горизонтальной поверхности, под-

соединить к источнику питания, включить тумблер на задней панели прибора; переключатель скоростей на верхней крышке установить в положение «STOP». Боб и ротор вискозиметра должны быть чистыми и сухими. Ротор установить в резьбовую втулку вискозиметра. Убедиться, что шкала вискозиметра находится в нулевом положении. В стакан вискозиметра залить до указанной метки перемешанный на смесительной установке буровой раствор, установить стакан на площадку, совместить выступы на дне стакана с отверстиями на площадке. Площадку поднять, погрузить ротор в раствор до указанной на нем риски, закрепить площадку стопорным винтом. Запрещается погружать ротор выше уровня риски.

Б.6.2.2 Установить максимальную скорость вращения ротора, включить двигатель и перемешать раствор в течение 10–15 с – до установки стабильных показаний по шкале. Далее отключить вращение, после прекращения вращения ротора включить секундомер. Выдержать раствор в состоянии покоя в течение 10 с, установить частоту вращение ротора 3 об/мин, включить двигатель, считать максимальный угол закручивания по шкале до 0,5°.

Б.6.2.3 Операцию по Б.6.2.2 следует повторить. Считать максимальные показания угла закручивания по шкале до 0,5°, через 1 мин покоя и через 10 мин покоя.

Б.6.2.4 Статическое напряжение сдвига бурового раствора за 10 с, 1 мин и 10 мин покоя рассчитывают по формуле

i = 0,4788·i, (Б.4)

где i – статическое напряжение сдвига (за 10 с, 1мин, 10 мин), Па;

i – максимальный угол закручивания, считанный по шкале вискозиметра после 10 с, 1 мин и 10 мин выдержки бурового раствора в состоянии покоя, град.;

0,4788 – коэффициент пересчета фунт/100 дюйм2 в Па.

Б.7 Определение показателя статической фильтрации Ф

Б.7.1 Определение показателя статической фильтрации на приборе ВМ-6 при избыточном давлении 0,10 МПа

Б.7.1.1 Два обеззоленных фильтра диаметром 63 мм следует сложить вместе, смочить дистиллированной водой (излишки воды убрать сухим фильтром), уложить в основание прибор, сверху поместить резиновую прокладку. В основание прибора ввернуть фильтрационный стакан с таким усилием, чтобы он плотно прижал фильтры к основанию. Отверстие в основании для выхода фильтрата плотно закрыть резиновой пробкой. Буровой раствор залить в фильтрационный стакан до уровня на (5–10) мм ниже верхнего края. На стакан навернуть напорный цилиндр. Перекрыть иглой спускное отверстие цилиндра. Залить в цилиндр индустриальное масло до уровня верхнего края. Вставить плунжер в цилиндр, при этом он опустится за счет сжатия воздуха на 20–30 мм. Убрать резиновую пробку, открыть отверстие для слива фильтрата, убедиться, что цилиндр опускается равномерно, без скачков. Закрыть отверстие резиновой пробкой. Удалить избытки масла с помощью спускной иглы и, вращая плунжер рукой за накатку на грузе, совместить нулевое деление на шкале с отсчетной риской на втулке цилиндра.

Б.7.1.2 Если нулевое значение опустится ниже риски, следует записать нулевое показание по шкале напротив риски, принять его за «0» и из всех следующих при данном определении показаний вычесть нулевое показание.

Б.7.1.3 Отверстие для слива фильтрата следует открыть, одновременно включить секундомер. По истечении 30 мин, периодически вращая плунжер рукой за накатку на грузе, снять показания по шкале с точностью до 0,5 см3. В момент отсчета глаз оператора должен находиться на уровне отсчетной риски на втулке цилиндра и на расстоянии 30–40 см от нее.

Б.7.1.4 Разобрать прибор в обратной последовательности. Слить буровой раствор из стакана, отвернуть стакан от основания и извлечь фильтр с глинистой коркой. Фильтровальный стакан и основание промыть водой с моющими средствами, насухо протереть. При необходимости очистить втулку и смазать маслом. Плунжер смазать маслом и вставить в цилиндр.

Б.7.2 Определение показателя статической фильтрации на фильтр-прессе при избыточном давлении 0,69 МПа

Б.7.2.1 Бумажный фильтр диаметром 89 мм смочить дистиллированной водой (излишки воды убрать сухим фильтром). В основание фильтрационного стакана последовательно поместить сетчатый фильтр, подготовленный бумажный фильтр, резиновую прокладку. Корпус фильтрационного стакана закрепить в основании, подготовленный буровой раствор необходимо налить в фильтрационный стакан до уровня 0,6 мм от верхнего края. Сверху установить крышку, поместить собранный стакан в стойке фильтр-пресса, закрепить стягивающим винтом с усилием, не допускающим утечек. Под сливное отверстие поместить мерный цилиндр. Открыть клапан камеры, подать давление 0,69 МПа в фильтрационный стакан и одновременно включить секундомер.

Б.7.2.2 По истечении 30 мин выключить секундомер, закрыть клапан камеры. Определить объем выделившегося фильтрата до 0,5 см3. Показатель фильтрации бурового раствора равен объему выделившегося фильтрата.

Б.7.2.3 При использовании мини-фильтр-пресса (диаметр фильтра 64 мм) показатель статической фильтрации равен удвоенному объему выделившегося фильтрата.

Б.8 Определение толщины фильтрационной корки h

Б.8.1 Для определения толщины фильтрационной корки необходимо использовать фильтрационную корку, полученную в результате определения показателя фильтрации на различных фильтрационных приборах, использующих в качестве фильтра фильтровальную бумагу, керамические диски, пористые диски из нержавеющей стали и т.д.

Б.8.2 Из прибора извлечь фильтр, сохранив целостность образовавшейся корки. После извлечения корку промыть под слабой струей холодной воды. Корки, полученные из растворов на углеводородной основе, промывать водой не допускается, излишки раствора в таких случаях удалить сухим бумажным фильтром.

Б.8.3 Фильтр с коркой уложить на ровной, твердой горизонтальной поверхности. Выдвинуть глубиномер штангенциркуля на высоту, превышающую толщину корки примерно на 10 мм. Погрузить глубиномер вертикально под углом 90° в фильтрационную корку, медленно опускать штангу до соприкосновения с поверхностью корки, при этом плоскость наблюдения оператора должна быть параллельна плоскости фильтра. Прочесть показания с измерительной шкалы штангенциркуля до 0,1 мм.

Б.8.4 Провести не менее трех измерений. За результат измерения толщины фильтрационной корки принимается среднее арифметическое значение, результат округляется до первого значащего знака после запятой.

Б.9 Определение реологических параметров

Б.9.1 Вискозиметр установить на ровной горизонтальной поверхности, подсоединить к источнику питания. Боб и ротор вискозиметра должны быть чистыми и сухими. Установить ротор в резьбовую втулку вискозиметра. Шкала вискозиметра должна находиться в нулевом положении. Перемешанный в смесительной установке буровой раствор залить в стакан вискозиметра до указанной метки, установить стакан на площадку, совмещая выступы на дне стакана с отверстиями на площадке. Поднимая площадку, погрузить ротор в буровой раствор до указанной на нем риски, закрепить площадку стопорным винтом. Запрещается погружать ротор выше уровня риски.

Б.9.2 Перемешать раствор на максимальной частоте вращения ротора в течение 10–15 с – до установки стабильных показаний по шкале. Далее, последовательно устанавливая переключатель скоростей в положения от максимальной до минимальной частоты вращения, считать устойчивые показания угла закручивания до 0,5° при каждой частоте вращения ротора. За устойчивые показания углов закручивания принимаются значения, величина которых стабильна.

Б.9.3 Значения пл, о, эф.600 необходимо определять путем расчета по формулам

(Б.5) –(Б.9).

Значения пластической вязкости (, мПа·с) рассчитывают по формуле

пл = 600 – 300, (Б.5)

где 600, 300 – максимальный угол закручивания, считанный по шкале вискозиметра при соответствующей частоте вращения ротора 600 и 300 об/мин, град.

Значения динамического напряжения сдвига для раствора (о, Па) рассчитывают по формуле

о = 0,4788·(2·300 – 600), (Б.6)

где 0,4788 – коэффициент пересчета фунт/100 дюйм2 в Па.

Значения эффективной вязкости при частоте вращения ротора 600 об/мин (эф.600, мПа·с) рассчитывают по формуле

(Б.7)

где 600 – максимальный угол закручивания, считанный по шкале вискозиметра при частоте вращения ротора 600 об/мин, град.

Б.9.4 Значение показателя нелинейности (n) рассчитывают по формуле

(Б.8)

где 0,5 – константа вискозиметра при сочетании R1 – B1 – F1;

300, 3 – максимальный угол закручивания, считанный по шкале вискозиметра при соответствующей частоте вращения ротора 300 и 3 об/мин, град.

Б.9.5 Значение показателя консистенции (К, Па·с) рассчитывают по формуле

(Б.9)

где 0,511 – константа вискозиметра при сочетании R1 – B1 – F1, Па; 511 – константа вискозиметра при сочетании R1 – B1 – F1, град/с;

n – показатель нелинейности данного раствора, рассчитанный по формуле (Б.8);

300 – максимальный угол закручивания, считанный по шкале вискозиметра при частоте вращения ротора 300 об/мин, град.

Б.10 Определение коэффициента скольжения фильтрационной корки ск

Б.10.1 Детали прибора должны быть чистыми и сухими. С помощью приборов для измерения показателя фильтрации в течение 30 мин формируется глинистая корка бурового раствора. Подготовленную глинистую корку поместить в измерительную призму прибора ФСК.

Б.10.2 Сверху наложить цилиндр, который полностью должен перекрыть поверхность глинистой корки. Провести зацепление тяги цилиндра с механизмом измерения силы трения. Включить секундомер. Выдержать цилиндр прибора ФСК в контакте с коркой в течение 15 мин. Б.10.3 По истечении 15 мин включить двигатель и в момент страгивания цилиндра счи-

тать максимальное показание по шкале измерительного устройства.

Б.11 Определение показателя активности водородных ионов рН

Б.11.1 Определение показателя активности водородных ионов колориметрическим способом (с помощью индикаторной бумаги)

Б.11.1.1 Полоску индикаторной бумаги аккуратно положить на поверхность бурового раствора. Как только бумага впитает фильтрат и изменит свой цвет, удалить полоску из раствора и сравнить ее с цветовой шкалой, входящей в комплект применяемого набора индикаторной бумаги для измерения водородного показателя.

Б.11.1.2 Не погружать индикаторную бумагу в буровой раствор.

Б.11.2 Определение показателя активности водородных ионов потенциометрическим методом (с помощью электронного портативного рН-метра).

Б.11.2.1 Измерения необходимо проводить в следующей последовательности. Подготовить прибор перед началом работы, снять колпачок с комбинированного электрода и замочить электрод в буферном растворе (стандарт – титр рН – 7) на 10 мин.

Б.11.2.2 Включить прибор, погрузить комбинированный электрод в буровой раствор на глубину (25±5) мм. Нажать кнопку Read (считать), послышится звуковой сигнал, дисплей перейдет в режим измерения величины рН бурового раствора. Когда будет достигнута конечная точка измерения, послышится звуковой сигнал и на дисплее зафиксируется окончательное значение. Считать показание с дисплея до 0,1 рН.

Б.11.2.3 Промыть комбинированный электрод дистиллированной водой и промокнуть излишек воды фильтровальной бумагой.

Б.12 Определение содержания твердой фазы Cт.ф. и смазки Ссм

Б.12.1 Ретортный набор подготовить в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Пробу бурового раствора поместить в тигель известной вместимости (10 см3, 20 см3, 50 см3), излишки раствора удалить, смазать резьбу тигля высокотемпературной смазкой.

Б.12.2 Собрать реторту, установить под конденсатором мерный цилиндр вместимостью, соответствующей вместимости используемого тигля. Сборку поместить в муфельный нагреватель, закрыть крышку, включить нагрев. Жидкая фаза испаряется и, проходя через конденсатор, конденсируется в жидкость и собирается в стеклянный цилиндр. Нагрев реторты проводить до окончания выделения капель из конденсатора. Время нагрева зависит от типа исследуемого раствора и составляет в среднем от 20 до 30 мин.

Б.12.3 Измерить объем полученной воды и смазки до 0,2 см3 и рассчитать их процентное содержание, а также процентное содержание твердой фазы.

Б.12.4 Содержание воды, смазки и твердой фазы (%) рассчитывают по формулам

(Б.10)

где Св – содержание воды, % объемн.;

Vв – объем воды, выделившийся при нагревании реторты, см3;

Vб.р. – объем бурового раствора, взятого для испытания, см3.

(Б.11)

где Сcм – содержание смазки, % объемн.;

Vсм – объем смазки, выделившийся при нагревании реторты, см3;

Vб.р. – объем бурового раствора, взятого для испытания, см3.

Ст.ф = 100 – (Св + Ссм), (Б.12)

где Ст.ф. – содержание твердой фазы, % объемн.

Б.13 Определение содержания песка в буровом растворе Сп

Б.13.1 Определение содержания песка с помощью металлического отстойника типа ОМ-2 Б.13.1.1 В чистый и промытый отстойник с помощью крышки (вместимость 50 см3) следует залить 50 см3 бурового раствора. Не обмывая крышки, зачерпнуть ею воду, растворить в воде оставшийся на внутренних стенках крышки раствор и вылить в отстойник. Держа отстойник вертикально, с помощью крышки наполнить отстойник водой до уровня трехмиллиметрового отверстия на его боковой поверхности. При появлении из отверстия воды следу-

ет подождать, пока она не закончит вытекать.

Б.13.1.2 Отстойник плотно закрыть крышкой и повернуть его в горизонтальное положение трехмиллиметровым отверстием вверх. Прижимая крышку и прикрывая отверстие пальцем, интенсивно взболтать содержимое отстойника.

Б.13.1.3 Отстойник повернуть в вертикальное положение, включить секундомер. По истечении 1 мин считать показания по шкале мерной пробирки напротив осевшего песка до 0,2 см3. Показание пробирки, умноженное на 2, является показателем содержания песка в растворе, в процентах.

Б.13.2 Определение содержания песка с помощью стеклянной градуированной конусной пробирки

Б.13.2.1 Заполнить стеклянную пробирку буровым раствором до отметки Mud to Here (уровень раствора), затем долить водой до отметки Water to Here (уровень воды). Закрыть отверстие пробирки и встряхивать до полного растворения бурового раствора в воде. Далее вылить полученную суспензию на сито. Вновь залить воду в пробирку, ополоснуть и вылить на сито.

Б.13.2.2 Процедуру повторять до тех пор, пока песок не будет отмыт от глинистых частичек, о чем будет свидетельствовать прозрачная вода, проходящая через сито. Отмытую песчаную фракцию смыть с помощью воронки обратно в пробирку, оставить в покое на 1 мин.

Б.13.2.3 По истечении 1 мин считать показания по шкале пробирки напротив осевшего песка. Показание пробирки является показателем содержания песка в растворе, в процентах.

Б.14 Определение стабильности бурового раствора Δ

Б.14.1 В чистый и сухой цилиндр влить пробу тщательно перемешанного бурового раствора до верхнего края, предварительно закрыть боковое отверстие цилиндра резиновой пробкой. Установить заполненный цилиндр в месте, исключающем вибрацию, отметить время и оставить в покое на сутки.

Б.14.2 Через 24 ч удалить пробку, слить верхнюю часть пробы бурового раствора вместе с отстоявшейся водой в кружку, тщательно перемешать слитый раствор и определить его плотность. Закрыть боковое отверстие пробкой, тщательно перемешать в цилиндре оставшуюся нижнюю половину раствора и определить ее плотность.

Б.14.3 Показатель стабильности раствора равен разности плотностей нижней и верхней частей бурового раствора.

Б.15 Определение содержания коллоидных глинистых частиц Ск.ч.

Б.15.1 Определение содержания коллоидных глинистых частиц следует проводить путем адсорбции метиленового синего.

Б.15.2 Поместить 2 см3 бурового раствора в конусную колбу (Эрленмейера) вмести-

мостью 100 см3. Добавить 15 см3 3 %-ного раствора перекиси водорода и 0,5 см3 5N раствора серной кислоты. Тщательно размешать, накрыть колбу часовым стеклом и кипятить 10 мин на водяной бане.

Б.15.3 Раствор следует охладить, измерить объем и разбавить дистиллированной водой до 50 см3, тщательно перемешать и титровать раствором метиленового синего. После каждого добавления 0,5 см3 раствора метиленового синего раствор тщательно перемешать, стеклянной палочкой отобрать каплю и нанести на фильтровальную бумагу.

Б.15.4 При недостаточном количестве для данной пробы метиленового синего на фильтровальной бумаге от капли получается темный круг с резко очерченной границей. Титрование проводить, пока на фильтровальной бумаге не появится за темным кругом голубой ореол. После этого в течение 2 мин перемешать содержимое колбы и взять каплю повторно. Если ореол не исчезнет титрование закончить, если исчезнет – титрование продолжают.

Б.15.5 Показатель метиленового синего бурового раствора рассчитывают по формуле

(Б.13)

где MBT – показатель метиленового синего;

Vм.с. – объем использованного раствора метиленового синего, см3;

Vб.р. – объем бурового раствора, взятого для анализа, см3.

Б.15.6 Содержание коллоидных глинистых частиц рассчитывают по формуле

Ск.ч. = 14,25·МВТ. (Б.14)

Б.16 Определение щелочности фильтрата бурового раствора

Б.16.1 Определение щелочности проводят для оценки концентрации гидроксид-ионов

(ОН–), карбонат-ионов (СО2–

) и гидрокарбонат-ионов (НСО–) в фильтрате бурового раствора.

Б.16.2 Определение щелочности проводят в следующей последовательности. Фильтрат бурового раствора в количестве 1 см3 (или более) поместить в колбу для титрования вместимостью 50 см3, добавить две или более капли индикаторного раствора фенолфталеина до появления розовой окраски. Далее при перемешивании быстро титровать 0,02N раствором серной кислоты до появления первоначальной окраски фильтрата. Если образец окрашен таким образом, что изменение цвета фильтрата замаскировано, конечная точка может быть определена с помощью рН-метра, когда показатель активности водородных ионов раствора уменьшается до 8,3 единиц рН.

Б.16.3 Щелочность фильтрата по фенолфталеину (Pf) рассчитывают по формуле

(Б.15)

где Pf – щелочность фильтра по фенолфталеину;

V (H2SO4) – объем использованной 0,02N серной кислоты, см3;

Vф – объем фильтрата, взятого для анализа, см3.

Б.16.4 К образцу, оттитрованному до конечной точки Pf, добавляют две-три капли

раствора метилоранжевого индикатора. Далее при перемешивании быстро титровать 0,02N раствором серной кислоты, пока цвет фильтрата не изменится от желтого до розового. Конечная точка может быть также получена, когда рН образца понизится до 4,3.

Б.16.5 Щелочность фильтрата по метилоранжу (Mf) рассчитывают по формуле

(Б.16)

где Mf – щелочность фильтра по метилоранжу;

V (H2SO4) – объем использованной 0,02N серной кислоты, см3;

Vф – объем фильтрата, взятого для анализа, см3.

Б.16.6 Концентрацию по массе ионов гидроксила, карбоната и бикарбоната необходимо рассчитывать согласно таблице Б.1.

Та блица Б.1 – Концентрация ионов гидроксила, карбоната и бикарбоната

Соотношение Pf и Mf	Концентрация ионов, мг/л
Соотношение Pf и Mf	ОН–	2– СО3	– НСО3
Pf = 0	0	0	1220·Mf
2Pf < Mf	0	1220·Pf	1220·(Mf – 2Pf)
2Pf = Mf	0	1220·Pf	0
2Pf >Mf	340·(2Pf – Mf)	1220·(Mf – Pf)	0
Pf = Mf	340·Mf	0	0

Б.17 Определение общей жесткости фильтрата бурового раствора

Б.17.1 Фильтрат в количестве 1 см3 (или более) поместить в химический стакан вместимостью 150 см3. Разбавить дистиллированной водой до 50 см3. Добавить 2 см3 буферного раствора и перемешать. Добавить 2–6 капель индикатора жесткости и перемешать до получения винно-красной окраски образца. Перемешивая, титровать ЭДТА до изменения цвета от красного до голубого.

Б.17.2 Рассчитать общую жесткость, в пересчете на кальций, по формуле

(Б.17)

где О.Ж. – общая жесткость по кальцию, мг/л;

Vэдта – объем использованного раствора ЭДТА, см3;

Vф – объем фильтрата, взятого для анализа, см3.

Б.18 Определение содержания ионов кальция и магния в фильтрате бурового раствора Б.18.1 Определение содержания ионов кальция в фильтрате бурового раствора Б.18.1.1 Кальций может быть определен с помощью ЭДТА (стандартизованный дисо-

диум – этилендиамининтетраацетатдигидрат), если рН образца имеет достаточно высокое значение, так что магний выпадает в виде гидроксида и используется индикатор, специфический для кальция.

Б.18.1.2 Фильтрат в количестве 1 см3 (или более) поместить в химический стакан вме-

стимостью 150 см3. Разбавить дистиллированной водой до 50 см3. Добавить 10–15 см3 кальциевого буферного раствора (КОН) или достаточное количество каустической соды для создания рН 12–13. Добавить 0,1–0,2 г индикатора кальция Calver до получения винно-красной окраски образца. Перемешивая, титровать ЭДТА до изменения цвета от красного до голубого.

Б.18.1.3 Концентрацию ионов кальция рассчитывают по формуле (Б.18):

(Б.18)

где c[Са2+] – концентрация ионов кальция, мг/л;

Vэдта – объем использованного раствора ЭДТА, см3;

Vф – объем фильтрата, взятого для анализа, см3.

Б.18.2 Определение магния в фильтрате бурового раствора

Б.18.2.1 Концентрацию ионов магния необходимо вычислять по формуле (Б.19):

c[Mg 2+] = 0,6·(О.Ж.– c[Са2+]), (Б.19)

где c[Mg2+] – концентрация ионов магния, мг/л; О.Ж. – общая жесткость, мг/л;

c[Са2+] – содержание ионов кальция, мг/л.

Б.19 Определение содержания ионов хлора в фильтрате бурового раствора

Б.19.1 Определение хлорид-иона проводят аргентометрическим методом, который основан на взаимодействии хлор-ионов с ионами серебра в присутствии хромат-ионов.

Б.19.2 Поместить 1 см3 (или более) фильтрата бурового раствора в сосуд для титрова-

ния. Добавить 2–3 капли раствора фенолфталеина. Если фильтрат становится розовым, помешивая, добавить по капле 0,02N серную кислоту до исчезновения окраски. Добавить 25–50 см3 дистиллированной воды и 5–10 капель раствора хромата калия. Непрерывно перемешивая, титровать раствором нитрата серебра известной концентрации (0,282N или 0,0282N – в зависимости от содержания ионов хлора) до изменения цвета от желтого до оранжево-красного.

Б.19.3 Концентрацию хлорид-иона необходимо определять по формуле

(Б.20)

где c[Cl–] – содержание хлорид-иона, мг/л;

V(AgNO3) – объем раствора нитрата серебра 0,282N, израсходованного на титрование, см3;

Vф – объем фильтрата, взятого для анализа, cм3.

Б.20 Определение температур вспышки в открытом тигле Твсп

Б.20.1 Сущность определения температуры вспышки заключается в нагревании пробы ЭБР в открытом тигле с установленной скоростью до тех пор, пока не произойдет вспышка паров (температура вспышки) над его поверхностью от зажигательного устройства.

Б.20.2 Перед проведением испытаний отобранную пробу следует тщательно и осторожно перемешать. Аппарат установить на горизонтальном столе в таком месте, где нет замет-

ного движения воздуха и вспышка хорошо видна. Для защиты от движения воздуха аппарат с трех сторон окружить экраном или щитом. Перед проведением каждого испытания аппарат необходимо охладить. При работе с ЭБР, пары которого являются токсичными, аппарат следует поместить вместе с экраном или со щитом в вытяжной шкаф. При температуре на 56 °С ниже предполагаемой температуры вспышки движение воздуха в вытяжном шкафу следует поддерживать без создания сильных потоков над тиглем, для чего необходимо работать при закрытой верхней заслонке вентиляционного устройства вытяжного шкафа.

Б.20.3 Перед каждым испытанием тигель следует промыть растворителем. Углеродистые отложения удалить металлической щеткой. Затем тигель промыть холодной дистиллированной водой и высушить на открытом пламени или горячей электроплитке. Охладить тигель до температуры не менее чем на 56 °С ниже предполагаемой температуры вспышки и поместить его в аппарат. В тигель помещают термометр в строго вертикальном положении – так, чтобы нижний конец термометра находился на расстоянии 6 мм от дна тигля и на равном расстоянии от центра и от стенок тигля.

Б.20.4 Тигель заполнить ЭБР так, чтобы верхний мениск точно совпадал с меткой. При наполнении тигля выше метки избыток нефтепродукта удалить пипеткой или другим соответствующим приспособлением. После чего удалить пузырьки воздуха с поверхности пробы. Не допускается смачивание стенок тигля выше уровня жидкости.

Б.20.5 Тигель с пробой следует нагревать пламенем газовой горелки или при помощи электрообогрева сначала со скоростью 14–17 °С в минуту. Когда температура пробы будет приблизительно на 56 °С ниже предполагаемой температуры вспышки, скорость подогрева регулируют так, чтобы последние 28 °С перед температурой вспышки проба ЭБР нагревалась со скоростью 5–6 °С в минуту. Зажечь пламя зажигательного устройства и регулировать его таким образом, чтобы размер диаметра пламени был примерно 4 мм. Начиная с температуры не менее чем на 28 °С ниже температуры вспышки, каждый раз следует применять зажигательное устройство при повышении температуры пробы на 2 °С. Пламя зажигательного устройства следует перемещать в горизонтальном направлении, не останавливаясь над краем тигля, и проводить им над центром тигля в одном направлении в течение 1 с. При последующем повышении температуры перемещать пламя зажигания в обратном направлении.

Б.20.6 За температуру вспышки следует принимать температуру, показываемую термометром при появлении первого синего пламени над частью или над всей поверхностью испытуемой пробы ЭБР. В случае появления неясной вспышки она должна быть подтверждена последующей вспышкой через 2 °С. Голубой круг (ореол), который иногда образуется вокруг пламени зажигания, во внимание не принимают.

Б.20.7 Если барометрическое давление во время испытания ниже чем 95,3 кПа (715 мм рт.ст.), то необходимо к полученным значениям температуры вспышки ввести соответствующие поправки по таблице Б.2.

Та б л и ц а Б.2 – Значения поправок в зависимости от окружающего барометрического давления

Барометрическое давление, кПа (мм рт.ст.)	Поправка, °С
От 95,3 до 88,7 (от 715 до 665)	+2
От 88,6 до 81,3 (от 664 до 610)	+4
От 81,2 до 73,3 (от 609 до 550)	+6

Б.21 Определение напряжения пробоя Uпр (или электрической устойчивости – ЭУ)

Б.21.1 Перед началом измерений следует осмотреть электродный зонд и соединительный кабель, убедиться, что они сухие, не содержат повреждений и следов исследуемых растворов, отложения в зазоре между электродами зонда не допускаются.

Б.21.2 Пробу ЭБР пропустить через сетчатый фильтр условного вискозиметра, подогреть до температуры (50±2) °С, залить в стеклянную или пластиковую термостойкую емкость в количестве, достаточном для погружения зонда до половины его длины. Пробу ЭБР с помощью зонда перемешать в течение примерно 10 с для обеспечения гомогенного состава и единой температуры. Б.21.3 Установить зонд таким образом, чтобы он не касался дна и стенок емкости при полностью погруженных в раствор электродах. Нажать на кнопку PUSH TO READ (пуск измерения). Индикаторное табло начнет отображение линейного изменения напряжения. Показания стабилизируются, как только напряжение достигнет порогового значения, достаточного для прохождения тока между электродами зонда. Записать показания индикаторного

табло, отпустить кнопку PUSH TO READ.

Б.21.4 Провести два определения порогового напряжения согласно вышеизложенной процедуре. Результат считается положительным, если полученные значения отличаются не более чем на 5%. Напряжение пробоя (показатель электрической устойчивости) ЭБР следует рассчитывать как среднеарифметическое из двух определений порогового напряжения. В результатах необходимо указать температуру пробы ЭБР при испытании.

Библиография

[1] Концепция технического регулирования в ОАО «Газпром» (утверждена приказом ОАО «Газпром» от 17 сентября 2009 г. № 302)

[2] Федеральный закон от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»

[3] Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 29-99

[4] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ-08-624-03

Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[5] Положение о метрологической службе Открытого акционерного общества «Газпром» (утвержденное приказом ОАО «Газпром» от 11 июня 2004 г. № 35)

[6] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 23-05-95

[7] Руководящий документ ОАО НПО «Бурение»

РД 39-00147001-773-2004

Естественное и искусственное освещение

Методика контроля параметров буровых растворов

[8] Стандарт Международной организации по стандартизации

ISO 10414-1:2008*

Промышленность нефтяная и газовая. Полевые испытания буровых растворов. Часть 1. Растворы на водной основе

[9] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-251-2003

Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров (пластической вязкости, предельного динамического напряжения сдвига, показателя нелинейности, показателя консистенции, эффективной вязкости, динамического напряжения сдвига, статического напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре OFITE-800 (США)

[10] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-254-98

Инструкция по предупреждению ГВНП и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности

*Полный текст стандарта Международной организации стандартизации можно приобрести в Российском научно-техническом центре информации по стандартизации, метрологии и оценке соответствия (ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ»): тел. (495) 719-78-20, e-mail: info@gostinfo.ru

[11] Нормы бесплатной выдачи сертифицированных специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам филиалов, структурных подразделений, дочерних обществ и организаций Открытого акционерного общества «Газпром» (приложение к постановлению Минтрудсоцразвития России от 07 апреля 2004 г. № 43)

[12] Технические условия ОАО «Азимут»

ТУ 4317-003-04698227-2001

Ареометр АБР-1М

[13] Сборник инструкций фирмы «OFITE» OFI TESTING EQUIPMENT, INC. INSTRUCTIONS. OFITE (США), 2001

[14] Технические условия Машприборинторга ТУ 25-04-1477-71

Вискозиметр полевой ВП-5

[15] Технические условия ОАО «Азимут»

ТУ 4315-001-04698227-2001

Вискозиметр ВБР-2

[16] Технические условия ОАО «Златоустовский часовой завод»

ТУ 25-184.003-90

Секундомеры механические

[17] Технические условия ЗАО «ЭКСИС»

ТУ 4211-007-70203816-2007

Портативный измеритель температуры ИТ-17К-02

[18] Технические условия Бакинского приборостроительного завода ТУ 25-04.2765-77

Прибор СНС-2

[19] Технические условия ОАО «Азимут»

ТУ 4317-002-04698227-2001

Прибор ВМ-6 М

[20] Технические условия ОАО НПО «Прибор»

ТУ 4318-061-00158758-2004

Прибор для исследования фрикционных свойств глинистых корок ФСК 4

[21] Технические условия Машприборинторга ТУ 25-08-261-67

Цилиндр стабильности ЦС-2

[22] Технические условия

ГП НПО «Нефтехимавтоматика» ТУ 38.110488-88

Аппарат для определения температуры вспышки в открытом тигле ТВО

ОКС 75.020, ОКС 19.020

Ключевые слова: буровые растворы, полевые испытания, контролируемые технологические параметры, периодичность контроля, требования к выполнению испытаний

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой

Подписано в печать 24.08.2011 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 80 экз. Уч.Hизд. л. 5,2. Заказ ИД-26689.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719H64H75, (499) 580H47H42.

Отпечатано в ООО «Полиграфический комплекс Локус Станди»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ.

ПОЛЕВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

СТО Газпром 7.3-002-2010

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

Содержание

Введение

Область применения

Нормативные ссылки

Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

Общие положения

Требования к условиям проведения полевых испытаний буровых растворов

Требования к отбору и подготовке проб буровых растворов для проведения полевых испытаний

Требования к выполнению полевых испытаний буровых растворов

Требования к оформлению результатов полевых испытаний буровых растворов

Требования по безопасности

Перечень, характеристика и назначение средств измерений для выполнения полевых испытаний буровых растворов

Особенности выполнения измерений технологических параметров буровых растворов

Библиография