ISO 13501:2005
(Main)Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing systems evaluation
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing systems evaluation
ISO 13501:2005 provides a standard procedure for assessing and modifying performance of solids control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing. ISO 13501:2005 is not intended for the comparison of similar types of individual pieces of equipment.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage — Évaluation des systèmes de traitement
L'ISO 13501:2005 fournit un mode opératoire normalisé pour l'évaluation et la modification des performances des systèmes d'équipements de contrôle des solides, couramment utilisés dans le domaine du traitement des fluides de forage de pétrole et de gaz naturel. Il n'est pas prévu que ce mode opératoire soit utilisé pour comparer des types similaires d'équipements particuliers.
General Information
Relations
Buy Standard
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13501
First edition
2005-12-01
Petroleum and natural gas industries —
Drilling fluids — Processing systems
evaluation
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage —
Évaluation des systèmes de traitement
Reference number
ISO 13501:2005(E)
©
ISO 2005
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
PDF disclaimer
This PDF file may contain embedded typefaces. In accordance with Adobe's licensing policy, this file may be printed or viewed but
shall not be edited unless the typefaces which are embedded are licensed to and installed on the computer performing the editing. In
downloading this file, parties accept therein the responsibility of not infringing Adobe's licensing policy. The ISO Central Secretariat
accepts no liability in this area.
Adobe is a trademark of Adobe Systems Incorporated.
Details of the software products used to create this PDF file can be found in the General Info relative to the file; the PDF-creation
parameters were optimized for printing. Every care has been taken to ensure that the file is suitable for use by ISO member bodies. In
the unlikely event that a problem relating to it is found, please inform the Central Secretariat at the address given below.
© ISO 2005
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any means,
electronic or mechanical, including photocopying and microfilm, without permission in writing from either ISO at the address below or
ISO's member body in the country of the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2005 – All rights reserved
---------------------- Page: 2 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms. 1
4 Requirements . 12
5 Drilled solids removal — System performance . 12
6 Rigsite evaluation of drilled-solids management equipment. 17
7 Practical operational guidelines. 21
8 Conductance of shale-shaker screens.30
9 Shale-shaker screen designation. 35
10 Non-blanked area of shale-shaker screen panel . 43
11 Shale-shaker screen labelling . 45
Annex A (informative) Derivation of capture equation . 49
Bibliography . 51
© ISO 2005 – All rights reserved iii
---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 13501 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 3, Drilling and completion fluids,
and well cements.
iv © ISO 2005 – All rights reserved
---------------------- Page: 4 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
Introduction
This International Standard covers equipment which is commonly used in petroleum and natural gas drilling
fluids processing. This equipment can be purchased or rented from multiple sources, and is available
worldwide. No single-source or limited-source equipment is included, either by inference or reference.
International Standards are published to facilitate communications between purchasers and manufacturers, or
provide interchangeability between similar equipment and materials purchased from different manufacturers
and/or at different times, and to provide an adequate level of safety when the equipment or materials are
utilized in the manner and for the purposes intended. This International Standard provides minimum
requirements and is not intended to inhibit anyone from purchasing or using equipment made to other
standards. This International Standard is subject to periodic review and can be revised or withdrawn at such
time as deemed appropriate.
The purpose of this International Standard is to provide a method of assessing the performance of solids
control equipment systems in the field. It includes procedures for evaluation of shale shakers, centrifugal
pumps, degassers, hydrocyclones, mud cleaners and centrifuges, as well as an entire system evaluation.
Shale-shaker screenLabelling and separation potential of shale-shaker screens have been addressed as part
of this International Standard.
This International Standard is based on API RP 13C, third edition, December 2004 (for drilling fluid processing
equipment) and shale-shaker screen API RP 13E, third edition, May 1, 1993 (for shale-shaker screens).
ISO publications may be used by anyone desiring to do so. Every effort has been made to assure the
accuracy and reliability of the data contained in them; however, no representation, warrant or guarantee in
connection with this publication is made by ISO. ISO hereby expressly disclaims any liability, or responsibility
for loss or damage resulting from use of this International Standard or for the violation of any federal, state or
municipal regulation with which this publication may conflict.
Standards are published to facilitate the broad availability of proven, sound engineering and operating
practices. Users of this International Standard should be aware that further or differing requirements may be
needed for individual applications. This International Standard is not intended to inhibit a vendor from offering,
or the purchaser from accepting, alternative equipment or engineering solutions for the individual application.
This may be particularly applicable where there is innovative or developing technology. Where an alternative
is offered, the vendor should identify any variations from this International Standard and provide details.”
Any manufacturer marking equipment or materials in conformance with the marking requirements is solely
responsible for complying with all the applicable requirements of that standard. ISO does not represent,
warrant, or guarantee that such products do in fact conform to the applicable International Standard.
© ISO 2005 – All rights reserved v
---------------------- Page: 5 ----------------------
INTERNATIONAL STANDARD ISO 13501:2005(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids —
Processing systems evaluation
1 Scope
This International Standard provides a standard procedure for assessing and modifying performance of solids
control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing.
This procedure is not intended for the comparison of similar types of individual pieces of equipment.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 3310-1, Test sieves — Technical requirements and testing — Part 1: Test sieves of metal wire cloth
ANSI/AWWA Standard C700, Cold-water meters — Displacement type, bronze main case
API, Manual of Petroleum Measurement Standards
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1 Terms and definitions
3.1.1
addition section
compartment(s) in the surface drilling fluid system between the removal section and the suction section which
provides a well-agitated compartment(s) for the addition of commercial products such as chemicals,
necessary solids and liquids
3.1.2
agitator
mechanical stirrer
mechanically driven mixer that stirs the drilling fluid by turning an impeller near the bottom of a mud
compartment to blend additives, suspend solids and maintain a uniform consistency of the drilling fluid
3.1.3
aperture
〈screen cloth〉 opening between the wires in a screen cloth
3.1.4
aperture
〈screen surface〉 opening in a screen surface
© ISO 2005 – All rights reserved 1
---------------------- Page: 6 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.5
apex
opening at lower end of a hydrocyclone
3.1.6
API sand
〈physical description〉 particles in a drilling fluid that are too large to pass through a 74 µm sieve (API 200
screen)
NOTE 1 Its amount is expressed as a volume fraction (percent) of drilling fluid.
NOTE 2 Particle size is a descriptive term; the particles can be shale, limestone, wood, gold or any other material.
3.1.7
API screen number
mesh, obsolete
mesh count, obsolete
number in an API system used to designate the D100 separation range of a mesh screen cloth
cf. D100 separation (3.1.23)
NOTE 1 The term mesh was formerly used to refer to the number of openings (and fraction thereof) per linear inch in a
screen, counted in both directions from the centre of a wire. This term is being replaced by the API screen number.
NOTE 2 Mesh count was formerly used to describe the fineness of a square or rectangular mesh screen cloth. For
example, a mesh count such as 30 × 30 or often 30 mesh indicates a square mesh, while a designation such as
70 x 30 mesh indicates rectangular mesh. This term is being replaced by the API screen number.
NOTE See 9.6 for further information.
3.1.8
backing plate
support plate attached to the back of screen cloth(s)
3.1.9
baffle
plate or obstruction built into a compartment to change the direction of fluid flow
3.1.10
barite
baryte
natural barium sulfate (BaSO ) used for increasing the density of drilling fluids
4
NOTE International Standards require a minimum specific gravity of 4,20 for barite, but do not specify that the
material must be barium sulfate. Commercial ISO 13500 barite can be produced from a single ore or a blend of ores, and
can be a straight-mined product or processed by flotation methods. It can contain accessory minerals other than barium
sulfate (BaSO ). Because of mineral impurities, commercial barite can vary in colour from off-white to grey to red or brown.
4
Common accessory minerals are silicates such as quartz and chert, carbonate compounds such as siderite and dolomite,
and metallic oxide and sulfide compounds.
3.1.11
blinding
reduction of open area in a screening surface caused by coating or plugging
3.1.12
bonding material
material used to secure screen cloth to a backing plate or support screen
2 © ISO 2005 – All rights reserved
---------------------- Page: 7 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.13
centrifugal pump
machine for moving fluid by spinning it using a rotating impeller in a casing with a central inlet and a tangential
outlet
NOTE The path of the fluid is an increasing spiral from the inlet at the centre to the outlet, tangent to the impeller
annulus. In the annular space between the impeller vane tips and the casing wall, the fluid velocity is roughly the same as
that of the impeller vane tips. Useful work is produced by the pump when some of the spinning fluid flows out of the casing
tangential outlet into the pipe system. Power from the motor is used to accelerate the fluid entering the inlet up to the
speed of the fluid in the annulus. Some of the motor power is expended as friction of the fluid in the casing and impeller.
3.1.14
centrifuge
device, rotated by an external force, for the purpose of separating materials of various masses (depending
upon specific gravity and particle sizes) from a slurry to which the rotation is imparted primarily by the rotating
containing walls
NOTE In a weighted drilling fluid, a centrifuge is usually used to eliminate colloidal solids.
3.1.15
check section
suction section
last active section in the surface system which provides a location for rig pump and mud hopper suction, and
ideally is large enough to check and adjust drilling fluid properties before the drilling fluid is pumped downhole
3.1.16
clay mineral
soft variously coloured earth, commonly hydrous silicate of alumina
NOTE Clay minerals are essentially insoluble in water but disperse under hydration, grinding, heating or velocity
effects. Particle sizes of clay mineral can vary from sub-micrometre to larger than 100 µm.
3.1.17
clay particle
colloidal particles of clay mineral having less than 2 µm equivalent spherical diameter
cf. colloidal solid (3.1.20)
3.1.18
coating
〈substance〉 material adhering to a surface to change the properties of the surface
cf. blinding (3.1.11)
3.1.19
coating
〈physical process〉 procedure by which material forms a film that covers the apertures of the screening surface
cf. blinding (3.1.11)
3.1.20
colloidal solid
particle of diameter less than 2 µm
NOTE This term is commonly used as a synonym for clay particle size.
© ISO 2005 – All rights reserved 3
---------------------- Page: 8 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.21
conductance
permeability per unit thickness of a static (not in motion) shale-shaker screen
1)
NOTE It is expressed in units of kilodarcies/millimetre.
3.1.22
cuttings
formation pieces dislodged by the drill bit and brought to the surface in the drilling fluid
NOTE Field practice is to call all solids removed by the shaker screen “cuttings,” although some can be sloughed
material.
3.1.23
D100 separation
particle size, expressed in micrometres, determined by plotting the percentage of aluminium oxide sample
separated by the test screen on the plot of cumulative mass fraction (as percent) retained versus U.S. Sieve
Opening (expressed in micrometres) for the sieve analysis of the aluminium oxide test sample
NOTE 100 % of the particles larger than the D100 separation are retained by the test screen.
3.1.24
decanting centrifuge
centrifuge which removes solids from a feed slurry by rotating the liquid in cylindrical bowl at high speed and
discharges the larger particles as a damp underflow
NOTE Colloidal solids are discharged with the liquid overflow, or light slurry. The decanting centrifuge has an internal
auger that moves solids that have settled to the bowl walls out of a pool of liquid and to the underflow.
3.1.25
density
mass divided by volume
3
NOTE 1 In the SI system, density is expressed in kilograms per cubic metre (kg/m ); In United States Customary units
3
it is expressed as pounds per gallon (lb/gal) or pounds per cubic foot (lb/ft ).
NOTE 2 Drilling fluid density is commonly referred to as “drilling fluid weight” or “mud weight.”
3.1.26
desander
hydrocyclone, having an inside diameter of 152 mm (6 in) or larger, that removes a high proportion of the
particles of diameter 74 µm and larger from a drilling fluid
3.1.27
desilter
hydrocyclone having an inside diameter less than 152 mm (6 in)
3.1.28
dilution
method of decreasing the drilled-solids content of a slurry by addition of a material(s) other than drilled solids,
usually a clean drilling fluid
1) The darcy is not an SI unit. The SI unit of permeability to fluid flow is defined as the amount of permeability that
3 2
permits 1 m of fluid of a viscosity of 1 pascal per second to flow through a section 1 m thick with a cross section of 1 m in
12
1 second at a pressure difference of 1 pascal. That unit has no special name. The SI unit of permeability = 1,013 25 × 10
darcy.
4 © ISO 2005 – All rights reserved
---------------------- Page: 9 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.29
dilution factor
ratio of the actual volume of clean drilling fluid required to maintain a targeted drilled-solids concentration to
the volume of drilling fluid required to maintain the same drilled-solids fraction over the same specified interval
of footage with no drilled-solids removal system
3.1.30
drilled solids
formation solids which enter the drilling-fluid system, whether produced by the drill bit or from the side of the
borehole
3.1.31
drilled-solids fraction
average volume fraction of drilled solids maintained in the drilling fluid over a specified interval of footage
3.1.32
drilled-solids removal system
all equipment and processes used while drilling a well that remove the solids generated from the hole and
carried by the drilling fluid
NOTE These processes include settling, screening, desanding, desilting, centrifuging and dumping.
3.1.33
drilled-solids removal system performance
measure of the removal of drilled solids by surface solids-control equipment
NOTE The calculation is based on a comparison of the dilution required to maintain the desired drilled-solids content,
with that which would have been required if none of the drilled solids were removed.
3.1.34
drilling fluid
any liquid or slurry pumped down the drill string and up the annulus of a hole during the drilling operation
3.1.35
eductor
〈fluid stream〉 device utilizing a fluid stream discharging under high pressure from a jet through an annular
space to create a low pressure region
NOTE When properly arranged, it can evacuate degassed drilling fluid from a vacuum-type degasser or pull solids
through a hopper.
3.1.36
eductor
〈pressure jet〉 device using a high velocity jet to create a low pressure region (Bernoulli Principle) which draws
liquid or dry material to be blended with the drilling fluid
3.1.37
effluent
discharge of liquid, generally a stream, after some attempt at separation or purification has been made
3.1.38
equalizer
opening for flow between compartments in a surface fluid-holding system which allows all compartments to
maintain the same fluid level
3.1.39
flow capacity
rate at which equipment, such as a shaker, can process drilling fluid and solids
NOTE It is a function of many variables, including shaker configuration, design and motion, drilling fluid rheology,
solids loading, and blinding by near-size particles.
© ISO 2005 – All rights reserved 5
---------------------- Page: 10 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.40
flow line
piping or trough which directs drilling fluid from the rotary nipple to the surface drilling-fluid system
3.1.41
flow rate
volume of liquid or slurry which moves through a pipe in one unit of time
NOTE It is expressed as cubic metres per minute, gallons per minute, barrels per minute, etc.
3.1.42
foam
〈phase system〉 two-phase system, similar to an emulsion, in which the dispersed phase is air or gas
3.1.43
foam
〈floating material〉 bubbles floating on the surface of the drilling fluid
NOTE The bubbles are usually air-cut drilling fluid but can be formation gasses.
3.1.44
gumbo
cuttings that agglomerate and form a sticky mass as they are circulated up the wellbore
3.1.45
head
height that a fluid column would reach in an open-ended pipe if the pipe were attached to the point of interest
NOTE The head at the bottom of a 300 m (1 000 ft) well is 300 m (1 000 ft), but the pressure at that point depends
upon the density of the drilling fluid in the well.
3.1.46
high specific gravity solids
solids added to a drilling fluid specifically to increase drilling-fluid density
NOTE Barite (specific gravity = 4,2) and haematite (specific gravity = 5,05) are the most common.
3.1.47
hook strip
hooks on the edge of a screen section of a shale shaker which accept the tension member for screen
mounting
3.1.48
hopper
mud hopper
large funnel- or coned-shaped device into which dry components are poured to uniformly mix the components
with liquids or slurries that are flowing through the lower part of the cone
3.1.49
hydrocyclone
cone
cyclone
liquid-solids separation device utilizing centrifugal force for settling
NOTE Fluid enters tangentially and spins inside the hydrocyclone The heavier solids settle to the walls of the
hydrocyclone and move downward until they are discharged at the hydrocyclone apex. The spinning fluid travels partway
down the hydrocyclone and back up to exit out the top of the hydrocyclone through a vortex finder.
6 © ISO 2005 – All rights reserved
---------------------- Page: 11 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.50
impeller
spinning disc in a centrifugal pump with protruding vanes used to accelerate the fluid in the pump casing
3.1.51
manifold
length of pipe with multiple connections for collecting or distributing drilling fluid
3.1.52
Marsh funnel viscosity
funnel viscosity
viscosity measured with the instrument used to monitor drilling fluid
3
NOTE A Marsh funnel is a tapered container with a fixed orifice at the bottom so that, when filled with 1 500 cm of
3
fresh water, 946 cm (one quart) will drain in 26 s. It is used for comparison values only and not to diagnose drilling fluid
problems. See ISO 10414-1 (API RP 13B-1) and ISO 10414-2 (API RP 13B-2).
3.1.53
mud
slurry of insoluble and soluble solids in either a water, synthetic or oil continuous-phase fluid
cf. drilling fluid (3.1.34).
3.1.54
mud balance
beam-type balance used in determining drilling fluid density
NOTE See ISO 10414-1 and ISO 10414-2.
3.1.55
mud cleaner
combination of hydrocyclones and screens in series with the underflow of the hydrocyclones
NOTE The hydrocyclone overflow returns to the drilling fluid, while the underflow of the hydrocyclones is processed
through a vibrating screen. The screen is usually of size API 150 or finer. The screen solids discharge is discarded while
the liquid and solids passing through the screen are returned to the drilling fluid.
3.1.56
mud compartment
subdivision of the removal, addition or check/suction sections of a surface system
3.1.57
mud gun
submerged nozzle used to stir drilling fluid with a high-velocity stream
3.1.58
near-size particle
particle whose size is close to the size of the openings in the screen through which its passage is under
evaluation
3.1.59
oil-based drilling fluid
drilling fluid in which the continuous phase is not miscible with water, and water or brine is the dispersed
phase
NOTE Oil-based drilling fluids are usually referred to as non-aqueous drilling fluids, or NAF.
© ISO 2005 – All rights reserved 7
---------------------- Page: 12 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.60
overflow
centrate
discharge stream from a centrifugal separation that contains a higher percentage of liquids than does the feed
3.1.61
particle
discrete unit of solid material that consists of a single grain or of any number of grains stuck together
3.1.62
particle size distribution
mass, or net volume, classification of solid particles into each of the various size ranges as a percentage of
the total solids of all sizes in a fluid sample
3.1.63
plastic viscosity
measure of the high-shear-rate viscosity which depends upon the number, shape and size of solids and the
viscosity of the liquid phase
NOTE Plastic viscosity is calculated by subtracting the 300 r/min concentric cylinder viscometer reading from the
600 r/min concentric cylinder viscometer reading (see ISO 10414-1 and ISO 10414-2).
3.1.64
plugging
wedging or jamming of openings in a screening surface by near-size particles, preventing passage of
undersize particles and leading to the blinding of the screen (see blinding)
3.1.65
possum belly
compartment, or back tank, on a shale shaker into which the flow line discharges, and from which drilling fluid
is either fed to the screens or is bypassed, if necessary
3.1.66
removal section
first section in the surface drilling-fluid system, consisting of a series of compartments to remove gas and
undesirable solids
3.1.67
retort
instrument used to distil oil, water and other volatile material in a drilling fluid
NOTE The amount of volatile fluid is used to determine oil, water and total solids contents as volume fraction percent,
expressed as a percent (see ISO 10414-1 or ISO 10414-2).
3.1.68
sand trap
first compartment and the only unstirred or unagitated compartment in a surface system, and intended as a
settling compartment
3.1.69
screen cloth
type of screening surface woven in square, rectangular or slotted openings
3.1.70
screening
mechanical process resulting in a division of particles on the basis of size by their acceptance or rejection by a
screening surface
8 © ISO 2005 – All rights reserved
---------------------- Page: 13 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.71
shale shaker
mechanical device that separates cuttings and large solids from a drilling fluid
NOTE The separation methods can include vibrating screens, rotating cylindrical screens, etc.
3.1.72
sieve
laboratory screen with wire-mesh or electronically-punched holes of known dimensions
3.1.73
sieve analysis
classification by mass of solid particles passing through or retained on a sequence of screens with decreasing
aperture sizes
NOTE Sieve analysis can be carried out by wet or dry methods.
3.1.74
slug tank
small compartment, normally adjacent to the suction compartment, used to mix special fluids to pump
downhole
NOTE Slug tanks are most commonly used to prepare a small volume of weighted drilling fluid before a drillstem trip
in and out of the borehole.
3.1.75
suction compartment
〈general〉 any compartment from which a pump removes fluid
3.1.76
suction compartment
〈specific〉 area of the check/suction section that supplies drilling fluid to the suction of the drilling-fluid pumps
3.1.77
sump
pan or lower compartment below the lowest shale-shaker screen
3.1.78
tensioning
stretching of a screening surface of a shale shaker to the proper tension while positioning it within the vibrating
frame
3.1.79
total dilution
volume of drilling fluid that would be built to maintain a specified volume fraction of drilled solids over a
specified interval of footage if there were no solids removal system
3.1.80
total non-blanked area
net unblocked area that will permit the passage of fluid through a screen
NOTE 1 It is expressed in square metres (square feet).
NOTE 2 Some screen designs can eliminate as much as 40 % of the gross screen panel area from fluid flow due to
backing-plate and bonding-material blockage.
3.1.81
trip tank
gauged and calibrated vessel used to account for fill and displacement volumes as pipe is pulled from and run
into the hole
NOTE Close observation allows early detection of formation fluid entering a wellbore and of drilling fluid loss to a
formation.
© ISO 2005 – All rights reserved 9
---------------------- Page: 14 ----------------------
ISO 13501:2005(E)
3.1.82
underflow
〈centrifugal separator〉 discharge stream from a centrifugal separator that contains a higher percentage of
solids than does the feed
3.1.83
underflow
〈screen separator〉 discharge stream from a screen separator that contains a lower percentage of solids than
does the feed
3.1.84
unoccluded
unobstructed area of a screen opening
3.1.85
unweighted drilling fluid
drilling fluid that does not contain commercial suspended solids added for the purpose of increasing the
density of the drilling fluid
3.1.86
viscosity
ratio of shear stress to shear rate
NOTE 1 In the SI system, viscosity is expressed
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13501
Première édition
2005-12-01
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Fluides de forage — Évaluation des
systèmes de traitement
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing
systems evaluation
Numéro de référence
ISO 13501:2005(F)
©
ISO 2005
---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2005
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Version française parue en 2011
Publié en Suisse
ii © ISO 2005 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 2 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction.v
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives.1
3 Termes, définitions, symboles et termes abrégés.1
4 Exigences.12
5 Élimination des solides de forage — Performances du système .13
6 Évaluation in situ des équipements de gestion des solides de forage .18
7 Recommandations d'ordre pratique.22
8 Conductivité des cribles de tamis vibrants .32
9 Désignation du crible de tamis vibrant .38
10 Surface non obstruée d'un panneau de crible de tamis vibrant .48
11 Étiquetage de cribles de tamis vibrant.50
Annex A (informative) Dérivation de l'équation de capture.54
Bibliographie.56
© ISO 2005 – Tous droits réservés iii
---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 13501 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 3, Fluides de forage et de
complétion, et ciments à puits.
iv © ISO 2005 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 4 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
Introduction
La présente Norme internationale couvre des équipements couramment utilisés dans le traitement des fluides
de forage de pétrole et de gaz naturel. Ces équipements peuvent être achetés ou loués auprès de diverses
sources et sont disponibles dans le monde entier. Aucun équipement ayant une source d'approvisionnement
unique ou limitée n'est implicitement ou explicitement inclus.
Les Normes internationales sont publiées pour faciliter les communications entre acheteurs et fabricants ou
assurer l'interchangeabilité entre des équipements et des matériaux similaires achetés auprès de différents
fabricants et/ou à différents moments ainsi que pour fournir un niveau approprié de sécurité lorsque les
équipements ou les matériaux sont utilisés selon la manière et aux fins prévues. La présente Norme
internationale fournit des exigences minimales et n'est pas destinée à interdire à quiconque d'acheter ou
d'utiliser des équipements fabriqués selon d'autres normes. La présente Norme internationale est soumise à
des réexamens périodiques et peut être révisée ou retirée à tout moment si cela est jugé nécessaire.
L'objet de la présente Norme internationale est de fournir une méthode d'évaluation de la performance des
systèmes d'équipements de contrôle des solides sur le terrain. Elle comporte des modes opératoires
d'évaluation des tamis vibrants, des pompes centrifuges, des dégazeurs, des hydrocyclones, des filtres de
boues et des centrifugeuses, ainsi qu'une évaluation de l'ensemble du système. L'étiquetage et le potentiel de
séparation des cribles des tamis vibrants ont également été traités dans le cadre de la présente Norme
internationale.
La présente Norme internationale est fondée sur l'API RP 13C, troisième édition de décembre 2004 (pour les
équipements de traitement de fluides de forage) et sur l'API RP 13E, troisième édition du 1er mai 1993 (pour
les cribles de tamis vibrants).
Les publications de l'ISO peuvent être utilisées par toute personne qui le souhaite. Tous les efforts possibles
ont été accomplis pour assurer la précision et la fiabilité des données qu'elles contiennent. Cependant, l'ISO
ne fait aucune déclaration, et ne donne aucun engagement ou garantie formels liés à la présente publication.
Par les présentes, l'ISO décline expressément toute responsabilité matérielle ou financière pour des pertes ou
dommages résultant de l'utilisation de la présente Norme Internationale ou de la violation d'une éventuelle
réglementation fédérale, étatique ou municipale qui pourrait être en conflit avec la présente publication.
Les normes sont publiées pour mettre, à la disposition du plus grand nombre, des pratiques techniques et
opérationnelles saines et éprouvées. Il convient d'informer les utilisateurs de la présente Norme internationale
que des exigences complémentaires ou différentes peuvent être nécessaires pour des applications
particulières. La présente Norme internationale n'a pas pour intention d'empêcher un vendeur de proposer, ou
un acheteur d'accepter, d'autres équipements ou solutions techniques pour une application particulière. Cela
peut notamment s'appliquer dans le cas de technologies innovantes ou en cours de développement.
Lorsqu'une alternative est proposée, il convient que le vendeur identifie tous les écarts par rapport à la
présente Norme internationale et en fournisse les détails.
Lorsqu'un fabricant appose sur ses équipements ou ses matériels un marquage de conformité aux exigences
d'une norme, il doit uniquement satisfaire à l'ensemble des exigences applicables de ladite norme. En aucune
manière l'ISO ne déclare, ne certifie ou ne garantit que lesdits produits sont en fait conformes à la Norme
internationale applicable.
© ISO 2005 – Tous droits réservés v
---------------------- Page: 5 ----------------------
NORME INTERNATIONALE ISO 13501:2005(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage —
Évaluation des systèmes de traitement
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale fournit un mode opératoire normalisé pour l'évaluation et la modification des
performances des systèmes d'équipements de contrôle des solides, couramment utilisés dans le domaine du
traitement des fluides de forage de pétrole et de gaz naturel.
Il n'est pas prévu que ce mode opératoire soit utilisé pour comparer des types similaires d'équipements
particuliers.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables à l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document référencé (y compris les amendements) s'applique.
ISO 3310-1, Tamis de contrôle — Exigences techniques et vérifications — Partie 1: Tamis de contrôle en
tissus métalliques
ANSI/AWWA Standard C700, Cold-water meters — Displacement type, bronze main case
API, Manual of Petroleum Measurement Standards
3 Termes, définitions, symboles et termes abrégés
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
3.1 Termes et définitions
3.1.1
section Addition
compartiment(s) dans le système de surface de fluide de forage situé(s) entre la section Élimination et la
section Aspiration, fournissant un(des) compartiment(s) d'agitation pour l'ajout de produits commerciaux tels
que des produits chimiques ainsi que les solides et liquides nécessaires
3.1.2
agitateur
agitateur mécanique
mélangeur à entraînement mécanique qui malaxe le fluide de forage en faisant tourner une roue à proximité
d'un compartiment de boue afin de mélanger les additifs, les solides en suspension et de maintenir une
consistance uniforme du fluide de forage
3.1.3
ouverture; largeur de maille
〈toile de crible〉 ouverture entre les fils d'une toile de crible
© ISO 2005 – Tous droits réservés 1
---------------------- Page: 6 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.4
ouverture
dimension d’ouverture
〈surface criblante〉 dimension des orifices sur la surface criblante
3.1.5
orifice de pointe
ouverture située à l'extrémité inférieure d'un hydrocyclone
3.1.6
sable API
〈description physique〉 particules dans un fluide de forage trop grandes pour passer à travers un tamis de
74 µm (crible API 200)
NOTE 1 La quantité correspondante est exprimée en fraction volumique (pourcentage) du fluide de forage.
NOTE 2 Le terme taille de particules (dimension granulométrique) est descriptif; les particules peuvent être de l'argile,
du calcaire, du bois, de l'or ou tout autre matériau.
3.1.7
numéro de crible API
maille (désuet)
nombre de fils (désuet)
numéro dans un système API utilisé pour désigner la plage de séparation D100 d'une toile de crible à mailles
voir séparation D100 (3.1.23)
NOTE 1 Le terme maille était autrefois utilisé pour faire référence au nombre d'ouvertures (et fractions
correspondantes) par pouce linéaire sur un crible donné, comptées dans les deux sens à partir du centre d'un fil. Le terme
est peu à peu remplacé par le numéro de crible API.
NOTE 2 Le terme nombre de fils était autrefois utilisé pour décrire la finesse d'une toile de crible carrée ou
rectangulaire. Par exemple, un nombre de fils tel que 30 × 30 ou bien souvent 30 tout simplement indique un maillage
carré tandis qu'une désignation telle que 70 x 30 indique un maillage rectangulaire. Ce terme est peu à peu remplacé par
le numéro de tamis API.
NOTE Voir 9.6 pour des informations supplémentaires.
3.1.8
contre-plaque
plaque d'appui fixée à l'arrière de la (des) toile(s) de crible
3.1.9
chicane
plaque ou obstacle intégré(e) dans un compartiment et destiné(e) à modifier le sens d'écoulement d'un fluide
3.1.10
barytine
baryte
sulfate de baryum (BaSO ) naturel utilisé pour augmenter la masse volumique des fluides de forage
4
NOTE Les Normes internationales exigent une densité minimale de 4,20 pour la baryte, mais ne précisent pas que le
matériau doit être du sulfate de baryum. La baryte de qualité commerciale définie par l'ISO 13500 peut être produite à
partir d'un seul minerai ou d'un mélange de minerais; il peut s'agir d'un minerai directement extrait ou traité par des
4
procédés de flottation. Elle peut contenir des minéraux accessoires autres que le sulfate de baryum (BaSO ). Du fait des
impuretés minérales qu'elle peut contenir, la baryte de qualité commerciale peut avoir diverses couleurs allant du blanc
cassé au rouge ou au brun, en passant par le gris. Les minéraux accessoires les plus communs sont les silicates, tels que
le quartz et le chert (cornéenne), les composés carbonatés tels que la sidérite et la dolomie, ainsi que les composés
d'oxyde métallique et de sulfure.
2 © ISO 2005 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 7 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.11
colmatage
réduction de la proportion de vide dans une surface criblante due à un dépôt ou à l'obstruction
3.1.12
matériau de liaison
matériau utilisé pour fixer la toile de crible à une contre-plaque ou à un écran-support
3.1.13
pompe centrifuge
machine utilisée pour déplacer un fluide en le faisant tourner au moyen d'une roue mobile enfermée dans un
carter muni d'un orifice d'admission central et d'un orifice de sortie tangentiel
NOTE La trajectoire du fluide est une spirale croissante depuis l'admission au centre jusqu'à la sortie, tangente à
l'espace annulaire de la roue à aubes. Dans l'espace annulaire entre les extrémités des aubes de la roue et la paroi du
carter, la vitesse du fluide est approximativement identique à celle des extrémités d'aubes. La pompe produit un travail
utile lorsqu'une partie du fluide en rotation s'écoule par la sortie tangentielle du carter dans le système de canalisation. La
puissance du moteur est utilisée pour accélérer la vitesse du fluide pénétrant dans l'orifice d'entrée jusqu'à la vitesse du
fluide se trouvant dans l'espace annulaire. Une partie de la puissance du moteur est consommée par le frottement du
fluide dans le carter et sur la roue à aubes.
3.1.14
centrifugeuse
dispositif, mû en rotation par une force extérieure, afin de séparer des matériaux de masses différentes (en
fonction de la densité et de la taille des particules) contenus dans une pulpe à laquelle un mouvement de
rotation est imprimé constamment par la rotation des parois qui la contiennent
NOTE Dans un fluide de forage alourdi, une centrifugeuse est en général utilisée pour éliminer les solides colloïdaux.
3.1.15
section Contrôle
section Aspiration
dernière section active du système en surface qui fournit un emplacement pour la pompe de forage et
l'aspiration du mélangeur à boues; idéalement cette section est suffisamment grande pour permettre la
vérification et le réglage des propriétés du fluide de forage avant qu'il ne soit pompé en fond de trou
3.1.16
minéral argileux
roche terreuse prenant diverses couleurs, constituée en général de silicate hydraté d'aluminium
NOTE Les minéraux argileux sont essentiellement insolubles dans l'eau mais se dispersent sous les effets de
l'hydratation, du broyage, de la chaleur ou de la vitesse. Leur granulométrie peut varier d'une taille sub-micronique à des
particules supérieures à 100 µm.
3.1.17
particule d'argile
particule colloïdale de minéral argileux d'un diamètre sphérique équivalent inférieur à 2 µm
voir solide colloïdal (3.1.20)
3.1.18
masquage
〈substance〉 matériau adhérant à une surface qui en modifie les propriétés
voir colmatage (3.1.11)
© ISO 2005 – Tous droits réservés 3
---------------------- Page: 8 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.19
dépôt
〈processus physique〉 procédure par laquelle un matériau constitue une pellicule qui couvre les ouvertures de
la surface criblante
voir colmatage (3.1.11)
3.1.20
solide colloïdal
particule d'un diamètre inférieur à 2 µm
NOTE Ce terme est communément utilisé comme synonyme de taille de particule d'argile.
3.1.21
conductivité
perméabilité par unité d'épaisseur d'un crible de tamis vibrant statique (non en mouvement)
1)
NOTE Elle est exprimée en unités de kilodarcies/millimètre .
3.1.22
déblais de forage
parties d'une formation délogées par l'outil de forage et ramenées à la surface dans le fluide de forage
NOTE Dans la pratique, ce terme désigne tous les solides retirés par le crible du tamis vibrant même s'il peut s'agir
de matériaux vaseux.
3.1.23
séparation D100
dimension de particule, exprimée en micromètres, déterminée en traçant le pourcentage d'un échantillon
d'oxyde d'aluminium séparé par le crible d'essai sur la courbe de la fraction de masse cumulée (en
pourcentage) retenue en fonction de l'ouverture d'un tamis U.S.(exprimée en micromètres) pour l'analyse
granulométrique de l'échantillon d'essai en oxyde d'aluminium
NOTE 100 % des particules de taille supérieure à la séparation D100 sont retenues par le crible d'essai.
3.1.24
centrifugeuse de décantation
centrifugeuse qui retire les solides de la pulpe de charge en faisant tourner le liquide dans un bol cylindrique à
grande vitesse, la décharge des particules les plus grosses s'effectuant en sousverse humide
NOTE Les solides colloïdaux sont déchargés avec la surverse liquide ou pulpe légère. La centrifugeuse de
décantation dispose d'une vis hélicoïdale interne qui déplace les solides qui se sont déposés sur les parois du bol, hors
d'un bassin de liquide et vers la sousverse.
3.1.25
masse volumique
la masse divisée par le volume
3
NOTE 1 Dans le système SI, la masse volumique est exprimée en kilogrammes par mètre cube (kg/m ). En unités de
3
mesures hors système américaines, elle est exprimée en lb/gal (pounds per gallon - livres par gallons) ou lb/ft (pounds
per cubic foot - livres par pied cube).
NOTE 2 En général, la masse volumique du fluide de forage est appelée «poids du fluide de forage» ou «poids de la
boue».
1) Le darcy n'est pas une unité SI. L'unité SI de la perméabilité d'écoulement d'un fluide est définie comme étant la
3
quantité de perméabilité qui permet à 1 m de fluide d'une viscosité de 1 pascal par seconde de s'écouler à travers une
2
section de 1 m d'épaisseur sur une surface de 1 m en 1 seconde, à une pression différentielle de 1 pascal. Cette unité
12
n'a pas de nom particulier. L'unité SI de la perméabilité = 1,013 25 × 10 darcy.
4 © ISO 2005 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 9 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.26
dessableur
hydrocyclone d'un diamètre intérieur d'au moins 152 mm (6 in) qui retire d'un fluide de forage un pourcentage
élevé de particules d'un diamètre d'au moins 74 µm
3.1.27
dessilteur
hydrocyclone d'un diamètre intérieur inférieur à 152 mm (6 in)
3.1.28
dilution
méthode de réduction de la teneur en solides de forage d'une pulpe par ajout d'un (de) matériau(x) autres que
les solides de forage, en général du fluide de forage propre
3.1.29
facteur de dilution
rapport du volume réel de fluide de forage propre requis pour maintenir une concentration cible en solides de
forage, au volume du fluide de forage requis pour maintenir la même fraction de solides de forage sur le
même intervalle d'avancement spécifié sans aucun système d'enlèvement des solides de forage
3.1.30
solides de forage
solides de la formation qui font partie du système de fluide de forage, produits par l'outil de forage ou
provenant de la paroi latérale du trou de forage
3.1.31
fraction de solides de forage
fraction moyenne, en volume, des solides de forage maintenus dans le fluide de forage sur un intervalle
d'avancement spécifié
3.1.32
système d'élimination des solides de forage
tous les équipements et procédés utilisés lors du forage d'un puits pour retirer les solides provenant du trou
de forage et transportés par le fluide de forage
NOTE Ces procédés comprennent la décantation, le criblage, le dessablage, le dessiltage, le centrifugeage et la
mise à la décharge.
3.1.33
performances du système d'élimination de solides de forage
mesure de l'enlèvement des solides de forage par les équipements en surface de contrôle des solides
NOTE Le calcul est fondé sur une comparaison entre la dilution requise pour maintenir la teneur souhaitée en solides
de forage avec la dilution qui aurait été nécessaire si aucun solide de forage n'était retiré.
3.1.34
fluide de forage
tout fluide ou pulpe pompé(e) dans le train de tiges de forage jusqu'à l'espace annulaire d'un puits, pendant
l'opération de forage
3.1.35
éjecteur
〈flux de fluides〉 dispositif utilisant un flux de fluides s'écoulant sous haute pression d'un diffuseur, à travers un
espace annulaire, afin de générer une zone de basse pression
NOTE Lorsque le dispositif est correctement conçu, il peut assurer l'évacuation du fluide de forage dégazé en
provenance d'un dégazeur sous vide ou extraire des solides d'un mélangeur.
© ISO 2005 – Tous droits réservés 5
---------------------- Page: 10 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.36
éjecteur
〈jet sous pression〉 dispositif utilisant un jet à grande vitesse pour générer une zone de basse pression
(Principe de Bernoulli) qui tire du liquide ou de la matière sèche destiné(e) à être mélangé(e) avec le fluide de
forage
3.1.37
effluent
décharge de liquide, généralement en flux, après avoir tenté un certain degré de séparation ou de purification
3.1.38
égalisateur
ouverture d'écoulement entre des compartiments dans un système de conservation du fluide situé en surface
qui permet de maintenir le même niveau de fluide dans tous les compartiments
3.1.39
capacité d'écoulement
vitesse ou débit auquel des équipements, comme par exemple un tamis vibrant, peuvent traiter le fluide et les
solides de forage
NOTE Il dépend de nombreuses variables, y compris la configuration, la conception et le mouvement du tamis
vibrant, la rhéologie de fluide de forage, la charge en solides et le colmatage par des éléments limites.
3.1.40
conduite d'écoulement
canalisations ou gouttières qui dirigent le fluide de forage du raccord rotatif au système de fluide de forage
situé en surface
3.1.41
débit
volume de liquide ou de pulpe se déplaçant dans une canalisation en une unité de temps donnée
NOTE Il est exprimé en mètres cubes par minute, gallons par minute, barils par minute, etc.
3.1.42
mousse
〈système à phases〉 système biphasé, similaire à une émulsion, dans lequel la phase dispersée est l'air ou un
gaz
3.1.43
mousse
〈matière flottante〉 bulles flottant à la surface du fluide de forage
NOTE Les bulles sont en général du fluide de forage mélangé à de l'air, mais il peut s'agir également de gaz de
formation.
3.1.44
argile collante
gumbo
déblais de forage qui s'agglomèrent et constituent une masse collante au fur et à mesure qu'ils remontent
dans le puits
3.1.45
hauteur manométrique
hauteur qu'une colonne de fluide atteindrait dans une canalisation ouverte à son extrémité, si ladite
canalisation était fixée au point d'intérêt
NOTE La hauteur manométrique au fond d'un puits de 300 m (1 000 ft) est de 300 m (1 000 ft), mais la pression en
ce point dépend de la masse volumique du fluide de forage dans le puits.
6 © ISO 2005 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 11 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.46
solides de densité élevée
solides ajoutés à un fluide de forage, notamment pour augmenter sa masse volumique
NOTE La baryte (densité = 4,2) et l'hématite (densité = 5,05) sont les plus communs.
3.1.47
crochet tôle
fixation à crochet sur la bordure d'une section de criblage de tamis vibrant qui reçoit l'élément de tension pour
le montage du crible
3.1.48
mélangeur
mélangeur à boues
dispositif de grande dimension, en forme d'entonnoir ou de cône, dans lequel les éléments secs sont versés
pour être uniformément mélangés avec des liquides ou des pulpes s'écoulant par la partie inférieure du cône
3.1.49
hydrocyclone
cône
cyclone
dispositif de séparation liquide-solides utilisant la force centrifuge pour assurer la décantation
NOTE Le fluide pénètre tangentiellement et tourne à l'intérieur de l'hydrocyclone. Les solides les plus lourds sont
plaqués sur les parois de l'hydrocyclone et se déplacent vers la partie inférieure pour être déchargés au niveau de l'orifice
de pointe de l'hydrocyclone. Le fluide en rotation se déplace en partie vers la partie inférieure de l'hydrocyclone et revient
vers la partie supérieure pour sortir de l'hydrocyclone par l'intermédiaire d'un diaphragme.
3.1.50
roue mobile
disque rotatif d'une pompe centrifuge muni d'aubes et utilisé pour accélérer le fluide dans le carter de la
pompe
3.1.51
collecteur
longueur de canalisation disposant de connexions multiples pour recueillir ou répartir le fluide de forage
3.1.52
viscosité mesurée au viscosimètre de Marsh
viscosité mesurée à l'entonnoir de Marsh
viscosité mesurée au moyen de l'instrument utilisé pour surveiller le fluide de forage
NOTE Un entonnoir de Marsh est un conteneur de forme conique muni d'un orifice fixe à sa partie inférieure, de sorte
3 3
que, lorsqu'il est rempli de 1 500 cm d'eau pure, une quantité de 946 cm (un quart) s'écoulera en 26 s. Il est utilisé à des
fins de comparaison uniquement et non pour diagnostiquer des problèmes de fluide de forage. Voir à cet égard
l'ISO 10414-1 (API RP 13B-1) et l'ISO 10414-2 (API RP 13B-2).
3.1.53
boue
pulpe de solides insolubles et solubles dans de l'eau, un fluide synthétique ou un fluide en phase continue
d’huile
voir fluide de forage (3.1.34).
3.1.54
balance à boue
balance du type à fléau utilisée pour déterminer la masse volumique du fluide de forage
NOTE Voir l'ISO 10414-1 et l'ISO 10414-2.
© ISO 2005 – Tous droits réservés 7
---------------------- Page: 12 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.55
filtre de boue
combinaison d'hydrocyclones et de cribles montés en série avec la sousverse des hydrocyclones
NOTE La surverse des hydrocyclones retourne au fluide de forage, tandis que la sousverse des hydrocyclones est
traitée par un crible de tamis vibrant. La taille du crible est en général API 150 ou plus fin. Les refus solides sont
déchargés tandis que le passant liquide et solide est retourné au fluide de forage.
3.1.56
compartiment des boues
sous-division des sections Élimination, Addition ou Contrôle/Aspiration d'un système en surface
3.1.57
mitrailleuse à boue
injecteur immergé utilisant un flux à grande vitesse pour brasser le fluide de forage
3.1.58
élément limite
particule dont la dimension est proche de la taille des ouvertures du crible par lequel son passage est en
cours d'évaluation
3.1.59
fluide de forage à base d'huiles
fluide de forage dont la phase continue n'est pas miscible à l'eau et dont l'eau ou la saumure constitue la
phase dispersée
NOTE Les fluides de forage à base d'huiles sont en général appelés fluides de forage non aqueux ou NAF.
3.1.60
surverse
centrifugat
flux de décharge d'une séparation centrifuge qui contient un pourcentage plus élevé de liquides que la charge
initiale
3.1.61
particule
unité discrète de matériau solide qui est constituée par un seul grain ou par un nombre quelconque de grains
agglutinés
3.1.62
distribution granulométrique
masse ou volume net, classification de particules solides dans chacune des diverses gammes de dimensions
(classes granulométriques) comme pourcentage du total des solides de toutes tailles dans un échantillon de
fluide donné
3.1.63
viscosité plastique
mesure de la viscosité à un taux de cisaillement élevé qui dépend du nombre, de la forme et de la taille des
solides, ainsi que de la viscosité de la phase liquide
NOTE La viscoplasticité est calculée en soustrayant la valeur mesurée par un viscosimètre à cylindre concentrique
de 300 r/min de celle qui est mesurée par un viscosimètre à cylindre concentrique à 600 r/min (voir l'ISO 10414-1 et
l'ISO 10414-2).
3.1.64
obturation
blocage ou bouchage des ouvertures d'une surface criblante par des éléments limites empêchant le passage
du tamisat et entraînant le colmatage du crible (voir colmatage)
8 © ISO 2005 – Tous droits réservés
---------------------- Page: 13 ----------------------
ISO 13501:2005(F)
3.1.65
bac injecteur
compartiment ou réservoir arrière, sur un tamis vibrant, dans lequel la conduite d'écoulement refoule et d'où le
fluide de forage est soit envoyé au crible soit dilué, si nécessaire
3.1.66
section Élimination
première section du système de fluide de forage en surface, constituée d'une série de compartiments,
destinée à éliminer les gaz et les solides indésirables
3.1.67
cornue
cornue de pyrogénation
instrument utilisé pour distiller l'huile, l'eau et d'autres matières volatiles d'un fluide de forage
NOTE La quantité de fluide volatil
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.