ISO 13501:2011
(Main)Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing equipment evaluation
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing equipment evaluation
ISO 13501:2011 specifies a standard procedure for assessing and modifying the performance of solids control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids processing. The procedure described in ISO 13501:2011 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 équipements de traitement
L'ISO 13501:2011 spécifie un mode opératoire normalisé pour l'évaluation et la modification de la performance de systèmes d'équipements de contrôle des solides couramment utilisés sur le terrain dans le domaine du traitement des fluides de forage pétrolier et du gaz naturel. Il n'est pas prévu que le mode opératoire de l'ISO 13501:2011 soit utilisé pour comparer des pièces d'équipement individuelles de type similaire.
General Information
Relations
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Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13501
Second edition
2011-06-15
Petroleum and natural gas industries —
Drilling fluids — Processing equipment
evaluation
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage —
Évaluation des équipements de traitement
Reference number
ISO 13501:2011(E)
©
ISO 2011
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ISO 13501:2011(E)
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Published in Switzerland
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ISO 13501:2011(E)
Contents Page
Foreword .v
Introduction.vi
1 Scope.1
2 Normative references.1
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms .1
3.1 Terms and definitions .1
3.2 Symbols and abbreviated terms .11
4 Requirements.13
5 System performance of drilled-solids removal .13
5.1 Principle.13
5.2 Apparatus.13
5.3 Sampling.14
5.4 Procedure.15
6 Rigsite evaluation of drilled-solids management equipment .18
6.1 Principle.18
6.2 Application .18
6.3 Sampling of streams for capture analysis.19
6.4 Determination of mass fraction (percent) solids .19
6.5 Calculation of capture.20
6.6 Interpretation of results .20
6.7 Procedure for characterizing removed solids.21
6.8 Calculation of mass fraction (percent) of low-gravity solids.21
6.9 Particle size assessment on removed solids .21
6.10 Economics .22
7 Practical operational guidelines .22
7.1 Principle.22
7.2 Apparatus.22
7.3 Procedure for design and operation .23
7.4 Design of shale shakers .26
7.5 Operation of shale shakers .27
7.6 Design of degassers .27
7.7 Operation of degassers .28
7.8 Design of desanders and desilters.28
7.9 Design of mud cleaners.29
7.10 Design of centrifuges.30
7.11 Use of addition sections.30
7.12 Use of drilling fluid mixing and blending equipment .30
7.13 Use of suction section .31
7.14 Use of discharge section.31
8 Conductance of shale shaker screens.31
8.1 Principle.31
8.2 Principle of conductance.31
8.3 Apparatus for measurement of conductance.33
8.4 Procedure for calibrating fluid .34
8.5 Procedure for flow test .34
8.6 Procedure for measuring pressure drop .34
8.7 Procedure for conductance test .35
8.8 Calculation of conductance .35
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ISO 13501:2011(E)
9 Shale shaker screen designation.37
9.1 Principle.37
9.2 Apparatus .38
9.3 Preparation of aluminium oxide test media .40
9.4 Preparation of test screen .42
9.5 Test procedure.42
9.6 Calculation of D100 separation for test screen cloth.43
10 Non-blanked area of shale shaker screen panel .46
10.1 Principle.46
10.2 Apparatus .47
10.3 Procedure for pretensioned or perforated panel-type screens .47
10.4 Calculation for pretensioned or perforated panel-type screens.47
10.5 Procedure for open-hook strip panels .47
10.6 Calculation for open-hook strip panels.47
10.7 Example calculation of total non-blanked area for a panel-mount screen.48
11 Shale shaker screen labelling .49
11.1 API screen designation .49
11.2 Label and tag format .51
11.3 API screen designation label examples .52
11.4 Other screen label and tags.54
Annex A (informative) Derivation of capture equation.55
Annex B (informative) Finder's method .57
Bibliography .60
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ISO 13501:2011(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.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 13501:2005), which has been technically
revised.
The main changes compared with the first edition are as follows:
⎯ Clause 11 specifies a different labelling requirement for shale shaker screens that are permanently
attached to the screen, and also covers the marking of shipping containers for shale shaker screens;
⎯ Annex B describes a standard procedure for the quick assessment of a solids control screen sizing, which
can be used in the field or laboratory for identification of an unknown screen approximate size range.
NOTE The procedure described in Annex B is provided for information only and does not replace or supplement
the normative testing in accordance with Clauses 9, 10 and 11, nor is it intended for the operating comparison or
ranking of similar types of individual pieces of equipment.
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ISO 13501:2011(E)
Introduction
This International Standard is based on API RP 13C, 3rd edition, December 2004 (for drilling fluid processing
equipment) and shale shaker screen API RP 13E, 3rd edition, May 1993 (for shale shaker screens).
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 screen labelling and separation potential of shale shaker screens have been addressed within
this International Standard.
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.
In this International Standard, quantities expressed in the International System (SI) of units are also, where
practical, expressed in United States Customary (USC) units for information.
NOTE The units do not necessarily represent a direct conversion of SI units to USC units, or of USC units to SI units.
Consideration has been given to the precision of the instrument making the measurement. For example,
thermometers are typically marked in one degree increments, thus temperature values have been rounded to
the nearest degree.
This International Standard refers to assuring the accuracy of the measurement. Accuracy is the degree of
conformity of a measurement of a quantity to the actual or true value. Accuracy is related to precision, or
reproducibility of a measurement. Precision is the degree to which further measurements or calculations will
show the same or similar results. Precision is characterized in terms of the standard deviation of the
measurement. The result of calculation or a measurement can be accurate, but not precise, precise but not
accurate, neither or both. A result is valid if it is both accurate and precise.
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.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 13501:2011(E)
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids —
Processing equipment evaluation
1 Scope
This International Standard specifies a standard procedure for assessing and modifying the performance of
solids control equipment systems commonly used in the field in petroleum and natural gas drilling fluids
processing.
The procedure described in this International Standard 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.
1)
ISO 3310-1 , Test sieves — Technical requirements and testing — Part 1: Test sieves of metal wire cloth
2)
ISO 10414-1 , Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids — Part 1: Water-based
fluids
3)
ISO 10414-2 , Petroleum and natural gas industries — Field testing of drilling fluids — Part 2: Oil-based fluids
ANSI/AWWA C700, Cold-Water Meters — Displacement Type, Bronze Main Case
API, Manual of Petroleum Measurement Standards
3 Terms, definitions, symbols and abbreviated terms
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
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
1) For the purposes of this International Standard, ASTM E11-95 is equivalent to ISO 3310-1.
2) For the purposes of this International Standard, API RP 13B-1 is equivalent to ISO 10414-1.
3) For the purposes of this International Standard, API RP 13B-2 is equivalent to ISO 10414-2.
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ISO 13501:2011(E)
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
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
number in an API system used to designate the D100 separation range of a mesh screen cloth
NOTE 1 Both mesh and mesh count are obsolete terms, and have been replaced by the API screen number.
NOTE 2 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.
NOTE 3 The term “mesh count” was formerly used to describe the fineness of a square or rectangular mesh screen
cloth, e.g. a mesh count such as 30 × 30 (or, often, 30 mesh) indicates a square mesh, while a designation such as
70 × 30 mesh indicates a rectangular mesh.
NOTE 4 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 The standard international requirement is for a minimum specific gravity of 4,20 or 4,10 for two grades of
barite, but there is no specification 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
4
vary in colour from off-white to grey to red or brown. Common accessory minerals are silicates such as quartz and chert,
carbonate compounds such as siderite and dolomite, and metallic oxide and sulfide compounds.
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ISO 13501:2011(E)
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
3.1.13
capture
mass fraction of incoming suspended solids that are conveyed to the reject stream
NOTE See Clause 6.
3.1.14
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.
3.1.15
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.
3.1.16
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
3.1.17
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.
3.1.18
clay particle
colloidal particles of clay mineral having less than 2 µm equivalent spherical diameter
NOTE See colloidal solid (3.1.21).
3.1.19
coating
〈substance〉 material adhering to a surface to change the properties of the surface
NOTE See blinding (3.1.11).
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ISO 13501:2011(E)
3.1.20
coating
〈physical process〉 procedure by which material forms a film that covers the apertures of the screening surface
NOTE See blinding (3.1.11).
3.1.21
colloidal solid
particle of diameter less than 2 µm
NOTE This term is commonly used as a synonym for clay particle size.
3.1.22
conductance
permeability per unit thickness of a static (not in motion) shale shaker screen
4)
NOTE Conductance is expressed in units of kilodarcies per millimetre .
3.1.23
cuttings
formation pieces dislodged by the drill bit and brought to the surface in the drilling fluid
NOTE Field practice is to refer to all solids removed by the shaker screen as “cuttings”, although some can be
sloughed material.
3.1.24
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 (expressed as a percentage) retained
versus US 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.
3.1.25
decanting centrifuge
centrifuge that 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.
3.1.26
density
mass divided by volume
NOTE 1 In SI units, density is expressed in kilograms per cubic metre; in USC units, it is expressed as pounds per
gallon or pounds per cubic foot.
NOTE 2 Drilling fluid density is commonly referred to as “drilling fluid weight” or “mud weight”.
3.1.27
desander
hydrocyclone with an inside diameter of at least 152 mm (6 in) that removes a high proportion of the particles
with a diameter of at least 74 µm from a drilling fluid
4) The darcy is not an SI unit, but kilodarcies per millimetre (kD/mm) is the recommended unit for this International
3
Standard. The SI unit of permeability to fluid flow is defined as the amount of permeability that permits 1 m of fluid of a
2
viscosity of 1 Pa⋅s to flow through a section that is 1 m thick with a cross-section of 1 m in 1 s at a pressure difference of
2 12
1 Pa. Therefore, in the SI system of units, permeability is expressed in square metres: 1 m = 1,013 25 × 10 darcies.
4 © ISO 2011 – All rights reserved
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ISO 13501:2011(E)
3.1.28
desilter
hydrocyclone with an inside diameter of less than 152 mm (6 in)
3.1.29
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
3.1.30
dilution factor
k
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
3.1.31
drilled solids
formation solids that enter the drilling fluid system, whether produced by the drill bit or from the side of the
borehole
3.1.32
drilled-solids fraction
average volume fraction of drilled solids maintained in the drilling fluid over a specified interval of footage
3.1.33
drilled-solids removal system
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.
3.1.34
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.
3.1.35
drilling fluid
liquid or slurry pumped down the drill string and up the annulus of a hole during the drilling operation
3.1.36
eductor
〈fluid stream〉 device using a fluid stream that discharges 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.
3.1.37
eductor
〈pressure jet〉 device using a high-velocity jet to create a low-pressure region which draws liquid or dry
material to be blended with the drilling fluid
NOTE The use of a high-velocity jet to create a low-pressure region is known as the Bernoulli principle.
© ISO 2011 – All rights reserved 5
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ISO 13501:2011(E)
3.1.38
effluent
discharge of liquid, generally a stream, after some attempt at separation or purification has been made
3.1.39
equalizer
opening for flow between compartments in a surface fluid-holding system, which allows all compartments to
maintain the same fluid level
3.1.40
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.
3.1.41
flow line
piping or trough which directs drilling fluid from the rotary nipple to the surface drilling fluid system
3.1.42
flow rate
volume of liquid or slurry that moves through a pipe in one unit of time
NOTE Flow rate is expressed as cubic metres per minute, gallons per minute, barrels per minute, etc.
3.1.43
foam
〈phase system
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13501
Deuxième édition
2011-06-15
Version corrigée
2012-08-01
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Fluides de forage — Évaluation des
systèmes de traitement
Petroleum and natural gas industries — Drilling fluids — Processing
equipment evaluation
Numéro de référence
ISO 13501:2011(F)
©
ISO 2011
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ISO 13501:2011(F)
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
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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.
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Version française parue en 2012
Publié en Suisse
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ISO 13501:2011(F)
Sommaire Page
Avant-propos . v
Introduction . vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions, symboles et abréviations . 2
3.1 Termes et définitions . 2
3.2 Symboles et abréviations . 12
4 Exigences . 14
5 Performances du système d'élimination des solides forés . 14
5.1 Principe . 14
5.2 Appareillage . 15
5.3 Échantillonnage . 16
5.4 Mode opératoire . 16
6 Évaluation sur chantier des équipements de gestion des solides forés . 19
6.1 Principe . 19
6.2 Application . 20
6.3 Échantillonnage des flux pour analyse de capture . 21
6.4 Détermination de la fraction massique (pourcentage) de solides . 21
6.5 Calcul de capture . 22
6.6 Interprétation des résultats . 22
6.7 Procédure de caractérisation des solides éliminés . 22
6.8 Calcul de la fraction massique (pourcentage) de solides de faible densité («LGS») . 23
6.9 Évaluation de la granulométrie des solides éliminés . 23
6.10 Aspects économiques . 23
7 Recommandations d'ordre pratique . 24
7.1 Principe . 24
7.2 Appareillage . 24
7.3 Procédure de conception et de fonctionnement . 25
7.4 Conception des tamis vibrants . 28
7.5 Utilisation des tamis vibrants . 29
7.6 Conception de dégazeurs . 30
7.7 Utilisation des dégazeurs . 30
7.8 Conception des dessableurs et des désilteurs . 30
7.9 Conception des épurateurs de boue . 32
7.10 Conception des centrifugeuses . 32
7.11 Utilisation des sections addition . 33
7.12 Utilisation des équipements de brassage et de mélange du fluide de forage . 33
7.13 Utilisation de la section aspiration . 34
7.14 Utilisation de la section décharge . 34
8 Conductance des toiles de tamis vibrants . 34
8.1 Principe . 34
8.2 Principe de la conductance . 34
8.3 Appareillage de mesure de la conductance . 36
8.4 Procédure d'étalonnage du fluide . 37
8.5 Mode opératoire pour la détermination de l'écoulement . 37
8.6 Mode opératoire de mesure de la perte de charge . 37
8.7 Mode opératoire de l'essai de conductance . 38
8.8 Calcul de la conductance . 38
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ISO 13501:2011(F)
9 Désignation de la toile de tamis vibrant .41
9.1 Principe .41
9.2 Appareillage .41
9.3 Préparation des prises d'essai d'oxyde d'aluminium .43
9.4 Préparation de la toile d'essai .45
9.5 Mode opératoire d'essai .45
9.6 Calcul de la séparation D100 pour la toile d'essai .46
10 Surface non obstruée d'un panneau de toile de tamis vibrant .51
10.1 Principe .51
10.2 Appareillage .51
10.3 Mode opératoire pour les toiles de type panneau prétendu ou perforé .51
10.4 Calculs pour les toiles de type panneau prétendu ou perforé .51
10.5 Mode opératoire pour les panneaux à bandes-crochet ouvert .51
10.6 Calculs pour les panneaux à bandes-crochet .52
10.7 Exemple de calcul de la surface totale non obstruée pour une toile montée sur panneau.52
11 Étiquetage de toiles de tamis vibrant .53
11.1 Désignation de toile API .53
11.2 Format du marquage et de l'étiquette .55
11.3 Exemples d'étiquettes d'identification API de toiles .56
11.4 Autres marquages de toiles et étiquettes .58
Annexe A (informative) Dérivation de l'équation de capture .59
Annexe B (informative) Méthode de recherche .61
Bibliographie .65
iv © ISO 2011 – Tous droits réservés
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ISO 13501:2011(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.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 13501:2005), qui a été révisée
techniquement.
Les principales modifications par rapport à la première édition sont les suivantes:
L'Article 11 détermine de nouvelles exigences d'étiquetage pour les toiles de tamis vibrants, étiquetages
fixés de manière permanente aux toiles. Il traite également de l'estampillage des conteneurs de transport
pour les toiles de tamis vibrants;
L'Annexe B décrit un mode opératoire normalisé pour une estimation rapide du dimensionnement d'une
toile concernant son contrôle des solides. Cette méthode peut être pratiquée sur chantier ou en
laboratoire afin d'identifier la gamme de tailles approximative d'une toile inconnue.
NOTE Le mode opératoire décrit dans l'Annexe B est seulement fourni à titre d'information et ne remplace ni ne
complète les essais normatifs conformément aux Articles 9, 10 et 11, pas plus qu'il n'est destiné à la comparaison
opératoire ou au classement de pièces d'équipement individuelles de type similaire.
La présente version corrigée de l’ISO 13501:2011 inclut des corrections rédactionnelles tout au long du
document.
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ISO 13501:2011(F)
Introduction
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 de mai 1993 (pour les
toiles de tamis vibrants).
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 hydro-cyclones, des épurateurs
de boue et des centrifugeuses, ainsi qu'une évaluation de l'ensemble du système. L'étiquetage et le potentiel
de séparation des toiles de tamis vibrants ont également été traités dans le cadre de la présente Norme
Internationale.
La présente Norme internationale couvre des équipements couramment utilisés dans le traitement des fluides
de forage de pétrolier et du 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 dans les présentes.
Dans cette Norme internationale, les quantités, exprimées en unités du Système International (SI), le sont
aussi, s'il y a lieu et pour information en unités américaines couramment utilisées (USC).
NOTE Les unités ne représentent pas nécessairement une conversion directe des unités SI en unités USC ou des
unités USC en unités SI.
Une attention a été portée sur la précision des instruments effectuant les mesures. Par exemple, les
thermomètres sont normalement gradués par incréments d'un degré, ainsi, les valeurs des températures ont
été arrondies au degré le plus proche.
La présente Norme internationale a pour but de garantir l'exactitude de la mesure. L'exactitude est le degré de
conformité d'une grandeur par rapport à sa valeur vraie ou réelle. L'exactitude est liée à la fidélité ou à la
reproductibilité d'une mesure. La fidélité est le degré auquel de nouvelles mesures ou de nouveaux calculs
donneront des résultats identiques ou similaires. La fidélité se caractérise en termes d'écart-type des
mesures. Les résultats d'un calcul ou d'une mesure peuvent être exacts mais pas fidèles, ils peuvent être
fidèles mais inexacts, ou fidèle et exacts, ou encore ni l'un ni l'autre. Un résultat est valide s'il est à la fois
exact et fidèle.
'
Il convient dinformer les utilisateurs de la présente Norme internationale que des exigences complémentaires
ou différentes peuvent être nécessaires pour des applications particulières. Cette 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 sappliquer 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.
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NORME INTERNATIONALE ISO 13501:2011(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Fluides de forage —
Évaluation des systèmes de traitement
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale spécifie un mode opératoire normalisé pour l'évaluation et la modification
de la performance de systèmes d'équipements de contrôle des solides couramment utilisés sur le terrain dans
le domaine du traitement des fluides de forage pétrolier et du gaz naturel.
Il n'est pas prévu que le mode opératoire de la présente Norme internationale soit utilisé pour comparer des
pièces d'équipement individuelles de type similaire.
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 s'applique (y compris tous les amendements).
1)
ISO 3310-1 , Tamis de contrôle — Exigences techniques et vérifications — Partie 1: Tamis de contrôle en
tissus métalliques
2)
ISO 10414-1 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Essais in situ des fluides de forage — Partie 1:
Fluides aqueux
3)
ISO 10414-2 , Industries du pétrole et du gaz naturel — Essais in situ des fluides de forage — Partie 2:
Fluides à base d'huiles
ANSI/AWWA Standard C700, Cold-water meters — Displacement type, bronze main case
API, Manual of Petroleum Measurement Standards
1) Pour les besoins de la présente Norme internationale, l'ASTM E11-95 est équivalente à l'ISO 3310-1.
2) Pour les besoins de la présente Norme internationale, l'API RP 13B-1 est équivalente à l'ISO 10414-1.
3) Pour les besoins de la présente Norme internationale, l'API RP 13B-2 est équivalente à l'ISO 10414-2.
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ISO 13501:2011(F)
3 Termes, définitions, symboles et abréviations
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1 Termes et définitions
3.1.1
section d'addition
compartiment(s) dans le système de surface du fluide de forage situé(s) entre la section élimination et la
section aspiration, fournissant un (des) compartiment(s) bien agité(s) pour l'addition de produits commerciaux
tels que des produits chimiques ainsi que les solides et liquides nécessaires
3.1.2
agitateur
mélangeur mécanique
mélangeur à entraînement mécanique qui brasse le fluide de forage en faisant tourner une pale à proximité du
fond d'un compartiment boue afin de mélanger les additifs, les solides en suspension et de maintenir une
consistance uniforme au fluide de forage
3.1.3
ouverture
largeur de maille
toile de tamis ouverture entre les fils d'une toile de tamis
3.1.4
ouverture
surface de toile
surface de tamisage dimension des orifices sur la surface criblante
3.1.5
apex
ouverture située à l'extrémité inférieure d'un hydro-cyclone
3.1.6
sable API
description physique dans un fluide de forage, particules trop grandes pour passer à travers un tamis de
74 μm (toile 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 API de toile
numéro, dans un système API, utilisé pour désigner la plage de séparation D100 d'une toile de tamis à
mailles
NOTE 1 Aussi bien maille (nommée «mesh») que nombre de maille sont deux termes obsolètes, et ont été remplacés
par le numéro de toile API.
NOTE 2 Le terme «mesh» était autrefois utilisé pour faire référence au nombre d'ouvertures (et fractions
correspondantes) par pouce linéaire sur un tamis donné, comptées à partir de l'axe d'un fil dans les deux directions.
NOTE 3 Le terme nombre de maille («mesh») était autrefois utilisé pour décrire la finesse d'une toile de tamis carrée
ou rectangulaire. Par exemple, un nombre de maille tel que 30 30 (ou, souvent, 30 mesh), indique un maillage carré
tandis qu'une désignation telle que 70 x 30 «mesh» indique un maillage rectangulaire.
NOTE 4 Voir 9.6 pour des informations supplémentaires.
2 © ISO 2011 – Tous droits réservés
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ISO 13501:2011(F)
3.1.8
contre-plaque
plaque d'appui fixée à l'arrière de la (des) toile(s) de tamis
3.1.9
déflecteur
plaque ou obstacle intégré(e) dans un compartiment et destiné(e) à modifier le sens d'écoulement d'un fluide
3.1.10
baryte
barytine
sulfate naturel de baryum (BaSO ) utilisé pour augmenter la masse spécifique des fluides de forage
4
NOTE Les Normes internationales exigent une densité minimale de 4,20 ou 4,10 pour deux qualités de 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 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
4
couleurs allant du blanc cassé au gris, du rouge ou au brun. Les minéraux accessoires les plus communs sont des
silicates, tels que quartz et chert, des composés carbonatés tels que sidérite et dolomie, ainsi que des composés d'oxydes
métalliques et de sulfures.
3.1.11
colmatage
réduction de la surface criblante due à un dépôt ou à une obstruction
3.1.12
matériau de liaison
matériau utilisé pour fixer la toile de tamis à une contre-plaque ou à un écran-support
3.1.13
capture
fraction massique des solides en suspension entrants qui sont transportés vers le flux rejeté
NOTE Voir Aricle 6.
3.1.14
pompe centrifuge
machine utilisée pour déplacer un fluide en le faisant tournoyer au moyen d'une turbine enfermée dans un
carter muni d'un orifice d'entrée axial 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 turbine. Dans l'espace annulaire entre les extrémités des aubes de la turbine et la paroi du carter,
la vitesse du fluide est approximativement identique à celle des extrémités des 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 tuyauterie. La
puissance du moteur est utilisée pour accélérer la vitesse du fluide pénétrant par l'orifice d'entrée jusqu'à celle 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 turbine.
3.1.15
centrifugeuse
dispositif, mû en rotation par une force extérieure, destiné à séparer des matériaux de masses différentes (en
fonction de la densité et de la taille des particules) d'un liquide chargé (boue) auquel un mouvement de
rotation est imprimé constamment par la rotation des parois qui le contiennent
NOTE Dans un fluide de forage alourdi, une centrifugeuse est en général utilisée pour éliminer les solides colloïdaux.
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ISO 13501:2011(F)
3.1.16
section de contrôle
section d'aspiration
dernière section active du système de surface qui fournit un emplacement pour la pompe de forage et
l'aspiration de l'entonnoir à boue et idéalement, cette section est suffisamment grande pour permettre la
vérification et l'ajustement des propriétés du fluide de forage avant qu'il ne soit pompé en fond de puits
3.1.17
minéral argileux
roche terreuse meuble prenant diverses couleurs, constituée en général de silicate hydraté d'alumine
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. La taille des particules des minéraux argileux peut varier du
sub-micromètre à plus de 100 µm.
3.1.18
particule d'argile
particules colloïdales de minéral argileux ayant un diamètre équivalent sphérique inférieur à 2 µm
NOTE voir solide colloïdal (3.1.21).
3.1.19
colmatant
substance matériau adhérant à une surface qui modifie les propriétés de la surface
NOTE voir colmatage (3.1.11).
3.1.20
colmatage
processus physique procédure par laquelle un matériau constitue une pellicule qui recouvre les ouvertures
de la surface de tamisage
NOTE voir colmatage (3.1.11).
3.1.21
solide colloïdal
particule de diamètre inférieur à 2 µm
NOTE Ce terme est communément utilisé comme synonyme de taille de particule d'argile.
3.1.22
conductance
perméabilité par unité d'épaisseur d'une toile de tamis vibrant statique (sans mouvement)
4)
NOTE La conductance est exprimée en kilodarcies par millimètre comme unité.
3.1.23
déblais de forage
«cuttings»
morceaux de formation délogés par l'outil de forage et ramenées à la surface dans le fluide de forage
NOTE Dans la pratique, ce terme «cuttings» désigne tous les solides retirés par le tamis vibrant même s'il peut s'agir
de matériau ayant flué.
4) Le darcy n'est pas une unité SI, mais les kilodarcies par millimètre (kD/mm) est l'unité recommandée pour cette
Norme internationale. L'unité SI de perméabilité pour un écoulement fluide est définie comme étant la valeur de
3 2
perméabilité qui permet à 1 m d'un fluide d'une viscosité de 1 Pa.s de s'écouler à travers une section de surface de 1 m
et de 1 m d'épaisseur en 1 seconde. Ainsi, dans le système d'unités SI, la perméabilité est exprimée en mètres carrés.
2
12
1m 1,013 25 10 darcies.
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ISO 13501:2011(F)
3.1.24
séparation D100
dimension de particule, exprimée en micromètres, déterminée, lors de l'analyse granulométrique de
l'échantillon d'oxyde d'aluminium, en traçant le pourcentage d'échantillon d'oxyde d'aluminium sur le graphe
de la fraction massique cumulée (exprimée en pourcentage) retenue en fonction de l'ouverture du tamis U.S.
(exprimée en micromètres)
NOTE 100 % des particules de taille supérieure à la séparation D100 sont retenues par le tamis d'essai.
3.1.25
décanteuse centrifuge
centrifugeuse qui retire les solides d'un fluide chargé en faisant tournoyer le liquide à grande vitesse dans un
tambour cylindrique, et décharge les particules les plus grosses en sousverse humide
NOTE Les solides colloïdaux sont déchargés avec la surverse liquide ou boue légère. La décanteuse centrifuge
comporte une vis hélicoïdale interne qui déplace les solides qui ont sédimentés sur les parois du tambour hors de la zone
de liquide fluide et vers la sousverse.
3.1.26
masse spécifique
masse divisée par le volume
NOTE 1 En unités SI, la masse spécifique est exprimée en kilogrammes par mètre cube. En unités USC, elle est
exprimée en livres par gallon ou en livres par pied cube.
NOTE 2 Communément, la masse spécifique du fluide de forage est appelée «poids du fluide de forage» ou «poids de
la boue».
3.1.27
dessableur
hydro-cyclone 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
3.1.28
désilteur
hydro-cyclone d'un diamètre intérieur inférieur à 152 mm (6 in)
3.1.29
dilution
méthode de réduction de la teneur en déblais de forage d'un fluide chargé par ajout d'un (de) matériau(x)
autres que les déblais de forage, en général du fluide de forage propre
3.1.30
facteur de dilution
k
rapport du volume réel de fluide de forage propre requis pour maintenir une concentration cible en solides
forés, au volume du fluide de forage requis pour maintenir la même fraction de solides forés sur le même
intervalle d'avancement spécifié sans aucun système d'élimination des solides forés
3.1.31
solides forés
solides de for
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.