ГОСТ 33697—2015
имеют фильтр половинной стандартной площади (2258 мм2) (3,5 дюйма2), поэтому перед указанием в
отчете необходимо удвоить полученный объем.
8.3.3.2Указывают толщину фильтрационного осадка с точностью до миллиметра (1/32 дюйма),
его текстуру и наличие в фильтрате эмульсии или воды.
9 Ретортный анализ содержания нефти, воды итвердых частиц
9.1 Принцип
9.1.1 Ретортный анализ позволяет измерить объем воды и нефти, высвобожденных из пробы бу
рового раствора на углеводородной основе при нагреве в калиброванном и исправно работающем ре
тортном устройстве. В данный раздел включены процедуры проведения ретортного анализа с исполь
зованием либо объемного, либо гравиметрического метода.
П р и м е ч а н и е — Гравиметрическая процедура дает более точные значения, чем стандартный объемный
метод.
9.1.2 Данные о концентрации воды, нефти и частиц и их составе позволяют контролировать свой
ства бурового раствора, такие как соотношение нефти и воды, реология, плотность, фильтруемость
и содержание водной фазы, поскольку знание содержания твердых частиц в буровых растворах на
углеводородной основе имеет важное значение для оценки оборудования для удаления твердой фазы.
9.1.3 В реторте проба бурового раствора на углеводородной основе известного объема или массы
нагревается до испарения жидких компонентов. Эти пары затем конденсируются и собираются в при
емнике с точной градуировкой.
9.1.4 В объемном методе вычисляют объемные доли нефти, воды и твердых частиц, выраженные
в процентах, по полному начальному объему бурового раствора на углеводородной основе и объемы
конденсированной воды и нефти, собранные в приемник.
9.1.5 В гравиметрическом методе вычисляют объемные доли нефти, воды и твердых частиц, вы
раженные в процентах по массе бурового раствора на углеводородной основе после перегонки в ре
торте, массе сухой твердой фазы после перегонки, плотности воды, нефти и бурового раствора на
углеводородной основе, плюс измеренный объем конденсированной воды, собранной в приемник. Для
случая, если плотность используемой нефти неизвестна, приведены необязательные процедуры для
вычисления плотности нефти по измерениям массы или для использования ручных устройств измере
ния плотности.
П р и м е ч а н и е — Данный гравиметрический метод основан на потере массы при перегонке в реторте и
отличается от объемного метода, в котором используется восстановленный объем. Это может привести к тому, что
значения объемных долей твердой фазы будут ниже, чем в объемном методе, особенно для буровых растворов на
углеводородной основе или в случае, если летучие компоненты не полностью конденсируются в объемном методе.
9.2 Аппаратура
9.2.1 Устройство для ретортного анализа, как указано ниже.
a) Сборная реторта, состоящая из корпуса, чаши и крышки из нержавеющей стали. Стандартная
вместимость чаши составляет 10 мл (с точностью ± 0,05 мл), 20 мл (с точностью ± 0.1 мл) и 50 мл (с
точностью ± 0,25 мл). При использовании объемной процедуры анализа вместимость чаши реторты с
крышкой должна быть проворена гравиметрически в соответствии с процедурой и вычислениями по
ГОСТ 33213. приложение Н.
П р и м е ч а н и е — Для целей данного положения аналогом является стандарт [33], приложение Н.
b
) Конденсатор жидкости, способный охладить пары нефти и воды до температуры ниже темпе
ратуры испарения.
c) Нагреватель номинальной мощностью 350 Вт.
d) Терморегулятор, обеспечивающий ограничение температуры ретортыдо (500±40) СС [(930 ± 70) Т].
9.2.2 Приемник жидкости в виде специально сконструированного цилиндрического сосуда из стек
ла с округлым дном для обеспечения надлежащей очистки и воронкообразной верхней частью для
улавливания падающих капель, отвечающий следующим требованиям:
- точность: см. таблицу 4;
- калибровка: при 20 °С (68 °F);
18