سیالات حفاری

معماری فرهنگ قوم لر حفاری وسیالات حفاری تمدن لرستان

 
واکنش اسید با سنگ
نویسنده : - ساعت ۱:۱٧ ‎ق.ظ روز ۱۳٩۱/۱/۱٧
 

واکنش اسید با سنگ:

- واکنش اکسید هیدروکلریک (HCL)

1) آب + دی اکسید کربن+ کلرید کلسیم → کربنات کلسیم + اسید هیدروکلریک

 

2) آب+ دی اکسید کربن + کلرید منیزیم + کلرید کلسیم → دولومیت + اسیدهیدروکلریک

 

3) واکنش نمی دهد → ماسه + اسیدهیدروکلریک

واکنش نمی دهد  → HCL+Sio2

- واکنش اسیدهیدروفلوریک (HF)

1) آب + دی اکسید کربن + بی فلورید کلسیم + کربنات کلسیم + اسیدهیدروفلوریک

 

2) آب+ اسید فلوسیلیسیک → ماسه + اسید هیدروفلوریک

 

3) هیدروژن + سیلیکات سدیم → سدیم + اسید فلوسیلیک

 

4) آب + اسید فلوآلومینیک + اسید فلوسیلیسیک → زس بنتونیتی + اسید هیدروفلوریک

 

- واکنش اسید استیک

آب + دی اکسید کربن+ استات کلسیم→ کربنات کلسیم + اسید استیک

 

- واکنش اسید فرمیک

آب + دی اکسید کربن + فرمات کلسیم   کربنات کلسیم+ اسید فرمیک

 

 

افزودنی­ها در اسیدکاری:

- مقدمه:

انتخاب صحیح در دستیابی به موفقیت در مراحل اسیدزنی فوق­العاده حائز اهمیت است. در صورتی که از افزودنی­های صحیح استفاده نشود روش ارائه شده به شکست می­انجامد. سیال مورد استفاده به گونه­ای باید تهیه شود که اثرات مخرب را از بین ببرد و اشکالات به وجود آمده را برطرف نماید، مواد افزوده شده باید از خوردگی زیاد، تشکیل امولسیون ته نشینی آهن و واکنشهای ته­نشینی جلوگیری نمایند و در ضمن تمیزکاری را بهبود ببخشند. مواد افزودنی عموماً برای پایداری و ثبات­رس و پخش پارافین و آسفالت استفاده می­شوند. این موضوع بصورت مختصر در این بخش مورد بحث و بررسی قرار خواهد گرفت.

در سرتاسر این فصل به نقایص مواد افزودنی در ارتباط با سازند اشاره می­شود Schechter مقاله مهمی را در سال 1992 در خصوص خواص خواص شیمیایی تأثیر متقابل سیال و خواص شیمیایی سازند و تأثیر آن بر سیال ارائه نمود. کانی رس بعلت سطح وسیع آن و بارهای الکتریکی روی آن حائز اهمیت است. اگرچه به میزان جزئی اما، بعضی از بارهای الکتریکی در نتیجه جانشینی یونی و شکست ساختمانی حاصل می­شوند.

برای نمونه جانشینی Al3+ به جای Si4+در سیستم تتراهدرال یا mg2+ یا Fe2+ به جای Al3+ در سیستم او کتاهدرال سبب ایجاد بارهای منفی در شبکه شماتیک می­گردد.

اکسیدسیلیکون و آلومینیوم جزء خواص عمده و مهم ماسه سنگ و خاک­رس می­باشند. بنابراین، بارهای سطحی دارای رفتار آمفوتریک می­باشند این مینرالها به PH محلولی که در تماس با آنها می­باشند، بستگی دارد. در صورتی که PH محلول افزایش یابد بارهای سطحی از مثبت به منفی تغییر می­یابند. نقطه­ای که در آن نقطه بارهای سطحی حالت خنثی دارند، «نقطه بار صفر» (PZC) نامیده می­شود.

بنابراین، تأثیر متقابل بین مواد افزودنی و مخزن به PH وابسته است. در شرایط معمولی هنگام اسیدزنی ماسه سنگ، PH اسید باید از PZC اجزاء تشکیل دهنده مخزن کمتر باشد، که سبب می­گردد مواد سازند دارای بار مثبت باشند. این موضوع مهمی است که می­باید در حافظه خود نگه دارید.

- بازدارنده­های خوردگی (مواد ضدخوردگی)

مهمترین مواد افزودنی به اسید، مواد ضدخوردگی می­باشند. این مواد (بازدارنده خوردگی) یک ماده شیمیایی است که خوردگی ناشی از اسید را روی لوله حفاری، لوله تولید و دیگر فلزاتی که در حین عملیات در تماس با اسید می­باشند کنده می­نماید.

توضیح مختصری در مورد مکانیزم خوردگی، بازدارنده­های خوردگی و روشهای ارزیابی در این بخش آورده شده است.

1- خوردگی فلزات

در سطح هر فلزی یک مدار کوتاه الکتریکی موجود است. مادامی که فلزات خشک باقی می­مانند، جریانهای داخلی و خوردگی قابل مشاهده نیست. اما وقتی فلز در معرض آب نمک، الکالی یا محلول اسید قرار گیرد، پیلهایی بوجود می­آیند که سبب تغییرات شیمیایی و در نتیجه خوردگی در آنها (فلزات) می­گردد.

2- خوردگی اسید در استیل

همه اسیدهایی که با مواد ضدخورنده آمیخته نیستند، بتدریج باعث خوردگی استیل می­شوند. تأثیر اسید بر روی استیل با جدا شدن یون هیدروژن در محلول اسیدی آغاز می­شود. این نتیجه اکسیداسیون و تجزیه آهن در سطح فلز در بخش آندی است، که با کاهش یون هیدروژن و هیدروژن سازند در بخش کاتدی همراه است.

واکنش آندی بصورت زیر است (اکسیداسیون):

 

الکترون یون آهن        آهن

و واکنش کاتدی (کاهش)

 

هیدروژن               الکترون    یون هیدروژن

این دو واکنش می توانند بصورت زیر ترکیب شوند:

 

واحد اندازه گیری مورد استفاده جهت تعیین میزان خوردگی  است.

حد نهایی مورد قبول برای خوردگی آلیاژ استیل که دامنه قابل قبول بین 9 -2:  از سطح فلز است. این محدوده به زمانی و درجه حرارت وابسته است. اسیدها در درجه حرارت بالا، بصورت یکنواخت فاسد می­شوند (با حفرات کمی) ممکن است در بیشترین درجه حرارت بیشترین خوردگی بوجود آید اما تغییر شکل لوله های حفاری و وسایل تولید واقعاً ناچیز است.

 

 

3- انواع حفرات ناشی از خوردگی

در محلولهای آمیخته نشده با بازدارنده­ها معمولاً خوردگی استیل یکنواخت است. جابجایی یکنواخت بین سطوح آندی و کاتدی سبب می­گردد که خوردگی بصورت کاملاً یکسان تمام سطح فلز را در بر گیرد. در اسیدهای دارای بازدارنده، وجود حفرات در سطح فلزات ناشی از تجزیه بازدارنده، نامناسب بودن بازدارنده یا ناخالصی فلز است.

تجزیه بازدارنده

خوردگی حفره مانند روی استیل که ناشی از اثر یک بازدارنده نامرغوب در معرض اسید است، معمول نمی­باشد. تمام مواد ضدخوردگی واقعاً پس از گذشت زمانی تجزیه می­شوند، که به عوامل مختلفی چون درجه حرارت، قدرت اسید و نوع فلز ارتباط دارد. هنگام رسیدن به این نقطه (تجزیه بازدارنده) یک بازدارنده نامرغوب ممکن است بوسیله desorbing در سطح فلز در نواحی محلی حفرات را گسترش دهد.

بازدارنده نامناسب:

بدون در نظر گرفتن کیفیت مواد ضدخورنده، حفرات ممکن است حتی بعلت مقدار ناکافی بازدارنده که باعث عدم پوشش موثر بر روی سطح فلز می­شود، بوجود آیند. سطوح استیل محافظت نشده به سرعت تحت تاثیر محلول اسید قرار می­گیرند و در نتیجه حفرات را موجب می­شوند.

 

 

ناخالصی فلزات:

از جمله شرایط دیگری که باعث گسترش حفرات می­شود وجود یا نفوذ ناخالصی­ها به داخل استیل است. برای مثال ممکن است مقدار کمی از ناخالصی در هنگام شکل گرفتن استیل در آن قرار گیرد یا عملیات گرمایی نامناسب و یا آب دادن استیل موجود ایجاد ناپیوستگی در ساختمان دانه­ای آن (استیل) گردد. این نقایص ممکن است با ساختمان استیل و همچنین گسترش اسید متناسب باشند.

4- شکنندگی هیدروژن

شکنندگی هیدروژن ناشی از تبدیل یون هیدروژن به عنصر هیدروژن در واکنش کاتدی است (که قبلاً شرح داده شد). عنصر هیدروژن در اثر عملیات اسیدکاری بوجود می­آید. عنصر هیدروژن adsorbed باعث کاهش خاصیت لوله­ای و در نتیجه شکسته شدن آن می­شود.

لوله­های تولدی و جداری Q125.P10.N80 جهت شکنندگی در عملیات اسیدزنی مستعد می­باشد. در نتیجه، در انتخاب نوع بازدارنده می­باید این موضوع را در نظر گرفت.

5- خوردگی بوسیله اسیدهای مختلف

میزان جدا شدن هیدروژن از مولکول اسید، با توجه به غلظت اسید، مقدار فعالیت یون هیدروژن را تعیین می­نماید. که مس تقیماً با خوردگی استیل متناسب است. میزان جدا شدن برای چند اسید معمولی بدین صورت است:

اسیداستیک > اسید فومیک > اسید کلروریدریک

بنابراین اسید کلروریدریک (HCl) بیشتر از اسید فومیک باعث خوردگی فولاد می­شود و به همین صورت اسید فومیک از اسید استیک بیشتر.

کاملاً منطقی است که بیشترین تاثیر یک اسید، بر روی فولاد است که جلوگیری از آن بشدت سخت است. بهرحال مکانیز تاثیر تمام اسیدهای مختلف یکسان است.

6- انواع بازدارنده­ها

وظیفه بازدارنده­ها بوسیله واکنشهای شیمیایی که در الکترودهای کاتدی با آندی خوردگی رخ می­دهد، انجام می­شود. بازدارنده­ها به دو نوع پایه، آلی و غیرآلی تقسیم می­شوند. در ضمن مواد کمکی بازدارنده­ها هم موجود می­باشند.

مواد ضدخوردگی غیرآلی

این دسته از بازدارنده­ها، شامل نمکهای روی، نیکل، مس، آرسنیک، آنتیموان و فلزات متنوع دیگر می­گردند. از بین اینها آرسنیک بیشتر از همه مورد استفاده قرار می­گیرد. وقتی این ترکیب­های آرسنیک به یک محلول اسید اضافه می­شوند، یک ورقه کاتدی در مقابل سطح فولاد قرار می­گیرد این روکش میزان مبادله یون هیدروژن را کاهش می­دهد، زیرا سولفید آهن بین فولاد و اسید یک مانع ایجاد می­کند. این یک عملیات دینامیکی است، در جائی که واکنش بین اسید و سولفید آهن بهتر از واکنش اسید و فلز صورت می­گیرد.

تعدادی از مزایای بازدارنده­های غیرآلی عبارتند از:

- برای یک مدت زمان طولانی در درجه حرارت بالا مؤثر می­باشند.

- هزینه کمتری از بازدارنده­های آلی دارند.

معایب بازدارنده­های غیرآلی عبارتند از:

- در اسیدهای قویتر از 17 درصد از HCL اثر خود را از دست می­دهند.

- واکنش با سولفید هیدروژن H2s در برابر سولفید آهن که ممکن است رسوب غیرقابل حلی چون سولفید آرسنیک را بوجود آورد.

- آلوده کردن پالایشگاه به Catalysts (مانند پلاتین).

- ممکن است گاز آرسنیک سمی بعنوان محصول فرعی خوردگی آزاد شود.

- حمل دستی آن ایمن نیست و به سختی مخلوط می­شوند.

مواد ضدخوردگی آلی

دارای خاصیت متقارن یا قطبی بازدارنده­های آلی از ترکیبات مغناطیسی تشکیل   شده­اند که می­توانند جذب سطح فلز گردند، بدین وسیله یک پوشش محافظی را بصورت یک مانع بین فلز و محلول اسید ایجاد می­نماید. آنها (بازدارنده آلی) اغلب با محدود کردن تحریک یون هیدروژن در الکترود کاتدی عمل می­نمایند. بازدارنده­های آلی از ترکیبات پیچیده­تری تشکیل شده­اند (با یک یا تعداد بیشتری از گروههای قطبی سولفور، اکسیژن یا نیتروژن ساخته شده­اند)

 

 

تعداد از مزایای بازدارنده­های آلی عبارتند از:

- می­توان از آنها در حضور H2s بدون رسوب نمکها مانند سولفید آرسنیک استفادهکرد (در محلی که مجراها بسته می­شوند)

- آلوده نکردن محل به فعل و انفعالات پالایشگاه

- در غلظت تمام اسیدها بطور موثر عمل می­نمایند

مضرات بازدارنده­های آلی عبارتند از:

- فعال و انفعالات شیمیایی در حضور اسید تنزل می­یابد و بنابراین نمی­توان به سهولت یک محافظ را برای زمان طولانی در درجه حرارت F˚200(C˚95) تدارک دید.

- از بازدانده­های غیرآلی پرهزینه­تر است.

 

 

مواد کمکی بازدارنده­ها

اگرچه این افزودنی­ها هیچگونه عملکردی در عملیات بازدارنده­ها ندارند، ولی آنها اثرات بازدارنده­ها را افزایش می ­دهند.

عمومی ترین مواد کمکی بازدارنده ها عبارتند از: یدیدپتاسیم، یدید مس، کلرید مس و اسید فرمیک افزودن این مواد به فرمول بازدارنده های موجود به میزان زیادی محدوده اثر کاربرد آنها را مخصوصاً در درجه حرارتهای بالا، افزایش می دهد.

- سازگاری با دیگر افزودنی ها

هر افزودنی که تمایل بازدارنده های خوردگی را در جهت جذب اصلاح می­کند، باعث تغییر در اثرات آن می گردد. برای مثال، سورفکتنت­هایی (Surfactant) که برای مقاصد گوناگون به اسید اضافه می­شوند ممکن است قابلیت حل شدن بازدارنده ها را تحت تاثیر قرار دهند و بدین وسیله تمایل بازدارنده ها را، جهت جذب در سطح فلز، کاهش می دهند. نمکهای غیرآلی و حلالهای دوطرفه نیز می توانند مانع جذب بازدارنده­ها شوند.

-کاهنده های کشش سطحی

عملگرهای سطحی یا مواد رویه کار در اسید کاری جهت شکستن امولسیونهای نا خواسته، کاهش سطح یا کشش داخلی، تغییر قابلیت خیس شدگی و سرعت تمیز کردن، پخش افزدنی ها و جلوگیری از گل شدن سازند به کار می روند. کاربرد عملگرهای سطحی نیاز به دقت زیادی در انتخاب نوع آنها دارد.

مخصوصادر طراحی مهمترین مراحل چاه، این مواد با مقدار ناچیزی از اطلاعات آزمایشگاهی انتخاب می شوند و بعضی اوقات بدون آگاهی کامل از خواص آنان در شرایط گوناگون به کار می روند. انتخاب نامناسب مواد رویه کار می تواند سبب نتایج معکوس و زیان آور گردد.

سورفکتنت ها خواصشان را مرهون ترکیب دو قطبی خود (dipolar)می باشند.

مولکول عمگرهای سطحی از یک گروه آب قابل حل (Hydrophilic)و یک گروه نفت قابل حل (Lipophilic)تشکیل شده اند. که آنها علیرغم آنکه توسط پیوندهای شیمیایی قوی کتوالانسی بهم متصل هستند اما از هم جدا می شوند. مولکولها بر پایه بارهای یونی به پنج دسته تقسیم می شوند:

- آیونیک                    Anionic

- کاتونیک                   Cationic

- غیر یونی                  Nonionic  

- آمفوتریک                  Amphoteric

- فلوروکربن                 Fluorocarbon

موازنه موادHydrophilic-Lipophilic(آب دوست) (HLB) به ترکیب آلی زنجیره آنها وابسته است، مثلا در جایی می تواند 100درصد نفت دوست (Olephilic) (مانند یک زنجیره آلکانی) یا از تعدادی اتم اکسیژن تشکیل شود. (مانند زنجیره اکسید اتیلن) و یا بیشتر آب دوست باشد. مقدارHLBسورفکتت مشخص می کند که به چه میزان زنجیره شان که به چه میزان زنجیرهشان می تواند نفت یک میزان را خیس کند.

- سورفکتنت های آنیونیک

سورفکتنت­های آنیونتیک عموما به سیالهای (حفاری)چاه اضافه می شوند. این مواد وقتی در یک محلول آبی یونیزه می شوند دارای یک بار منفی می شوند. و چون اکثر مخازن دارای بار منفی یا نزدیک به خنثی و PH بالا می باشند. سورفکتت های آنیونی به خوبی جذب می شوند. برای مثال تعدادی از سورفکتنت­های آنیونی عبارتند از:

سولفات              R-O-SO-3

سولفونات            R-SO-3

فسفات            R-O-SO-3

فسفونات             R-PO-3

که R نشان دهنده یک دسته آلی نفتی قابل حل است.

از بین اینها سولفات و سولفوناتها متعارف تر هستند. سورفکتنت­های آلی به یونهای چند ظرفیتی چون Ca+2و mg2+ حساس هستند. این مواد تمایل به رسوب سورفکتنت­های آنیونی دارند، اگرچه می­توان از این خاصیت با افزایش غلظت سورفکتنت­ها، جلوگیری کرد. سورفکتنت­ آنیونیک مانند عاملهای غیرامولسیونی، عامل­های تاخیر و عاملهای تمیزکننده در ابتدا استفاده می­شوند.

- سورفکتنت­های کاتیونیک

سورفکتنت­های کاتیونیک وقتی که در محلول آبی یونیزه می­شوند دارای بار مثبت می­گردند. سورفکتنک­های کاتیونیک به دو دسته متعارف تقسیم می­شوند:

اولین دسته داری زنجیره طولانی اولیه، ثانویه آمین می­باشند. این مواد تنها در محلولهای اسیدی قابل حل می­باشند، وقتی این مواد یونیزه می­شوند به یک زنجیره مثبت طولانی و نمک آنیونی ساده تبدیل می­شوند اولین دسته مهم از سورفکتنت­های کاتیونیک از ترکیبات اورانیوم کوارترنری تشکیل شده­اند. این مواد با یونیزه شدن، زنجیره­های بلند مثبتی را در دامنه­ای وسیع از PH محلول شکل می­دهند. آزمایش سورفکتنت­های کاتیونی نشان می­دهد که آنها نیز مانند کاتیونهای آنیونی به یونهای چند ظرفیتی یا افزایش غلظت جامدات حل شده حساس می­باشند، بنابراین باید در هنگام کاربرد آنها (سورفکتنت­های کاتیونی) به مانند سورفکتنت­های آنیونی عمل کرد. (مراجعه به سورفکتنت­های آنیونی)

سورفکتنت­های آنیونی و کاتیونی عموماً ناسازگارند. وقتی آنها با هم مخلوط می­شوند تمایل دارند که در محلول آبی رسوب نمایند.

- سورفکتنت­های غیریونی

سورفکتنت­های غیریونی نه در گروه آب دوست و نه در زنجیره بلند آلی (R) در گروه Lipophilic دارای بارالکتریکی نمی­باشند. گروه آبی قابل حل یک زنجیره پلی مری است که هم از اکسید اتیلن و هم از اکسید پروپین ساخته شده است. نوعهای دیگر شامل آمین آلکانول تغلیظ شده و اکسیدآمین می­شوند. فرمول عمومی برای این تولیدات بصورت زیر است:

سورفکتنت­های غیریونی، آب قابل حل مورد نیازشان را با پیوستن به یک زنجیره هیدروکربنی بزرگ با مولکولهایی با قابلیت حل زیاد مانند الکل پلی هیدریک، یا با واکنش با اکسید اتیلن، بدست می­آورند. بیشتر ترکیبات این طبقه­بندی استرواتر یا     استر-اتر می­باشند.

گروه Lipophilic احتمالاً از نفت طبیعی، روغن، روغن­های نفتی یا ترکیبات هیدروکربنی مشتق گردیده­اند. گروه آب دوست معمولاً الکل پلی هیدریک یا پلی­مر اکسیدالکلید است. این سورفکتنت­ها برای مواد غیرامولسیونی و عاملهای کف­کننده استفاده می­شوند.

- سورفکتنت­های آمفوتریک

سورفکتنت­های آمفوتریک یک گروه آب دوست دارند که می­توان با افزایش PH از حالت کاتدی به غیریونی یا آنیونی تبدیل شوند. به معنای دیگر، اگر محلول اسیدی باشد، سورفکتنت­های آمفوتریک مانند سورفکتنت­ کاتیونیک عمل می­نمایند، اگر محلول خنثی باشد، مانند یک سورفکتنت­ غیریونی عمل می­کند و اگر محلول بازی باشد بصورت یک سورفکتنت­ آنیونیک رفتار می­کنند این خواص از دو گروه بارهای مخالف روی سورفکتنت­ها ناشی می­شوند. آمفوتریک­ها معمولاً سولفونات آمین یا فسفات آمین می­باشند. فرمول عمومی آنها بصورت زیر است.

- سورفکتنت­های فلوروکربن

فلوروکربن دارای سطح انرژی کمتری از هیدروکربن­ها است. در نتیجه، سورفکتنت­های فلوروکربنی دارای کشش سطحی کمتری می­باشند. کشش­های سطحی در حدود 30 (سانتی­متر/ دین) می­تواند بوسیله سورفکتنت­هایی با یک دنباله هیدروکربنی بدست آید. ولی مقادیری در حدود 17 (سانتی­متر/دین) مربوط به سورفکتنت­های فلوروکربنی است. فلوروکربن­ها در بازار به حالتهای آنیونیک، کاتینیک و غیریونی موجود می­باشند.

 

 

 

- تثبیت کننده­های رس

مواد شیمیایی مورد استفاده برای پایداری و بهبود کارکرد رس یا بوسیله جذب الکتروستاتیکی یا تعویض یونی بر روی مینرال به کار می­روند. چون سیلیکات بالای مقدار PZC دارای بارمنفی است، موثرترین تثبیت کننده ها آنهایی می­باشند که دارای بار مثبت هستند (کاتیونیک) تثبیت­کننده­های رسی معمولی دارای بارهای به شدت منفی می­باشند، مانند سورفکنتن­های quaternary، پلی آمین­ها، Organosilane Polyquaternaryamin

- مواد دارای بارهای منفی

دو ماده به شدت کاتیونی که کاربرد بسیاری برای تثبیت کردن رس دارند، هیدروکسید آلومینیم Al6(OH)12+6 و زیر کونیوم Zr+4 اضافه شده به اکسی کلرید زیر کونیوم Zrocl2 نام دارند.

مزایای اولیه این روش عبارتند از:

کم هزینه بودن

روش مفید برای مهاجرت (migration) و باد کردن (swelling)

 می تواند بر روی مساخت زیادی از سنگ عمل نماید.

معایب آن عبارتند از:

هیدروکسیدآلومینیم در مقابل اسید مقاومت ندارد.

جهت پلی مریزه کردن به زمان نیاز داریم.

می تواند باعث بسته شدن روزنه­های و مجراها شود.

 در داخل شکافها به سختی می­توان از آنها استفاده کرد.

روش­های شبیه هیدروکسی آلومینیم می­تواند همچنین در مراحل تزریق آب در چاهها مورد استفاده قرار گیرد که برای پایداری سیلیکات و کم کردن اثر Plugging حاصل از ذرات کلوئیدی در مراحل تزریق آب استفاده می­شود.

- سورفکتنت­های کوارترنری

سورفکتنت­های کوارترنری بمانند تثبیت کننده های رس برای چاههای گازی خشک استفاده می­شوند. در شرایط بالای PZC، این مواد به سهولت توسط سیلیکاتهای دارای کشش الکتروستاتیکی، میان بار مثبت سورفکتنت­ و بار منفی رس جذب می­شوند. بارهای حاصل خنثی، ظرفیت یونی رس را کاهش می­دهند. در نتیجه، رس برای متورم شدن بوسیله جذب کاتیونهای هیدراته آماده نمی باشند.

سورفکتنت­های کوارترنری خاصیت Oil-wetting سیلیکاتها را بهبود می­بخشند، در حالی که تمایل آنها برای جذب بوسیله سیلیکات کاهش می­یابد. به هر حال اگر سیالات هیدروکربنی موجود باشد، سیلیکات می­تواند به سادگی دارای خاصیت نفت- تری باشد. البته، در این صورت نفوذپذیری نسبی سنگ برای هیدروکربن کمتر می­گردد. اگرچه رس بعلت ورود سیال به داخل شبکه­های ساختمانی آن متورم می­شود.

 

 

- پلی آمین­ها

پلی آمین­ها، پلی مرهای آلی می­باشند که دارای بیش از یک گروه آمین می­باشند. در این مبحث فقط پلی مرهای اولیه، ثانویه و ثالثیه بعنوان پلی آمین در نظر گرفته می­شوند. پلی آمین­ها در اسیدها دارای بار مثبت می­باشند. ساختمان عمومی آنها بصورت زیر است: که در آن R نماینده یک واحد هیدروکربنی، R می­تواند یک واحد هیدروکربنی یا یک اتم هیدروژن باشد و n هم تعدادی از واحدهای آمین در پلی مر است. چون پلی مرها دارای تعداد زیادی واحد آمین می­باشند. لذا آنها می­توانند به خوبی و با نقاط اتصال زیاد، جاذب سیلیکات شوند. دقت کنید که اگر نسبت بین کربن و نیتروژن 1:8 یا کمتر باشد، پلی­مرها خاصیت آب- تری سیلیکات را بهبود می­دهند. بعلاوه، طول مفید پلی­مرها نیز می تواند ارتباط پلی مریک میان ذرات سیلیکات را بهبود ببخشد.

اگر عملیات در حضور آب نمک انجام گیرد، پلی آمین­ها می­توانند بار مثبت خودشان را از دست بدهند. وقتی این حادثه روی می­دهد، که سیلیکات بیشتر تثبیت نشود. معایب پلی­آمین­ها عبارتند از:

طرز عمل ممکن است همیشگی نباشد.

آنها گران قیمت هستند.

 

 

رسوبات آهنی:

رسوبات آهنی مثل رسوبات کربناتی و سولفید آهن فوق­العاده مشکل است که آن را خارج و درمان نماییم. و هر دو مورد آنها در چاههای نفت و گاز مشاهده شده­اند و تمایل زیادی دارند که کلسیم کربنات را در رسوب نمودن آن تسریع نمایند. واکنش سولفور آهن به ساختار آن ارتباط دارند که کلسیم کربنات را در رسوب نمودن آن تسریع نمایند. واکنش سولفور آهن به ساختار آن ارتباط دارد. هفت نوع متفاوت سولفید آهن شناخته شده است که فقط دو نوع از اینها (سولفور آهن) بی­درنگ در اسید هیدروکلراید حل می­شوند (HCL)‌ وظیفه آهن باقی مانده به آرامی و به میزان کم حل می­شود و شاید قابل توجه دیگر نباشد.

 

 

- افزایه­های کنترل آهن

وقتی مقدار قابل ملاحظه­ای از آهن در حالت یونیزاسیون Fe3+ (یونهای فرو) در مقابل یون Fe2+ (یونهای فریک) که هر دو در اسید حل شده­اند، قرار بگیرد، آهن رسوب می­کند و می­تواند باعث کاهش تراوایی گردد.

منابع آهن در چاه عبارتند از:

1- محصولات ناشی از خوردگی وسایل داخل چاه

2- خرده و تراشه­های موجود در لوله­ها

3- وجود آهن بصورت کانی در سازند طبقه

نسبت Fe3+ به Fe2+ میزان رسوب را تعیین می­کند. آهن فریک در PH حدود 2/2 رسوب می­کند در حالی که آهن فرو در PH حدود 7 که ته­نشین می­شود. از آنجائیکه PH اسید مصرف شده به ندرت به 6 می­رسد بنابراین رسوبات آهن فرو مشکلی محسوب نمی­شود. اما رسوب یون فریک یکی از مشکلات عمومی در عملیات اسیدکاری می­باشد.

 

- روشهای کنترل آهن

سه شیوه رایج برای نگهداشتن آهن بصورت محلول وجود دارد که عبارتند از: کنترل PH، عوامل جداکننده و عوامل کاهنده. با توجه به منبع آهن و مقدار قابل انتظار حل شونده از آن می­توان هر کدام از موارد فوق را به تنهایی یا در کنار یکدیگر به کار برد.

 

 

کنترل PH

با افزودن یک اسید ضعیف مثل اسید استیک، PH بعد از مصرف HCL پایین نگه داشته می­شود. (PH پایین از رسوب ثانویه آهن جلوگیری می­کند.)

 

عوامل جداکننده

عوامل جداکننده به آهن متصل می­شوند و آنرا به گونه­ای در محلول نگه می­دارند که رسوب نکند. اسید سیتریک، اسید اتیلن دی آمین تترااستیک (EDTA) و اسید نیتریلوتری استیک (NTA)، از عوامل بازدارنده­ای هستند که بطور معمول استفاده می­شوند.

 

عوامل کاهنده

عوامل کاهنده، یون Fe3+را به Fe2+ تبدیل می کنند. اسیداریتوریک و اریتوربات سدیم از این عوامل می­باشند. البته اسید ارتیوریک در HCL داغ ناپایدار است و تفکیک شده و رسوب غیرقابل حل تشکیل می­دهد. اگرچه این مسئله واقعیت دارد ولی فرآیند تفکیک آهسته بوده و مدت زمان زیادی صرف می­شود تا رسوب اتفاق بیفتد.

مطالعات Smith نشان می­دهد که ترکیبات مختلفی از این عوامل می­توانند موثر باشند و عاملی به عنوان بهترین عامل برای تمامی عملیاتها وجود ندارد. افزایه­های کنترل آهن را مقایسه کرده و مزایا و معایب آنها همچنین مقدار مورد نیاز از هر کدام را در 1000 گالن اسید کلریدریک 15% برای جدا کردن ppm5000 از آهن فریک در دمای F˚150 برای حداقل 2 روز نشان می­دهد.

ایمن­ترین روش برای جلوگیری از آسیب مخزن به وسیله هیدروکسید آهن رسوب کرده، تمیز کردن یا اسید شویی لوله­ها با اسید، قبل از اسیدکاری سازند است. اسید باید حاوی مقادیر زیادی از افزایه­های کنترل آهن باشد و باید به جای اینکه درون سازند پمپ شود، در چاه چرخانده شود.

 

 

- افزودنیهای تمیزکاری

هنگامی که مشکل در مسئله انتقال اسید مصرف شده از سنگ مخزن ایجاد گردد، افزودن نیتروژن، الکلها و یا مواد موثر سطحی به اسید مورد توجه قرار می­گیرد.

تحقیقات «تانیچ» نشان داد که هنگامی فشار چاه کاهش می­یابد. گاز نتیتروژن منبسط شده، به گاز یا سیال مخزن کمک می­کند تا سیال عملیاتی را از چاه خارج کند.

 

جدول زیر مقایسه عوامل مختلف کنترل کننده آهن

عامل کنترل کننده

مزایا

معایب

مقدار (1b)

اسیدسیتریک

تا دمایF˚40کارآمد است

اگر مقادیر اضافی (بیش از (10l b/100gal آن مصرف شود، بصورت سیتریک کلسیم رسوب می­کند.

175

مخلوط اسیدسیتریک و اسید اسیتیک

در دمای پائین­تر خیلی کارآمد است

کارآمدی آن در دماهای بالای F˚150 بسرعت کاهش می­یابد

50,87

اسیدلاکتیک

مقادیر اضافی آن، شانس کمی برای تشکیل رسوب لاکتیک کلسیم وجود دارد.

در دمای بالاتر از F˚100 خیلی کارآمد نیست

190

اسیدگلوکونیک

احتمال کمی برای رسوب گلوکانت کلسیم دارد

فقط تا دمای F˚150 کارآمد است و گران قیمت هم می­باشد

350

اسیدنیترتلیوتری استیک

تا دمای F˚400 کارآمد بوده و در اسید بیش از EDTA قابل حل می­باشد از EDTA ارزانتر است

 

150

ارتیربات سدیم

مقدار کمتری از آن مورد نیاز است. تا دمای F˚400 کارآمد است.

در HF نباید استفاده شود

23

 

الکلها معمولاً جهت کم نمودن کشش سطحی بین اسید مصرف شده و سیالات طبقه و نیز به منظور کم کردن فشار بخار اسید مصرف شده بکار می­روند. اضافه نمودن الکل به اسید در مخازن شیلی با تراوایی بسیار پایین که در آنها آب به سختی از ماتریک سنگ قابل انتقال است، بسیار مفید است. همچنین از آن به منظور خارج کردن بلوک­های آبی، بهبود و بازیافت سیال، کند کردن واکنش اسید و کاهش آب محتوی استفاده می­شود. متداولترین آنها در اسیدکاری، ایزوپروپانول و متانول می­باشد.

همانطور که قبلاً هم ذکر شد بعضی اوقات جهت کم کردن کشش سطحی اسید، عاملهای فعال و موثر و سطحی را به آن اضافه می­کنیم تا سرعت فرآیند بازیابی افزایش یابد. استفاده از این مواد به علت اینکه این مواد به سطح طبقه چسبیده و این امر باعث کاهش تاثیر آنها می­شود، کاهش یافته است.

 

انتشار «سوراخ کرمی»­ها:

وقتی اسید داخل سازند تزریق می­گردد همچنین نکته در انتشار «سوراخ کرمی» این است که طول موثر سوراخ کرمی باید با افزایش سرعت تزریق و گذشت زمان افزایش یابد. و تاثیر پوسته­ای باید در ناحیه انتشار «سوراخ کرمی­ها» کاهش یابد. هانگ و همکارانش با استفاده از تعادل بین نفوذ اسید و هرزروی سیال در دیواره «سوراخ کرمی­ها» مدلی را برای انتشار سوراخ کرمی­ها ارائه دادند. که بیان کننده سرعت انتشار «سوراخ کرمی» بوسیله رسیدن مقداری از آن به انتهای سوراخ کرمی می­باشد:

 

فرمولهای دیگری نیز ارائه شده است که به قرار زیر است:

 

که در آن :

Pw: فشار ته چاه (pa)

PR: فشار متوسط مخزن (Pa)

Ct: ضریب فشردگی نفت مخزن (1/pa)

: ویسکوزیته سیال مخزن (kg/m-s)

qo: سرعت تزریق اسید m3/s))

: تخلخل مخزن

CR: ضریب هرزروی سیال (m/s1/2)

X: قدرت حلالیت اسید

L: طول سوراخ کرمی (m)

rwh: شعاع سوراخ کرمی (m)

K: تراوایی مخزن (m2)

- محاسبه نفوذپذیری

نفوذپذیری در مغزه را می­توان از طریق فرمول دارسی محاسبه کرد:

 

که در آن:

Q: میزان سرعت تزریق اسید (CC/Sec)

: گرانروی اسید (Cp)

: طول مغزه (cm)

A: سطح مقطع مغزه (Cm2)

: افت فشار در طول مغزه (bar)

K: تراوایی (darcy)

- محاسبه ضریب پوسته

اثر آسیب­دیدگی را که با S نشان داده می­شود، می­توان از طریق فرمول زیر محاسبه کرد:

 

که در آن:

KI: نفوذپذیری مخزن (md)

Kd: نفوذپذیری قسمت آسیب دیده (md)

rw: شعاع چاه (ft)

rd: شعاع منطقه آسیب دیده (ft)

S: ضریب پوسته

 

- محاسبه فضای خالی داخل مغزه

اگر مغزه­ای به شعاع rc و به ارتفاع hc داشته باشیم که در آن میزان تخلخل  باشد در این صورت حجم فضای خالی (PV)

 

می­توان تغییرات PV را با تغییر  و K در حین اسید کاری از طریق فرمول لامبرت بدست آورد.

 

: تخلخل جدید

K: تراوایی جدید (md)

Ko: تراوایی اولیه (md)

: تخلخل اولیه

 

و با جا گذاری در رابطه بین PV و BV داریم:

 

- فشار اصطکاکی

فشار اصطکاکی در واقع در موقع حرکت لوله بین سیال و دیواره چاه یا سطح دیواره لوله بوجود می­آید. برای طراحی یک اسیدکاری موفق داشتن فشار اصطکاکی ضروری     می­باشد.

فشار اصطکاکی برای اسید به صورت زیر بدست می­آید:

وزن مخصوص× طول لوله­ها× = فشار اصطکاکی برای اسید

 

- محاسبه بیشترین سرعت تزریق:

سرعت تزریق را می­توان از طریق فرمول زیر محاسبه کرد:

 

که در آن:

qmax: بیشترین سرعت تزریق (BPM)

S: ضریب پوسته

gf: گرادیان فشار (Psi/ft)

H: عمق عمودی حقیقی (ft)

h: ضخامت مخزن (ft)

K: تراوایی طبیعی (md)

KH: تراوایی افقی(mg)

v­: تراوایی عمودی (md)

P: فشار متوسط مخزن (Psi)

e: شعاع مخزن (ft)

r­­­: شعاع چاه (ft)

: گرانروی (Cp)

: فاکتور ایمنی (Psi 200-500)

 

- محاسبه بیشترین فشار پمپ در سطح:

برای تزریق اسید توسط پمپ بیشترین فشار را می­توان فرمول زیر محاسبه کرد:

 

که در آن:

s: فشار سطحی (Psi)

Ph: فشار هیدرواستاتیکی (psi)

Pf: فشار اصطکاکی(Psi)

 

- عملیات مخصوص  چاه گاز:

گاز نیتروژن خصوصاً در چاه­های گازی یک بیش­شوی موثر می­باشد. HCL       می­تواند در ترکیب با مواد شیمیایی دیگر برای عملیات­های مخصوصی بکار رود. این بخش خلاصه­ای از فرمولهای مورد استفاده HCL است. ترکیب الکل (متانول اصلی) و HCL برای عملیات چاه گازی بکار می­رود. الکل کشش سطحی را پایین می­آورد اما نه به مقداری که روکشنگر این کار را انجام می­دهد. اما آن به سنگ جذب نمی­شود و تا عمق نفوذ اسید به سازند نفوذ می­کند. همچنین فشار بخار اسید مصرفی را بالا می­برد این امر باعث تمیزی اسید مصرفی می­شود کاهش اشباع آب باقیمانده، تراوایی گاز را بهبود می­بخشد. و نفت را خیلی راحتتر از اسید شستشو می­دهد و تزریق اسید و برگشت جریان آسانتر صورت می­گیرد قابلیت نفوذ اسید در میکروامولسیونهای اسید در نفت در مقایسه با اسید معمولی اقلاً 2 درجه کمتر است. (هافنر و فانگلر 1985).  این نتایج بیشتر در سنگهای هموژنیز در آزمایشهای مغزه مشاهده گردید. که دو مرحله­ای بود.

اولاً اسیدکاری سنگهای کربناتی سخت در سرعتهای پایین امکان­پذیر می­شود که با شرایط حل شدن فشرده با اسید معمولی مطابقت می­کند. ثانیاً در سرعتهای بالاتر از «سوراخ کرمی»های بزرگ در سازند اجتناب می­کند که می­تواند برای خواص مکانیکی سازندهای نرم مثل گچ زیان­آور باشد.

علی­رغم این مزیت­هایش، میکروامولسیونها عموماً در عملیات فیلدی استفاده        نمی­شوند زیرا غلظت بالایی از روکشنگر را نیاز دارند که این چنین سیستمی گران و مراقبت از آن سخت است. و بعلاوه مشکلات پایدار سازی آنها هم بوجود می­آید. خیلی از مواقع نتایج مشابهی در ماکروامولسیون­ها نیز بوجود می­آید. اضافه کردن کمی الکل، واکنش اسید با سنگ را آهسته می­کند و کمی سرعت خوردگی را تسریع می­بخشد. حجم جزئی الکل بسته به کاربردش می­تواند از 20 درصد تا 67 درصد تغییر کند. ترکیب با 67 درصد متانول برای 250 درجه فارنهایت حالت پایداری دارد. با ترکیب یک حلال آروماتیکی و یک تثبیت کننده HCL به یک امولسیون حلال در اسید تبدیل می­شود. حجم جزئی اسید از 50 درصد تا 90 درصد تغییر می­کند. پایداری امولسیون به دما و غلظت حلال بستگی دارد. این فرمولاسیون برای حرکت دادن پارافین و آمیختن رسوبات بکار می­رود. همچنین HCL در ترکیب با یک روکنشگر و یک عامل ژلاتینی برای از بین بردن و حرکت دادن آسیب در مخازن کربناتی بکار می­رود. با ترکیب افزودنیها و یک پراکندگی موفقیت­آمیز می­توان به خوبی رس­ها را حرکت داده و آسیب را از بین برد. در سازندی که ناآمیختگی یا نااستواری وجود دارد.


 
 
اسیدکاری چاه
نویسنده : - ساعت ۱:٠٥ ‎ق.ظ روز ۱۳٩۱/۱/۱٧
 

مقدمه:

اسیدکاری چاه

استفاده از روش های بهینه در اسیدکاری چاه ها اثرات خوبی را در افزایش بهره افزایی چاه های نفت و گاز به دنبال خواهد داشت. عملیات اسیدکاری جهت افزایش نفوذ پذیری سنگ مخزن، مورد استفاده قرار می گیرد. این امر ممکن است باایجاد خورندگی در خود سنگ مخزن یا خورندگی در ذراتی که باعث انسداد خلل و فرج موجود در سنگ مخزن گردیده اند، انجام گیرد. هر چه خلل و فرج بیش تر به هم دیگر راه داشته باشند. سیال داخل آنها بیش تر با یک دیگر مرتبط خواهد بود          و این حالت است که نفوذ پذیری آن ها به حد بالاتری رسیده و در نتیجه عبور سیال از بین این خلل و فرج سریع تر و راحت تر انجام می گیرد.

اکثراً در چاههای نفت وگاز به علت آسیب های وارد به سازند در منطقه نزدیک چاه، نفوذپذیری کاهش می یابد. از جمله عوامل این آسیبها گل های حفاری هستند که در هنگام حفاری با نفوذ در طبقه ایجاد آسیب می کنند. رسوبات مواد آلی و معدنی نیز از جمله این موادند. برای رفع موضوع و افزایش تولید چاه باید به درمان و انگیزش طبقات پرداخته شود.

اسیدکاری یکی از رش های عمومی و پرکاربرد در فرایند انگیزش چاه می باشد. در این عملیات اسید با فشارهای متفاوت به داخل طبقات تزریق می گردد تا با حل نمودن و خارج کردن گیرها و نیز گشاد

نمودن مجراهای موجود باعث افزایش نرخ تولید گردد.

اما باید گفت در هیچ کتاب یا مرجعی نمی توان اسیدکاری را بصورت مراحل مشخص و ثابت ارائه داد. پارامترهای موثر در نتیجۀ عملیات اسیدکاری فوق العاده پیچیده در ارتباط نزدیک با هم هستند یکی از بزرگترین مشکلات در طراحی عملیات اسیدکاری تعیین میزان این پارامترهاست که عموماً با خطاهای فاحشی نسبت به مقدار واقعی آنها انجام می گیرد.

در این تحقیق سعی شده است تا این پارامترها بخوبی معرفی شده و ارتباط با یکدیگر بیان می شود.

تغییر بسیاری از این پارامترها در طول اجراء عملیات اسیدکاری که باعث تصحیح مداوم طراحی اسیدکاری در طول اجرا می شود، یکی دیگر از مشکلات اجرای این عملیات است که نیازمند تخصص و تجربۀ فراوانی است.

کوچکترین اشتباه در طول فرایند طراحی اجرا و ارزیابی اسیدکاری می تواند براحتی نتیجه معکوس از عملیات بدست دهد.]3[.

 

 

فصل اول: بررسی آسیب وارده به مخزن:

1-1 انواع آسیب های سنگ مخزن :

به طور کلی آسیب های وارد به مخزن بر اساس نوع ایجاد، به دو دسته طبیعی و القایی (مصنوعی) تقسیم بندی می شوند. آسیب های طبیعی آن هایی هستند که به علت تولید از مخزن ایجاد می شوند. آسیب های القایی به علت عملیاتی که روی چاه انجام می شود، به وجود می آیند. مانند حفاری، تعمیر و تکمیل چاه، عملیات انگیزش چاه(Stimulation) یا تزریق .درشکل زیر ناحیه آسیب دیده مخزن نشان داده شده است

 

شکل(1-1) [1]skin

-1-11)آسیب های طبیعی

آسیب های طبیعی به چند دسته تقسیم می شوند:

الف) مهاجرت ذرات

ب) متورم شدن رس

ج)جرم های رسوب کرده از آب و آسفالتین

د) رسوبات غیر آلی و آلی به صورت مخلوط

ه) امولسیون

1-1-1-1)مهاجرت ذرات دانه ریز(Fine Migration)

بسیاری از مخازن نفت سنگین ساختارهای کلاسیک،درصد بالایی از ذرات قابل حرکت دارند. این ذرات می توانند شامل رس ها یا بخش هایی از سنگ مخزن یا ذرات قابل حرکت باشند.

آسیب های وارد به مخزن می تواند به علت جریان سیال از مخزن به چاه، در کنار ناحیه ورود نفت از سازند به چاه اتفاق بیفتد که ضریب تولید نفت را کاهش می دهد. به این ذرات که سنگ مخزن جدا می شوند، ذرات دانه ریز(Fines) می گویند. ذرات مهاجر شامل طیف متنوعی از مواد مختلف هستند،از جمله:

1)رس ها(با قطر کوچک تر از 4 میکرومتر)

2)سیلت ها(بین 4 تا 46 میکرومتر)

ذرات ایجاد شده علاوه بر آسیب رساندن به مخزن با ایجاد پل هایی بین ذرات و مسدود کردن مسیر، به سیستم های مقابله با شن (Gravel Pack) نیز که برای تصفیه ذرات احتمالی در چاه نصب شده اند، آسیب وارد میکنند. این نوع مواد در اسید فلوریدریک، حل می شوند.

سرعت این ذرات و قدرت نفوذی آن ها موجب ساییدگی در سیستم های مقابله با شن (Grave Pack) خواهد شد. مقدار تاثیر رس ها علاوه بر سطح تماس آن ها به پوشیده شدن آن ها توسط ذرات کوارتز نیز بستگی دارد که می تواند اثر رس را کم رنگ کند و این مخازن ماسه سنگی (Sand stone) بیشتر اتفاق می افتد.[1]

1-1-1-2)متورم شدن رس ها (Clay Swelling)

جذب آب توسط مولکول های برخی از رس ها سبب افزایش حجم آن ها شده و این افزایش حجم منجر به کاهش تراوایی در سنگ مخزن خواهد شد. رس ها در اثر تغییر بار الکتریکی، متورم شدن و جایگزینی در خلل و فرج سازند، باعث ایجاد رسوب و آسیب دیدگی سنگ مخزن می شوند.

میزان حساسیت رس به آب و نیز مقدار رس موجود در سنگ مخزن و مکان قرار گیری رس، سه فاکتور اساسی در بادکنندگی رس می باشند. میزان رس و نیز قدرت پخش شدگی آن (Deflocculation) و قرار گرفتن آن در گلوگاه ها و حفرات بزرگ، احتمال مسدود کنندگی را افزایش می دهد. خاصیت پخش شدگی رس هنوز به اندازه بادکنندگی آن شناخته شده نیست. علت این پدیده را ایجاد باندهای الکتروستاتیک بین مولکول های رس با مولکول های آب یا با سیالی با PH متفاوت یا آب با نمک کم حدس زده اند که باندهای بین مولکول های رس را تضعیف می کند. بیش تر میزان بادکنندگی رس مربوط به وجود کانی اسمکتیت (Smectite) یا مخلوط های آن         می باشد که در صورت مجاورت با آب تا حدود 6 برابر افزایش حجم دارد. نحوه برطرف کردن آن استفاده از مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک همراه با تعلیق کننده (Suspending Agent) است.

1-1-1-3)رسوب های حاصل از آب املاح دار (Scales)

رسوب های مختلف در اثر نفوذ مواد گل ایجاد می کردند و روش برطرف کردن آن ها متفاوت است. این رسوبات، مواد شیمیایی محلول در آب هستند که به علت برخورد با آب ناهمگون یا نازساگار (آب سازند با آب تزریقی یا صافات گل) با تغییر در شرایط تعادلی محلول شامل دما، فشار، گاز محلول و ویسکوزیته جریان، رسوب می کنند، به عبارت ساده تر ته نشین شدن آنها در اطراف دهانۀ چاه به دلیل کاهش درجه حرارت و پایین آمدن فشار در هنگام تولید می باشد. این رسوبات  می توانند در لوله مغزی(Tubing) یا مشبک ها (Perforation) یا سنگ مخزن مشکل ایجاد کنند. انواع مشکل ساز رسوب ها، راه های جلوگیری از تشکیل و زدودن آن ها عبارتنداز:

1)کلسیت یا کربنات کلسیم (CaCO3) و افزایش PH محلول رسوب می کند. این گونه رسوب ها با اسیدکلریدریک برطرف می شوند.

2)گچ(CaSO4.2H2O): که معمول ترین رسوب سولفات در صنعت نفت است که با اتیلن دی آمین تترا استیک اسید (EDATA) برطرف می شوند.

3)رسوب های آهن (Iron Scales) : رسوب های آهن شامل کربنات آهن و نیز سلوفید آهن به سختی قابل زدودن می باشند. این رسوب ها بیش تر در چاه هایی که زمینه بیش تری برای حضور آهن داشته اند، یافت می شوند. مثلاً در چاه هایی که خوردگی آهن ناشی از لوله های حفاری بیشتر باشد یا در عملیات اسیدکاری به علت خورده شدن آهن توسط اسید، زنگ های آهن وارد محیط مخزن شده باشد. هفت نوع مختلف از رسوب سولفید آهن شناخته شده که تنها دو مورد آن(Fe3O3,FeS) به سهولت قابل حل در اسیدکلریدریک(HC1) می باشد و بقیه یا به هیچ وجه قابلیت انجلال ندارند یا اندکی حل می شوند و این وخامت موضوع را در مورد رسوب های آهن نشان میدهد.

4) رسوب های کلرید(Chloride scales): رسوب های کلرید مانند کلرید سدیم از آب که شامل آب های تزریقی، آب خود مخزن یا سیال حفاری می باشد، می تواند به علت کاهش دما در سطح یا تبخیر جزئی آب در لوله های صورت گیرد که راه های جلوگیری از این پدیده، طراحی مجدد سیستم های مکانیکی برای ممانعت از افت دما و تبخیر آب می باشد. این گونه جرم ها با اسیدکلریدریک ضعیف یا آب تازه (Fresh water) برطرف می شوند.

5) سولفات باریم (BaSO4): که از نظر مقدار، کم ترین رسوب سولفاته را دارد اما، مقدار کمی از آن دردسر فراوانی را ایجاد می کند.

6) رسوب های سیلیکا(Silica Scales): علت به وجود آمدن این رسوبات اساساً تزریق بخار آب داغ یا آلکالین است.

در هنگام تزریق، سیلیکا در بخار آب داغ و آلکالین با PH بالا حل می شود و پس از طی مسافتی قبل از رسیدن به چاه تولیدی یا در خود چاه به علت کاهش دما(در مورد بخار آب) یا کاهش pH (به علت کاهش غلظت آلکالین) رسوب می کند و منجر به ایجاد رسوبات سیلیکا در سنگ مخزن          می شود.

1-1-1-3-1) رسوبات آلی (Organic Deposits)

رسوبات آلی شامل آسفالتین و پارافین و قیر می باشند که تحت تأثیر کاهش فشار یا دما در لوله ها یا شبکه ها (Perforation) یا سنگ مخزن رسوب می کنند. ازدلایل عمده عملیاتی رسوب ترکیبات آلی، تزریق سیال سرد یا افت فشار مخزن به علت تولید می باشد. این نوع رسوبات نباید با لجن ها (Sludge) اشتباه شوند. لجن ها، امولسیون های غلیظ (Viscois) خاصل از واکنش بین نفت خام با برخی اسیدهای غیرآلی قوی هستند که به راحتی زدوده نمی شوند.

کریستالیزه شدن پارافین ها و آسفالتین های نفت سنگین که به دلیل کاهش درجه حرارت ضمن تزریق اسید ایجاد میگردد. لازم است با استفاده از حلال های آلی (Organic Solvents) کاهش یابند.

1-1-1-3-2) پارافین ها (Paraffins)

پارافین ها، دارای زنجیرهای بدون شاخه و ترکیب های مولکول، حدود 16 تا 60 مولکول می باشند. افت دما و فشار ونیز انتهای سنگین شاخه ها به دلیل شاخه های جانبی منشعب، از دلایل رسوب پارافین ها هستند.

دمایی را که پایین تر از آن اولین ساختار کریستالی پارافین شکل می گیرد، دمای ابر (Cloud Point) می نامند. طراحی مجدد یا تکمیل چاه (Well Complection) به طوری که دمای سیال وقتی که به سطح می آید، بالای دمای ابر باشد و تصحیح این دما بااستفاده از روش های بهبودی شیمیایی روی سیال مخزن،مانع از رسوب آن در مخزن و تأسیسات می شود.

بیش ترین مشکل پارافین در سطح مشاهده می شود تا در اعماق و سنگ مخزن. چون رسوب پارافینی به شدت تابع دما می باشد و دمای مخزن اغلب ثابت است و تغییرات قابل ذکری از خود نشان             نمی دهد.

1-1-1-3-2) آسفالتین (Asphaltene)

بسیاری از از نفت های سنگین شامل علظت بالایی از آسفالتین می باشند، ولی در صورتی که آسفالتین به صورت محلول یا سوسپانسیون در نفت باشد، مشکل جدی ایجاد نخواهد کرد. در غیر این صورت، با کاهش تراوایی نسبی نفت در سنگ مخزن و نیز تشکیل در برخی لوله ها در تأسیسات سطحی، موجب ضرر و زیان خواهد شد. رسوب آسفالتین منجر به کاهش شدید تراوایی مطلق          نیم شود، اما، به علت پوشاندن سطح حفره ها با سولفات و نفت دوست کردن آن ها و ایجاد نیروی چسبندگی بین نفت خام در حفره ها و سطح آن ها، باعث کاهش قدرت حرکت نفت خام در حفره ها و در نتیجه کاهش تراوایی نسبی آن خواهد شد.

آسفالتین در اثر برخورد با اسیدها یا برخی مواد شیمیایی، تولید لجن یا امولسیون می کند. لذا، قبل از اسیدکاری یا هر نوع عملیاتی که شامل مواد شیمیایی باشد باید تأثیر آن را بر آسفالتین مورد بررسی قرار داد. مواد آسفالتینی ترکیبات آلی شامل ترکیبات متشکل از حلقه های آروماتیک و نفتی          می باشند که جرم مولکولی آن ها جدود چند صد تا چند هزار را شامل می شود. طبقه بندی این مواد، بر اساس محتوای اکسیژن و سولفور نیتروژن قسمت غیرقابل حل نفت خان در حلال های با زنجیره مستقیم (بدون شاخه) مانند نرمال پنتان و نرمال هپتان است.

کلید اصلی در پایداری آسفالتین، قدرت پخش شدگی آسفالتین (Asphaltene Dispersion) می باشد  که این تعریف به نسبت میزان رزین به مقدار مواد آسفالتینی، مربوط می شود. هرچه این نسبت بزرگ تر باشد، آسفالتین پایدار خواهد بود و برعکس، رزین های مخلوط، جامد یا نیمه جامد از مواد آلی، اجزای بسیار گوناگونی از مولکول های آلی ندارند و اغلب شامل پلیمرها می باشند.

میزان آسفالتین شاخص خوبی برای تخمین رسوب نیست و نسبت میزان رزین به مقدار مواد آسفالتینی می تواند تخمین بهترین از رسوب آسفالتین باشد. یون های آهن محلول که معمولاً بر اثر اسیدکاری و خورده شدن آهن توسط اسید و وارد شدن آن به درون تأسیسات و سنگ مخزن به وجود می آیند، فاکتور مهمی در رسوب آسفالتین هستند. رسوب آسفالتین علاوه بر کاهش تراوایی نسبی، سبب گیر افتادن ذرات آب و مسدود کردن مسیر درون حفرات نیز می شود.

1-1-1-3-3) قیر(Tar)

قیر یک حالت از آسفالتین سنگین است که توسط اسید یا حلال های قطبی حل نمی شود و نیازمند حلال های آروماتیک به همراه انرژی لازم برای شست و شو می باشند.

 

1-1-1-4) رسوبات تجمعی یا مخلوط، آلی و غیر آلی (Mixed Deposits)

در مراحل ابتدایی تولید نفت از مخزن، رسوبات آلی روی سطوح داخلی حفره ها را می پوشانند و پس از مدتی، آب نیز با املاح مربوط به خود تولید خواهد شد که رسوبات غیرآلی و معدنی را روی رسوبات آلی به جا خواهد گذاشت؛ لذا، لایه های آلی و غیر آلی متوالی ایجاد خواهند شد.

رسوبات گل حفاری و مواد تزریقی نفت تر (Oil Wet) به صورت گریس مانند روی سنگ مخزن رسوب می نمایند. راه حل برطرف کردن این رسوبات، استفاده از حلال های آروماتیکی (Aromatic Solvents) یا پراکندگی توسط اسید(Acid Dispersion) می باشد.

1-1-1-5) امولسیون ها (Emulsions)

امولسیون ها ترکیباتی از دو یا چند سیال غیرقابل امتزاج هستند که به صورت مولکولی در یک دیگر حل نمی شوند. امولسیون ها از یک فاز خارجی که فاز پیوسته نامیده می شود(Continuous Phase) و یک فاز داخلی که آن را فاز ناپیوسته (Discontinuous Phase) می نامند، تشکیل شده اند. فاز داخلی همان قطراتی است که به صورت سوسپانسیون در فاز خارجی قرار دارد.

اغلب مدتی بعد از تولید طبیعی از مخزن، آب و نفت به طور هم زمان تولید میشوند و این امر (به سبب تولید آب) منجر به شکل گیری امولسیون می شوند،لذا، این پدیده را جزء آسیب های طبیعی دسته بندی می کنند.

امولسیون ها توسط چند شکل خاص از انرژی در حال تعادل قرار دارند که در صورت حذف این نیروها ابتدا قطرات ریز، یکپارچه شده و وقتی به حجم مناسبی رسیدند، توسط نیروی شناوری به بالا رانده می شوند و از حالت تعادل بیرون می آیند. این نیروهای ناشی از عوامل زیر هستند:

1)واکنش شیمیایی برخی مواد که موجب محکم تر شدن سطح تماس حباب یا قطره داخلی با فاز خارجی شده و از به هم پیوستن قطره ها جلوگیی می کند.

2)نیروهای الکتریکی بین مولکول های دو فاز داخلی و خارجی نیز در پایداری امولسیون موثر                می باشند. بدیهی است نیروهای همسان منجر به حل شدن و از بین رفتن امولسیون می شوند.

3) بالا بودن ویسکوزیته اجزای سازنده دو سیال که به جدا ماندن دو فاز خارجی وداخیلی و در نتیجه پایداری بیش تر امولسیون کمک می کند.

یون های آهن(سولفید)، آسفالتین ها، رزین ها،انواع مختلف اسیدهای آلی و ترکیبات هیدروکربن آروماتیک و حلقه دار، در به تعادل رسید امولسیون (آب در نفت) کمک می کنند. بزرگتریم مشکلی که امولسیون ها به وجود می آورند، حداقل 4 برابر کردن ویکسوزیتۀ سیال در حال جریان می باشد که مسلماً از تولید بیش تر جلوگیری می کند.

از اسیدهای مشکل آفرین در زمینه امولسیون، اسید کلریدریک می باشد که در برخورد با نفت سنگین، تولید امولسیونی با ویسکوزیته بالا می کند و منجر به مسدود شدن موقت یا دائمی مسیر ها در ناحیه نزدیک چاه می شود لذا حین اسیدکاری یا انگیزش (sitmilation) باید به این مسأله توجه داشت.

راه تضعیف حالت پایدار امولسیون، استفاده از امولسیون شکن یا ضد امولسیون ها است که شامل مواد کاشه دهندۀ کشش سطحی (Surfactant) می باشد که می تواند به طور طبیعی در نفت یا آب وجود داشته باشد، محصول جانبی تجزیه توسط باکتری ها باشد یا حتی در طول فرایند تولید نفت ایجاد شده باشند و این مواد باید به مقدار کافی مورد استفاده قرار گیرند. مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactant) با سست کردن نیروی بین قطرات معلق و سیال پیوسته، امولسیون ها را از حالت پایدار خارج می کنند. در مقابل ذرات ریز جامد موجود در سیال، پیوسته منجر به بالا بردن تفاوت ویسکوزیته در سیال شده، در نتیجه پایداری را افزایش میدهند. چند نمونه از این ذرات ریز جامد عبارتند از یون های سولفید آهن، پارافین، ماسه، سیلت، رس، آسفالتین، رسوبات معدنی، روغن های محل اتصال لوله ها و محصولات ناسی از خوردگی.[1]

تزریق 2 تا 3 درصد کاهنده ضد امولسیون همراه با آب یا نفت تمیز، می تواند با احاطه نمودن قطرات امولسیون و کاهش کشش سطحی یا میان رویه ایی فازهای تشکیل دهندۀ آب، باعث شکستن و از بین رفتن امولسیون و نزدیک شدن فازها به هم شود. حجم محلول مصرفی معمولاً باید حداقل معادل یا بیش تر از حجم سیالات هرز رفته (سبب بروز امولسیون) در سازند باشد. در ضمن باید اضافه نمود که میزان کاهنده مورد نیاز برای رفع بندش امولسیونی، معمولاً حدود 20 تا 30 برابر حجم کاهنده مورد نیاز برای جلوگیری از بندش امولسیونی می باشد.

تفاوت در مقدار pH سیال نیز تأثیری زیادی بر پایداری امولسیون دارد. اسیدکاری اه که در محیطی پایین تر از pH برابر با 4 انجام می شود، احتمال ایجاد امولسیون و نیز لجن ها را تا درصد بسیار بالایی افزایش می دهد. لذا، حین انجام این عملیات ونیز فرازآوری با گاز (Gas Life) ، تزریق مواد شیمیایی در چند نقطه جداری (Casing) در جهت شکستن امولسیون ها انجام می شود تا pH را حدود 6 و 7 (که برخی از عملیات بهبود چاه در این pH صورت می گیرند) بالا ببرند.

پس به اختصار می توان گفت که امولسیون بر اثر تزریق مواد گل در سنگ مخزن (Oil Zone) و تغییر شوری (Salinity) ایجاد می گردد که با اضافه نمودن مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfacatant) ، دی امولسیفایر(De_Emulsifier) و حلال های دو جانبه (Mutual Solvents) کاهش می یابد.

1-1-2)آسیب های القایی وارد به مخزن:

علاوه بر ذرات مهاجر به صورت طبیعی، برخی ذرات نیز به علت های مختلف در حین فعالیت های عملیاتی نظیر حفاری، تکمیل، تعمیر و انگیزش چاه یا حین روش های بازیافت ثانویه (Secondary Recovery) یا ثالثیه (Tertiary Recovery) ایجاد می شوند. این ذرات با ایجاد پل بین حفره ها و مسدود کردن آن ها که منجر به کاهش تراوایی و کاهش تخلخل می شوند و نیز با پر کردن  شکاف ها که نقش اساسی در تولید دارند، موجب ایجاد آسیب به مخزن می شوند. البته، پل زدن برخی ذرات، فوایدی نیز دارد که شامل کنترل هرز رفت سیال تزریقی جهت تولید بیش تر در بازیافت مرحله دوم و سوم نیز کنترل هرزروی سیال حفاری(Mud) است که با انتخاب ذرات با اندازه مشخص و مناسب می توان این کار را انجام داد. ذراتی که در حفاری، آسیب رساننده هستند، عبارتند از:

1)رس ها

2)خرده های حفاری

3)عوامل افزایش دهندۀ وزن گل و دیگر افزودنی ها

از موارد مشکل ساز که در تعمیر می توان به آن اشاره کرد، شامل:

1)باکتری ها و پلیمرها

2)محصولات جانبی قابل رسوب حاصل از واکنش اسید با سنگ مخزن و لوله های انتقال

3)خرده های حاصل از خوردگی درون تانک های تزریق ومواد ته نشین شده درون آنها

معمولاً این آسیب ها زمانی خود را نشان میدهند که عملیات ، تمام شده باشد و جریان از مخزن به چاه صورت گیرد که در این حالت ذرات ریز معلق با پل زدن، پرکردن های نا مطلوب را آغاز خواهند کرد.

اگر چه برخی از رسوبات نظیر سیلیکات های هیدرات شده تاثیری بر سنگ مخزن ندارند، برخی مانند باروسیلیکات (Barosilicate) و فلوئوباریت (Fluobarite) مفید می باشند و شاید علت آن است که به صورت فیلم روی سطح حفرات رسوب کرده و ذرات ریز معلق را روی سطوح می نشانند تا تشکیل پل ندهند؛ اما، بصورت کنترل نشده مضر است. یکی از این ذرات، هیدروکسید فریک           می باشد که می تواند به طور کامل حفرات را ببندد. پاک کردن و زدودن آن نیز به دشواری صورت می گیرد.

به طور کلی آسیب های القایی وارد به مخزن در اثر عوامل زیر به وجود آیند.

الف) تغییر در میزان یا نوع ترشوندگی به علت تاثیر سیال تزریقی یا سیال حفاری پایه نفتی

ب)واکنش اسید و محصولات جانبی آن

ج) باکتری ها

د) گیر افتادن قطره های آب و مسدود کردن مسیر (Water Block)

هـ) عدم سازگاری با سیالات

و) رسوب آهن ولجن های کاتالیزه شده آهن

ز)گیر افتادن ذرات اضافه شده به سیالات تزریقی یا پلیمرها

1-1-2-1) تغییر در خاصیت ترشوندگی (Wettability Alteration)

خاصیت ترشوندگی سنگ مخزن توسط یک سیال ، تمایل سنگ به جذب سیال روی سطح خود می باشد. هر گاه یک قطره آب، روی سطح پخش شود یا به بیان دیگر زاویه مماس بر قطره در نقطۀ تماس قطره با سطح جامد به سمت قطره، کم تر از 90 درجه باشد، قطره سطح را تر کی کند؛ یعنی سطح جامد نسبت به آب تر شونده است. تراوایی نسبی یک سیال به میزان ترشوندگی آن سیال با سنگ مخزن، بستگی دارد. لذا یک مخزن آب تر (water wet) یعی مخزنی که با آب ، تر               یم شود، تراوایی نسبی بیش تری نسبت به آب از خود نشان میدهد؛ به عبارت دیگر، کاهش تراوایی نسبی نفت (Kro) را سبب می وشد. در مخزن نفتی که آب و نفت در کنار هم قرار دارند، نه تنها نیروی کشش سطحی بین آب و نفت (Surface tension) بلکه بین سیال و جامد را در یک سنگ مخزن تعیین می کند. خاصیت ترشوندگی مخزن، تاثیر مستقیمی روی عملکرد سیلاب زنی با آب یا گاز دارد. سنگ ها ممکن است نسبت به آب یا نفت، ترشونده باشند. همچنین حالت های ترشوندگی حد میانه یا مخلوط نیز وجود دارد.

تراوایی موثر یک سیال نیز با تراوایی نسبی آن رابطۀ مستقیم داردو در نتیجه هرگاه سنگ مخزن، آب تر باشد، توانایی حرکت آب در این سنگ بیش تر از نفت است و هر گاه نفت تر باشد، نفت با سهولت بیش تر از آن عبور می کند. بنابراین، تغییر نوع و میزان ترشوندگی سنگ مخزن می تواند میزان تراوایی موثر سیال ورودی را تحت تاثیر قرار داده و آن را به میزان 80 تا 90 درصد کاهش دهد.

اگر مخزنی به شدت نسبت به آب تر شونده باشد، عنلیاتی سیلابی (water Flooding) انجام            می گیرد که این مخزن، بازدهی بهتری نسبت به مخزنی که به شدت نسبت به نفت تر شونده است دارد. مخزنی که خاصیت ترشوندگی مخلوط  دارد، بهترین بازدهی استخراج آن در اثر تزریق آب به دست می آید و مخزنی که نسبت به نفت تر شونده هست لازم است برای بازیابی بهتر نفت بعد از عملیات سیلاب زنی با آب، عمل سیلاب گازی (گاز حل شونده در نفت) نیز صورت گیردو

در طول عمر مفید یک مخزن، درصد بالایی از سیال تولید، نت و در کنار آن مقدار آب نیز بهتری در حرکت نفا درون حفره ها ایفا میکند، چون به صورت معلق در نیامده و در نتیجه مسیر حرکت نفت همراه خود را مسدود نیم کند. در ضمن بستر نرم تری جهت حرکت نفت فراهم می کند.

با وجود این که آب تر بودن، تراوایی نسبی آب را افزایش می هد، این موضوع به علت مقادیر کم آب و چسبیدن آن به جداره، عملاً افزیش سهولت حرکت نفت در سنگ مخزن را موجب می شود. با این حال، مقادیر بیشتر آب منجر به دام افتادن قطره های نفت خواهد شد. با توجه به تعریف فوق، برخی از مخازن، آب دوست، نفت دوست یا خنثی می باشند. البته نمونه هایی مانند مخزنی در آلبرتای کانادا وجود دارند که هر دو حالت را دارا هستند. در جاهای مختلف این مخزن رفتارهای آب دوستی و نفت دوستی مشاهده شده است.

هر چند ما علاقه مند به داشتن یک مخزن آب تر جهت داشتن بیش ترین میزان ظرفیت عبور سیال هستیم اما بیش تر مخازن ایران نفت تر هستند و این علن دخالت داشتن عنصر دیگری به نام زمان است. با فرصت دادن به سیال درون سنگ مخزن و رسوب برخی ترکیبات، نفت تر شدن سطح با تغییر خاصیت تر شوندگی سطح صورت می پذیرد البته، کارهایی نظیر اسیدکاری که به از بین بردن این رسوبات کمک می کنند نیز انجام می گیرد، اما با گذشت زمان دوباره این امر تکرار خواهد شد.

در مخازن نفت تر (Oil wet) چسبندگی مواد نفتی به سنگ باعث عدم تماس اسید با سنگ مخزن می گردد، در این صورت نیاز به تزریق لال های دو جانبه (Mutual Solvents) به همراه مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی آب تر (Water wetting surfactant) یم باشد.

نیروی چسبندگی یک سیال با سطح جامد (Adhesion) تابعی از نیروی کشش سطحی است و با ارابطۀ زیر بیان می شود:

 

که:

 : کشش سطحی بین نفت و سطح جامد

 : کشش سطحی بین جامد و آب

 : کشش سطحی بین آب و نفت

: زاویه سطح تماس

شکل(1-2) [5]

 

اگر نیروی چسبندگی مثبت باشد(AT>0) فاز سنگین تر خاصیت تر کنندگی دارد و بهتر سطح جامد را تر می کند و اگر AT=0 باشد، هر دو فاز خاصیت ترکنندگی یسکانی دارند زاویه سطح تماس عامل کنترل کنندگی ترشوندگی (wetting) است.

هر چه زاویه سطح تماس  کوچکتر باشد (AT بزرگ) فاز سنگین تر تمایل دارد به راحتی روی سطح پخش شود و سطح را بپوشاند.

1-1-2-2) واکنش اسید و محصولات جانبی آن

به طور کلی آسیب های ناشی از اسیدکاری عبارتنداز:

1)آسیب ناشی از مواد زاید در لوله ها

2)اگر چه اسیدکاری با از بین بردن رسوبات، زمینه را برای آب دوست کردن فراهم می کند اما میزان زیاد مواد ضد خوردگی که به منظور جلوگیری از خوردگی لوله ها به اسید اضافه            می شود، خود منجر به ایجاد برخی رسوبات می شود که به نفت دوست شدن سطح کمک می کنند.

3)ایجاد قطره های آب که مسیرها را مسدود میکند.

4)رسوب با پارافین و آسفالتین

5)واکنش اسید با آسفالتین که منجر به ایجاد لجن می شود، به خصوص در حضور افزودنی هایی نظیر مواد کاهش دهندۀکشش سطحی (Surfactant) یا آهن حل شده.

6)واکنش اسید با سنگ سازند که رسوباتی به جا می گذارد

7)رسوب حاصل از افزودنی هایی که جهت جلوگیری از آسیب یون های آهن دو ظرفیتی (Fe2+) و سه ظرفیتی (Fe3+)به اسید اضافه می کنند. هر گاه این مقادیر زیادتر از آهن موجود در جریان اسیدکاری باشد، رسوب می کنند

1-1-2-3) باکتری ها (Bacteria)

باکتری ها، موجودات میکرو ارگانیسمی هستند که با توجه به مواد مصرفی (نفت) و محصولات جانبی که به جای می گذارند موجبات آسیب رساندن به سازند را فراهم میکنند. این باکتری ها            می توانند از طریق حفاری، تکمیل، انگیزش و تعمیر، همراه با فاز آبی وارد سازند شوند. باکتری ها در محیط هایی با شرایط بسیار متفاوت رشد می کنند. این شرابط عبارتند از : محدوده دمایی 11- تا بالای 120 درجه سانتیگراد pH تا 11 و درصد نمک تا 30 درصد تا فشار تا psi25000.

باکتری ها به سه دسته هوازی و غیر هوازی و با کتریهایی که در هر شرایطی بدون حضور هوا یا در حضور هوا رشد می کنند (Facultative) تقسیم بندی می شوند.

رشد باکتری های غیرهوای به واسطه اکسیژن متوقف می شود و باکتری هایی که در هر شرایطی رشد می کنند (Facultative) در صورتی که همراه با اکسیژن باشند، سرعت رشد آن ها 5 برابر خواهد بود. بیش ترین باکتری های پر رد سر عبارتند از:

1)باکتری های کاهش دهندۀ سولفات

2)باکتری های اکسید کنندۀ آهم

3)باکتری های تشکیل دهندۀ جرم(Slime)

4)باکتری هایی که به پلیمر حمله میکنند.

1)باکتری های کاهش دهندۀ سولفات

این باکتری ها اصلی ترین مشکلات را در مخزن به وجود می آورند آن ها با تبدیل سولفیت و سولفات به سولفید و تولید گاز هیدروژن سولفوره (H2S) به عنوان محصول جانبی باعث اسیدی کردن محیط آبی می شوند و نیز اثرات سمی به جا می گذارند. جمع شدن موجودات ریز و             باکتری ها منجر به پر شدن حفره ها و مسدود شدن آنها (Plugging) می شوند.

رشد این نوع از باکتری ها توسط حرارت و منبع تغدیه آن ها کنترل می شود. مواد غذایی اولیه برای رشد آن ها کربن، نیتروژن فسفر و آهن  حل شده می باشد.

2)باکتری های اکسید کنندۀ آهن

این باکتری ها هوازی هستند و هیدروکسید آهن دو ظرفیتی (Fe2+) را به سه ظرفیتی (Fe3+) تبدیل می کنند که در آب نامحلول است و رسوب می کند. اما بر خلاف آن یون های آهن دو ظرفیتی در اب در شرایط pH پایین (محیط اسیدی) محلول می باشند.

3)باکتری های تشکیل دهندۀ جرم (Slime)

جرم ها مواد تولید شده از برخی باکتری ها Facultative هستند که ترکیبی از گلایکو پروتئین های غلیظ می باشند و روی سطح سنگ مخزن را می پوشانند.

4)باکتری هایی که به پلیمر ها حمله می کنند.

بیش تز از نوع هوازی و تعداد کم تری، غیر هوازی هستند. اکثر پلیمرها دارای منابع کربن فوق العاده می باشند که منبع تغذیه خوبی برای باکتری ها به حساب می آیند. پلیمرها جهت افزایش بازیافت نفت به مخزن تزریق می شوند یا به شکل طبیعی در نفت خام وجود دارند.

راه حل کنترل باکتری ها، استفاده از انواع مختلف باکتری های کاش دهنده (Biocides) می باشد.

1-1-2-4) مسدود شدن حفره ها توسط قطره های آب (water Blocks)

آب در اثر افزایش اشباع در ناحیه ی حفره باز می تواند تراوایی سنگ را تا حد زیادی کاهش دهدو بلوک های آب انواع خاصی از مشکلات تراوایی نسبی نفت (Kro) را ایجاد می کنند. همان گونه که در شکل زیر مشاهده میشود . افزایش اشباع آب از 20به 35درصد سبب کاهش تراوایی نسبی نفت از 90به 30 درصدمیشود.به علت گیر افتادن قطره های آب در روزنه های نازک مسیر عبور جریان سیال مسدود میشود.

 

   شکل (1-3)  [1]

 در صورت وجود رس وایجاد تورم، کاهش تخلخل بیش تر می گردد و به مخزن آسیب می زند. این مسأله با کاهش کشش سطحی (Surface Tension) با استفاده از مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactants) یا الکل ها (Alcoholes) به صورت حامل با اسید، قابل حل است. افزودن 1/0 تا 2/0 درصد حجمی از این مواد به کلیه سیالات تزریقی به درون چاه سازند را آب تر نموده و باعث جلوگیری از ایجاد امولسیون می گردد. مسأله بندش آب (water Block) دراین چاه ها با تزریق سیال و 1 تا 3 درصد حجمی از مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی، برطرف می گردد. برای رفع یک بندش آبی، ممکن است یک بار تزریق محلول همراه کاهنده کافی نباشد و نیاز به تکرار عملیاتی و در پی آن ها تمیز نمودن چاه باشد.

بیش ترین مشکلات مشاهده شده از قطره های به دام افتاده آب، در فشار کم و تراوایی مطلق کم سازندهای تولید کنندۀ گاز که تزریق آب در آن صورت گرفته است، مشاهده شده است. گاز نسبت به نفت توانایی بیشتری در حرکت در محیط متخلخل دارد و این به علت پایین تر بودن ویسکوزیته آن است. اما همین توانایی منجر به محصور شدن قطره های آب توسط مولکول های گاز می شود بدون آن که آن را جابه جا کند. این پدیده هم در طول تولید در اثر بالا آمدن آب(water Coning) و هم در طول حفاری (نفوذ صافاب گل) یا تعمیر و تکمیل به وجود می آید.

1-1-2-5) سیال پایه نفتی (Oil Base Mud)

گل پایه نفتی در بسیاری از چاه های انحرافی که احتیاج به نرمی چرخش برای حفاری دارند و نیز سازندهایی که به واسطه داشتن رس فراوان به آب حساسند، استفاده می شود. بیشتر گل های پایه با چگالی بالاتر از یک پوند به گالن شامل مقادیر کافی از ذرات جامدی هستند که وقتی با اسید یا آب شور غلیظ برخورد می کنند، امولسیون های سیلت پایدار ایجاد می کنند.

1-1-2-6) رسوب آهن

در چاه های حاوی گازهای اسیدی که خوردگی آهن ناشی از لوله های جداری و مغزی زیاد است و نیز در عملیات اسیدکاری چاه ها به علت خورده شدن آهن توسط اسید، رسوبات ثانویه به وجود می آید که برخی از آن ها به راحتی در اسیدکلریدریک (HCI) حل می شوند و بقیه یا به هیچ وجه قابلیت انحلال ندارند یا اندکی حل می شوند. بنابراین رسوبات آهن آسیب جبران ناپذیری بر مخزن وارد میکنند.

برخی از آسیب های وارد به مخزن به علت امولسیون ناشی از این رسوبات می تواند حتی کل ناحیه نفت ده را برای همیشه از تولید خارج کند. برای مثال، در چاهی در تگزاس جنوبی این اتفاق مشاهده شده است. مشکل دیگر استفاده از گل های پایه نفتی تغییر در ترشوندگی سازند کاهش تراوایی به میزان 10 تا 20 درصد مقدار اولیه است ومشکلات جدی تر زمانی اتفاق می افتد که وزن گل های پایه نفتی بیش از 13پوند بر گالن باشد.[1]

درشکل زیر انواع آسیب های وارد به مخزن وعمق نفوذ آنها را در چاه نشان میدهد.

   شکل(1-4) [2]

1-2( منشأ ایجاد آسیب دیدگی مخزن:

به طور کلی می توان منابع ایجاد آسیب دیدگی سنگ مخزن را به صورت زیر دسته بندی کرد:[2]

1-2-1) آسیب دیدگی در اثر عملیات حفاری(Drilling damage)

الف)نفوذ جامدات گل حفاری به درون سازند(Drilling Mud Solids)      

ب)پر شدن تخلخل ها به واسطه جامدات گل(Porosity Filling  by Mud Solids) 

ج) تزریق مایعات گل(Injection Of Mud Filtrate)

د) ضعیف بودن اندود گل(Poor Mud Cake)

ه) سنگین بودن وزن گل(Over Balance)

1-2-2)آسیب دیدگی سازند در اثر تزریق قسمت مایع گل حفاری در سازند

 (Drilling Mud  Filtrate)                                                                              

الف) تغییرات Scale، Salinity و PH در سازند

ب) نفوذ زیاد در اثر افزایش فشار مویینگی

ج)پراکندگی ذرات جامد همراه با مایعات تزریقی

د)باقی ماندن مواد شیمیایی همراه در سازند (Residue)

هـ) سرد کردن سازند.

مایعات گل در حدود 15 فوت در داخل سنگ مخزن نفوذ می نمایند.

1-2-3)آسیب دیدگی در اثر استفاده از گل روغنی (Oil-Based Mud)

الف)نفوذ جامدات فراوان در سازند

ب)ایجاد امولسیون در سازند

ج)تغییرات شوری

د) تغییر تراوایی نسبی به واسطه نفوذ نفت موجود در گل روغنی

1-2-4)آسیب دیدگی در اثر سیمان کاری (cementing Damage)

الف) افزودنی های سیمان و جداکننده ها(spacers) باعث از بین رفتن کیک گل می شوند.

ب)نفوذ آب سیمان(Cement Filtrate) داخل سازند و عدم تناسب آن با سیال سازند

ج)ایجا پراکندگی (Dispersion) در اثر عوامل فوق

د) دوغاب سیمان باعث بالا رفتن pH و ایجاد رسوب کربنات کلسیم (CaCO3) در سنگ مخزن می شود.

هـ) آب اضافه سیمان باعث مسدود شدن خلل و فرج (Water Block) می گردد.

و)در موارد خاصی که سیمان به داخل سازند تزریق می شود.(Cement Saueeze)

1-2-5)آسیب دیدگی در طول تولید از مخزن

 (Damage During Production)   

الف)مسدود شدن خلل و فرج سنگ در اثر افت فشار زیاد

ب) رسوب پارافین ها و Scale در اثر افت فشار زیاد

ج)تغییرات ترشوندگی در اثر جریان سیال در سازند

د) تمیز کاری چاه در دبی جربان بالا (به علت حرکت ماسه و رس سازند و اسنداد خلل و فرج)

1-2-6)آسیب دیدگی دراثر عملیات مشبک کاری(Perforation Damege)

الف) وارد شدن زائدات مشبک کاری در سازند (Debris)

 ب)ایجاد ناحیه فشرده شده اطراف مشبک کاری ها (Crushed Zone)

1-2-7)آسیب دیدگی در خلال اسیدکاری و انگیزشچاه (Damage During Stimulation)

الف) تمیزکردن حفره (Clean Up) در مجاورت سنگ مخزن و هجوم جامدات به داخل آن

ب)عدم کنترل آهن در اثر خوردگی لوله ها

ج) ایجاد لجن (Sludge)

د) ایجاد امولسیون (Emulsion) در اثر عدم تناسب مایعات سازند با اسید.

هـ) از بین رفتن فشردگی لایه های ماسه ای و ریزش آن ها (Deconsolidation)

و) رسوب گذاری ثانویه (Secondary Precipitation)

ز) پراکندگی رس ها (Clay Dispersion)

1-2-8)عملیات تزریقی (Injection Operations)

الف) تزریق آب در سازند، نفوذ جامدات همراه با آب و رس و Scale به داخل سنگ مخزن.

ب)تزریق بخار در سازند (Steam Flood) و نفوذ جامدات همراه (Silica,Zeolites,Scale) به داخل .

ج) تزریق دی اکسید کربن (CO2 Flood) و ایجاد لجن (Sludge) و رسوب کربنات ها در سنگ مخزن.

د)تزریق پلیمر (Polymer Flood) و ایجاد زائدات ژلی (Residue) مسدود نمودن تخلخل های کوچک.

1-2-9)آسیب دیدگی در اثر تعمیر و تکمیل چاه (Completion/work over Damage)

الف)نفوذ جامدات همراه سیال و زائدات پلیمری در سازند

ب) کنترل هرز روی و تغییر حساسیت سازند(Watt ability ,Scales , Clays)

1-2-10)آسیب دیدگی در اثر فیلتر شنی (Gravel Packing)

الف) آسیب دیدگی مخزن به واسطه تزریق و عدم تجمع مناسب فیلتر شنی (خالی ماندن روزنه ها یا فضای بین لوله مغزی و جداری توسط شن)

ب)آسب فیلتر به واسطه تزریق رس و ماسۀ سازند، باقی ماندن پلیمر بین فیلتر و ماسه های سازند.[2]

1-3)Skin damage:

Skin نمایانگر عددی از میزان آسیب سازند می باشد که می توان آنرا به صورت (Haw kins)

ارائه داد[10]

 

                                                                 شکل (1-5)    [10]

 

 که در آن :

K:نفوذ پذیری  یا تراوایی طبقه

Ks:تراوایی منطقه آسیب دیده که تا شعاع Rs گسترش دارد

Rs:شعاع منطقه دگرگون شده ویا منطقه آسیب دیده

Rw:شعاع چاه

اگر سازند آسیب دیده باشد درآن (Ks<K)خواهد بود و با این تفسیر پارامتر s مثبت خواهد بود . اختلاف بیشتر بین K,Ks ونیز عمق بیشتر منطقه آسیب دیده Rs مقدار Sرا افزایش می دهد . در مواردی که سازند به شدت آسیب دیده باشد ,میزان S می تواند خیلی زیاد باشد در سازندی که کاملا آسیب دیده است (Ks=0) میزان S به سمت بینهایت میل میکند .

اگرچاهی اسید کاری شده باشد (Ks>K) در صورت S منفی خواهد بود.

افزایش در عمق منطقه اسید کاری شده , باعث کاهش هر چه یبشتر پارامتر S خواهد شد.ولی پارامترS بندرت به کمتر از 5- می رسد. Skin های با مقدار فوق العاده کم تنها در چاههایی با شکستگیهای طبیعی فوق العاده یا با شکست هیدرولیکی  های کاملا موفق وجود دارند .

طبقات دارای شکستگیهای طبیعی نسبتا خوب , دارایSkin تا اندازه ای منفی هستند . اما اگر چاهی نه اسید کاری شده باشد و نه دارای آسیب سازند باشد و گسترش ترکها و شکستگیها هم زیاد نباشد , در آن صورت S در چاه برابر با صفر خواهد بود . میزان تراوایی و Skin  را می توان بوسیله آزمایش (pressure transient well test) اندازه گیری نمود . اگر امکان داشته باشد , این آزمایش را باید هم قبل و هم بعد از عملیات انگیزش انجام داد. میزان Skin که از آزمایش بدست می آید , واقعا ترکیب چند گانه ای از Skin های متفاوت است .

 

که در آن:

St: میزان Skin کل

S(c+q): Skin ناشی از Partial completion

Sp: Skin ناشی از حفاریهای کامل نشده

Sd: Skin ناشی از آسیب سازند

  : جمع Skin  های غیر واقعی

در چاههایی که در طول آزمایش سر چاهی مقادیر زیادی از Skin را بدست می دهند (50 .30 یا بیشتر) معمولا علت این پدیده تاثیرات Skin های غیر واقعی است , که با نرخ تولید و فاز مواد تولیدی ارتباط دارد .

اسید کاری ماسه سنگ روشی است که در آن تنها Sd قابل رفع بوسیله اسید , منتقل می شود . در سنگهای کربناته اسید کاری روشی است که در آن با ایجاد میان بر در منطقه آسیب دیده , سازند را مورد انگیزش قرار میدهند . در اسید کاری سازند های کربناته بجای اینکه مستقیما آسیب خارج شود سعی می شود که با ایجاد میان بر به منطقه غیر آسیب دیده ماوراء آن دسترسی پیدا شود .

علاوه بر آن بر خلاف اسید کاری در ماسه سنگ , اسید کاری در سنگهای کربناته آسیب ندیده در بعضی موارد می تواند نتیجه خوبی در انگیزش طبقات داشته باشد . این عمل با روش اسید شکافی انجام می گیرد.

 

 

 

                                                     شکل(1-5)  [12]

 

1-4) مفاهیم خواص سازند:

1-4-1) انواع سنگ مخزن

جنس سنگ یکی از عوامل مهم و موثر در تعیین نوع و عملکرد مخزن است که بسته به شرایط رسوبگذاری آن در اعمال دریا متفاوت است. در جدود(1-1) کانیهای اصلی تشکیل دهنده سازندهای نفتی آورده شده است.

جنس مخازن هیدروکربنی عموماً از نوع کربناته، ماسه ای و یا ترکیبی از ایندو می باشد. نحوۀ عملکرد تولید دراین گونه مخازن در ادامه شرح داده می شود.

1-4-1-1) مخازن کربناته (شکافدار)

سنگ این دسته از مخازن از جنس دولومیت و آهک بوده که خاصیت شکنندگی در آنها بسیاراز آنجائیکه شکافها دارای نفوذپذیری زیاد و حجم کم می باشند بعد از گذشت زمان کمی از شروع تولید، تخلیه شده و نفت باید از ماتریس سنگ به آنها تزریق گردد. این عمل در درازمدت تحت مکانیسم ریزش ثقلی صورت می گیرد. چگونگی تراوش نفت از ماتریس سنگ به شکافها را می توان به تراوش آب از جداره کوزه به بیرون تشبیه کرد. بنابراین میزان تولید از مخزن باید متناسب با میزان تراوش نفت از ماتریس به شکافها باشد تا فرصت لازم جهت حداکثر تخلیه ماتریس امکانپذیر باشد. د غیر این صورت زیانهای زیادی به مخزن وارد می شود. ]6[

1-4-1-2)مخازن ماسه ای (کلاسیک)

سنگ این دسته مخازن از جنس ماسه سنگ بوده که درصد تخلخل سنگ ومیزان یکنواختی آن نسبت به مخازن کربناته بیشتر است و از نقطه نظر مهندسی نفت، ارزیابی آن براساس روابط و اصول

جدول 1-1- فرمول شیمیایی کانیهای اصلی تشکیل دهنده مخازن ]4[

نام کانی

فرمول شیمیایی

کوارتز

SiO2

ارتوکلاز

KAlSi3O8

میکروکلین

KAlSi3O8

پلاژیو کلاز

NaAlSi3O8-CaAl2Si2O8

مسکویت

KAl3Si3O10(OH)2

بیوتیت

K(Mg,Fe)3AlSi3O10(OH)2

کائولینیت

Al4Si4O10(OH)8

مونت موریلونیت

(Mg,Fe,Al)4(Al,Si)8O20(OH)4.nH2O

ایلیت

K2Al4(Al,Si)8O20(OH)4.nH2O

کلریت

K2Al4(Al,Si)3(Al,Si)4O10(OH)2 (Mg,Al)3(OH)6

کلسیت

CaCO3

آراگونیت

CaCO3

دولومیت

CaMg(CO3)2

زیاد است. این سنگها میزبان کانیهای سولفیدی نیز هستند. مخازن کربناته شکافدار که قسمت عمده مخازن نفتی ایران را شامل می شود، از دو محیط متخلخل تشکیل شده اند:

الف- شبکه به هم پیوسته شکافها که دارای تخلخل کم اما تراوایی زیاد است.

ب- سنگ مخزن که بصورت بلوکهایی است که توسط شکافها از یکدیگر جدا گردیده اند و قسمت اعظم تخلخل را در بر گرفته و در همین حال از تراوایی ناچیزی برخوردار می باشد.

در صورت عدم وجود شکافها، اکثر مخازن کربناته به دلیل پایین بودن تراوایی، قابلیت تولید نفت در مقیاس اقتصادی را نداشتند. بنابراین وجود شکافهای مرتبط به یکدیگر برای مخازن کربناته موهبتی محسوب می شود.

 وجود یک آبران قوی و یا متوسط در آنها موجب افزایش بازیافت نهایی و نرخ تولید می شود. نحوۀ جریان نفت در این مخازن را می توان به جریان آب در ماسه های بستر رودخانه تشبیه نمود.

از مقایسه چگونگی جریان نفت در مخازن کربناته و ماسه ای می توان به این نتیجه رسید که محدودیتهای موجود در مخازن ماسه ای برای افزایش تولید بسیار کمتر از مخازن کربناته می باشد.]6[

1-4-1-3)مخازن ترکیبی

سنگ این نوع مخازن از لایه های متناوب کربناته، ماسه و پلمه سنگ(شیل) تشکیل شده است.

تعدادی از مخازن عمده ایران از این نوع می باشند. وجود لایه های شیلی موجب کاهش ارتباط بین نواحی مختلف مخزن می شود. تناوب لایه های موجب تغییر نفوذپذیری در آنها شده و تولید از این مخازن را با مشکلات زیادی همراه می کند. از جمله این مشکلات عدم یکنواختی سطوح تماس در لایه های مختلف می باشد. زیرا سرعت حرکت آب و توان تولیدی نفت در لایه های ماسه ای بیشتر از کربناته است. برنامه ریزی تولید از اینگونه مخازن باید به گونه ای باشد که اختلاف فشار و نیز نزدیکی سطوح تماس در لایه های متناوب را به حداقل برساند. بعضی از مخازن بزرگ ایران که از نوع ترکیبی می باشند دارای چنین مشکلاتی می باشند]6[.

1-4-2)تخلخل و نفوذپذیری

سنگ مخزن و اصولاً هر سنگی از مجموعه ذراتی که تحت نیروهای مختلف بهم دیگر چشبیده اند، تشکیل شده است. این ذرات بخاطر هم اندازه و هم شکل نبودن نمی توانند بطور کامل بهم بچسبند و در نتیجه بین آنها خلل و فرج وجود دارد. به کمیت این منافذ تخلخل گفته می شود. این خلل و فرج با وجود اینکه مقیاس خیلی کوچکی دارند، محل ذخیره نفت و سیالات دیگر می باشند. میزان درجه تخلخل درمخازن آهکی بین 10 تا 20 درصد می باشد.

نفوذپذیری مقدار ظرفیت یک محیط متخلخل برای عبور دادن سیالات است. هرچه ارتباط منافذ بیشتر باشد بطوریکه یک معبر فورانی ایجاد شود، قابلیت نفوذپذیری بیشار است. معمولاً نفوذپذیری افقی بیشتر از نفوذپذیری عمودی است و این به دلیل موانع نفوذپذیری در اثر رگه های شیل و رس در جهت عمود بر حرکت می باشد. بسترهای ضخیم تر، نفوذپذیری بیشتری نسبت به بسترهای نازک دارند. جداول(1-2) و (1-3) درجه مرغوبیت مخازن را نسبت به درجه تخلخل و نفوذپذیری نسان می دهند]4[.

جدول(1-2)  کیفیت مخازن از نظر درجه تخلخل]5[

کیفیت مخزن

درجه تخلخل (Q)

قابل اغماض

ضعیف

متوسط

خوب

خیلی خوب

%5-0

%10-5

%15-10

%20-15

%25-20

 

                          جدول(1-3)         کیفیت مخازن از نظر درجه نفوذپذیری]5  ]

کیفیت مخزن

درجه نفوذپذیری(K)

متوسط

خوب

خیلی خوب

10-1میلی دارسی

100-10 میلی دارسی

1000-100 میلی دارسی

 

1-4-3)خاصیت ترشوندگی

ترشوندگی تمایل سنگ به تر شدن توسط یک سیال می باشد. سنگهای مخزن به سه صورت آب تر، نفت تر و خنثی وجود دارند. با توجه به اینکه سنگهایی مانند کوارتز، کربناتها و سولفتها در حالت طبیعی شدیداً آب تر هستند، عموم سازندها آب تر بوده و تا زمانی که خلاف آن در آزمایشات روی مغزه ثابت نشود آنرا آب تر فرض می کنند. سازندها می توانند تحت تأثیر طولانی سیالات و مواد شیمیایی و جذب فعال کنندهای سطحی از بعضی از انواع نفت مخزن(رزین ها و آسفالتین ها) بطور کامل یا جزئی نفت تر شوند.

ترشوندگی عامل مهمی در کنترل سازند، جریان و توزیع سیالات مخزن است. فازتر کننده تمایل به نفوذپذیری در مجاری باریک و راندن فاز غیر تر کننده به مجاری بزرگتر را دارد. به همین دلیل معمولاً در مخازن نفت نفوذپذیری نفت نسبت به آب بیشتر است. یعنی نفت تمایل به ماندن در مرکز فضاهای روزانه ای را داشته ولی آب با نیروی اصطکاکی که سنگ در برابر جریان آن ایجاد می کند جذب سطوح آب تر می شود. بر عکس این پدیده هم برای زمانی که ماتریس نفت تر باشد، صادق است]5[

 

 

1-4-4) قانون دارسی

بطور کلی جریان سیالات در یک مخزن به یکی از سه حالت خطی، شعاعی و کروی صورت              

می گیرد که به شکل مخزن، نحوه حفر چاه و محل برخورد چاه با مخزن دارد. اگر چاه در وسط مخزن حفر شود، جریان شعاعی و اگر در بالای مخزن باشد جریان کروی پدیده می آید. در حالتی که تعدادی چاه در فواصل کوتاه حفر شوند، خطوط جریان موازی بوده و جریان خطی بوجود می آید.

اصول کلی معادلات حرکت برای انواع جریانها مشابه بوده واز قانون دارسی تبعیت می کنند. قانون دارسی جریان یکنوخات سیال را از درون یک محیط متخلخل و همگن توصیف می کند و معادله آن بصورت زیر بیان می شود:

                                                  

در این رابطه Q دبی جریان، A سطح مقطع، dp/dl گرادیان فشار،  ویسکوزیته و K ضریب نفودپذیری می باشد.

معادله های جریان شعاعی و خطی به صورت زیر خلاصه می شود. [5]:

                                                                           

                                                                      

که در آن، Q: دبی (CC/sec)

K: نفوذپذیری (Darsy)

h:ارتفاع (ft)

 : اختلاف فشار (atm)

B0: ضریب حجمی سازند

: ویسکوزیته سیال (CP)

Re: شعاع تخلیه (cm)

Rw: شعاع چاه (cm)

A: سطح مقطع (cm2)

1-4-5 )شاخص بهره دهی

یکی از هدفهای مهندسی تولید، بالا نگه داشتن این شاخص می باشد. شاخص تولید یا بهره دهی از رابطه زیر قابل محاسبه است:

 

 

که در ان، Q: نرخ تولید (BOPD)

K: نفوذپذیری (mD)

h:ارتفاع (ft)

Pe: فشار مخزن (Psi)

Pwf: فشار جریان ته چاه (Psi)

B0: فاکتور افزایش حجم طبقۀ(نسبت حجم نفت در شرایط مخزن به شرایط تانک ذخیره)

: ویسکوزیته سیال (CP)

Re: شعاع مخزن (ft)

Rw: شعاع چاه (ft)

S: ضریب پوسته

روشهایی که طی آن می توان یک چاه را تحریک کرد از روی چگونگی تغییر پارامترها در معادله فوق و به منظور بالا بردن شاخص PI مشخص می گردد]12[. بدین منظور با انجام موارد زیر می توان بهره دهی راافزایش داد:

الف- بایدضریب پوسته را کاهش و یاحذف نمود. بدین لحاظ بایداز چگونگی و نوع آسیب مطمئن شد و با اعمالی چون اسیدکاری آنرا کاهش داد.

ب- با توجه به اینکه فشار با لگاریتم شعاع متناسب است، نفوذپذیری را در نزدیک چاه افزایش داد. این امر با ایجاد شکافهای مصنوعی توسط اسیدکاری یا تزریق سیال با فشار بالا امکان پذیر است.

ج- گرانروی نفت را با افزایش دما مثلاً تزریق بخار آب کاهش داد.

 

 

فصل دوم: روش های اسیدکاری و اسیدهای مورد استفاده:

2-1 )طبقه بندی اسیدکاری:

2-1-1) اسید شویی( Acid washing)

الف) شستشوی اسیدی: اصولاً هدف استفاده از این سیستم، افزایش نفوذپذیری سنگ مخزن نیست و فقط به منظور تمیز کردن مجرای ورود سیال از سنگ مخزن به داخل چاه مورد استفاده قرار می گیرد. از این سیستم اسیدکاری به منظور شستشوی مواد اندود شده بر روی سنگ مخزن در محل تماس با چاه (اندود گل) استفاده می شود. البته شرط لازم در اینجا قابل حل بودن اندود مورد نظر در اسید است همچنین از این روش می توان برای تمیز کردن شبکه ها بعد از عمل مشبک کاری استفاده کرد. بعد از قرار گرفتن اسید در کنار شبکه ها، آن را به گردش در می آورده وبه این ترتیب عمل تمیزکردن را انجام می پذیرد.

این روش در اکثر مواقع با حضور دکل حفاری انجام می گیرد و به این صورت توان نگه داشتن اسید در کنار لایه ها و به گردش در آوردن آن امکان پذیر می شود.

 

 

2-1-2(اسیدکاری ماتریکس(matrix Acidizing )

از این عملیات هم در انگیزش طبقات کربناته و هم طبقات ماسه سنگی استفاده می شود..

در سازندهای ماسه سنگی عملیات اسیدکاری ماتریکس باید برای رفع آسیب سازند و یا اشکالات موجود در مشبک کاری و یا خلل و فرج نزدیک چاه طراحی گردد]3[.

از لحاظ تئوری جریان اسید از داخل خلل و فرج سنگ عبور کرده و جامدات و موادی را که در جهت حرکت سیال در این خلل و فرج مانع ایجاد می کنند را در خود حل نموده و جریان سیال را به چاه افزایش می دهد.

بنابراین در سازندهای ماسه سنگی، عملیات اسیدکاری ماتریکس تنها عملی در جهت رفع آسیب سازند به حساب می آید. بر این حساب یک عملیات اسیدکاری ماتریکس در سازند ماسه سنگی تنها هنگامی دارای شانس موفقیت است که آسیب سازند موجود در طبقۀ ماسه سنگی به وسیلۀ اسید قابل حل و خروج باشد]3[.

اسید کاری ماتریکس در ماسه سنگهایی که آسیب ندیده اند، نمی تواند به طرز محسوسی باعث افزایش تولید شود. اما دراین جا یک استثناء مهم وجود دارد و آنهم طبقات دارای شکاف و درز های طبیعی است. در ایننوع طبقات ماسه سنگی اسیدکاری ماتریکس می تواند نتیجۀ مطلوبی بدهد]3[.

در مخازن کربناته اسیدکاری ماتریکس به وسیلۀ ایجاد کانالهایی مرسوم به worm hole عمل می نماید. این نفوذها در منطقۀ نزدیک چاه انجام می گیرد.

ایجاد Worm hole ها در سنگ مخزن کربناته بسیار شبیه به حرکت و ایجاد سوراخ توسط کرم خاکی در زیر زمین می باشد. این امکان وجود دارد که از یک worm hole اصلی چند worm hole دیگر منشعب گردد اما غالباً اسیدهای قوی نظیر HCI تعداد زیادی worm hole تنها بدون انشعاب ایجاد می کنند. اسیدهای ضعیفتر نظیر اسید استیک و اسیدهای تاخیری تمایل به ایجاد انشعابات بیشتری از یک worm hole دارند، زیرا به علت سرعت پایین واکنش، میزان هرزروی اسید زنده در طبقه زیاد می باشد. این مسئله به خودی خود اگر در یک محدودۀ معین و مطمئن انجام گیرد. به بهتر شدن نتیجۀ اسیدکاری کمک می نماید]3[.

در طبقات کربناته اسیدکاری ماتریکس اکثراً عملیاتی برای میان برزدن منطقۀ آسیب دیده می باشد]3[.

 

 

 

 

در شکل زیر اسید کاری ماتریکس نشان داده شده.

 

                                                      شکل(2-1)   [7]

 

2-1-3( اسیدکاری شکاف دهنده (fractur Acidizing )

عملیات اسید شکافی معمولاً منحصر به طبقات آهکی است ]3[. از این روش می توان در مخازن کربناته به عنوان میان بر منطقۀ آسیب دیده استفاده نموده ونیز برای انگیزش طبقات بدون آسیب و کربناته می تواند نتیجۀ مطلوبی بدست بدهد.

اسید شکافی نوع دیگری از شکست هیدرولیکی است. در هر مورد تلاش می شود که کانال رسانای جریانی بدست آوریم، که از چاه شروع شده و هر چه بیشتر در طبقه نفوذ داشته باشد هندسۀ اصلی شکاف ایجاد شده نیز تقریباً در هر دو یکسان است. تفاوت بین این دو روش اینست که رسانایی شکاف ایجاد شده چگونه ایجاد شده و چگونه باقی می ماند.

در روش شکست هیدرولیکی از یک سری مواد نگهدارنده نظیر ماسه به عنوانت پروپانت استفاده می شود تا بعد از ایجاد شکاف رسانایی آن باقی بماند.

اما در اسید شکافی از پروپانت استفاده نمی شود، بلکه از واکنش اسید با دیوارۀ شکاف استفاده می گردد تا سطح دیواره به طرز نامنظمی حل شده و بعد از برداشته شدن فشار، رسانایی شکاف حفظ شود.

اگر حل شدن دیواره بصورت طرحهای نامنظم باشد، تااندازه زیادی مطلوب این عملیات است]3[.

در شکل زیر اسید کاری شکاف دهنده نشان داده شده.

    شکل(2-2)  [7]

2-2( اسیدهای مورد استفاده :

2-2-1)اسیدهای معدنی

الف) اسیدکلریدریک(HCI)[8]

معمولیترین اسیدی که به کار برده می شود، اسید کلریدریک است. کاربرد آن معمولاً در مخازن

کربناته (سنگ های آهکی و دولومیت)می باشد؛ ولی در مخازن ماسه سنگی(حداکثر دارای بین درصد کربنات) نیز قابل استفاده می باشد. این اسید با غلظت های 5 تا حداکثر 37 درصد وزنی موجود است و نوع معمولی آن دارای 15 درصد وزنی درجه خلوص است.

چون اسیدی قوی است و بر فلزات اثر می کند، همیشه باید مواد ضد خوردگی به آن اضافه شود. به علاوه جهت بهتر انجام دادن عمل اسیدکاری، مواد مختلف دیگری به منظورهای متفاوت به آن اضافه می گردد.

ب) مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک(HCI-HF)

به مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک Mud Acid گویند. کاربرد آن معمولاً در مخازن ماسه سنگی می باشد و علت آن هم قدرت خورندگی سیلیس توسط اسید فلوریدریک می باشد. در این حالت اسید فلوریدریک اثر خود را می کند و سپس اسید دوم (HCI) شروع به اثر گذاشتن می نماید. قبل از تزریق آن باید مطئمن باشیم که تمام یون نمک از بین رفته باشد، چون این یون با اسید فلوریدریک واکنش داده و تولید رسوب می کند. شکل صفحۀ بعد بیان گر چگونگی انتخاب غلظت اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک در Mud Acid براساس میزان رسوب AlF3 یا CaF2 می باشد.

2-2-2) اسیدهای آلی

اسید کلریدریک در دمای بالا (بیش از 120) بسیار خورنده است و در این دما بسیاری از مواد ضد خوردگی خواص خود را از دست می دهند. لذا در چاه های با دمای درون چاهی بالا، اسیدهای آلی جایگزین اسید کلریدریک می شوند.

الف)اسید استیک (CH3COOH)

معمول ترین نوع اسید آلی که جهت اسیدکاری مصرف می شود، اسید استیک است. این اسید معمولاً برای خورندگی سنگ های آهکی و دولومیتی مصرف دارد و حداکثر تا غلظت وزنی 15 درصد وزنی قابل دست یابی است؛ چوت استات کلسیم حلالیت محدودی دارد. گاز دی اکسید کربن که از واکنش با کربنات آزاد می شود و سرعت واکنش اسید استیک را پایین می اورد. در طول واکنش وقفه ایجاد می کند تا تقریباً 42 درصد اسید مصرف شود. در مواردی که استفاده از اسید ضعیف یا اسیدی که سرعت واکنش پایین تری نسبت به اسید کلریدریک داشته باشد، در برنامه قرار می گیرد، معمولاً از اسید استیک استفاده یم شود. واکنش زیر را در نظر بگیرید:

 

 

 

KD : ثابت تجزیه که به دما بستگی دارد.

a: ضریب اکتیویته

T:دما بر حسب کلوین

A3,A2,A1 : ثابت هایی هستند که برای هر اسید در مراجع وجود دارند.

جدول(2-1) زیر ثابت تجزیه برخی اسیدها را در 77 درجه فارنهایت نشان می دهد.

نوع اسید

ثابت تجزیه اسید(KD)

اسید استیک

5-10×754/1

اسید فرمیک

4-10×772/1

اسید کلریدریک

10

                                                       جدول (2-1)

طبق این جدول، اسید استیک ضعیف ترین اسید است.

واکنش این اسید با سنگ های آهکی و دولومیتی طبق رابطل زیر می باشد:

 

 

مزایای استفاده از اسید استیک (HAC)

1)باعث ایجاد خوردگی نمی شود.

2)همراه با آب به عنوان سیال مشبک کاری در سازندهای کربناته استفاده می شود.

3)از رسوب کردن آهن جلوگیری می کند و آن را به صورت معلق نگه می دارد. مادامی که اسید مصرف نشود، فریک آهن را به صورت محلول در اسید نگه می دارد و از رسوب هیدروکسید فریک (Fe(OH)3) جلوگیری می کند.

4)تا دمای 90 بر پمپ درون چاهی و ادواتی که از آلیاژ آلومینیوم هستند، اثر خوردگی ندارد.

5)به وسایلی که روکش کروم دارند تا زیر 90 اثر نمی کند.

6)چون از اسید کلریدریک ضعیف تر است، می تواند راحت تر با قسمتهای زیادی از سنگ مخزن تماس یافته و عمل خورندگی را به آرامی انجام دهد. [8]

7)قابلیت حفظ شدن در دمای بالا را دارد.

معایب استفاده از اسید استیک

1)درجه حرارت چاه ها عامل مهمی برای کاربرد این اسید است.(محدودیت)

2)در مقایسه با قیمت اسید کلریدریک، اسیدی بسیار گران است و در نتیجه خرج اسیدکاری با این اسید در مخازن کربناته خیلی بیش تر از اسید کلریدریک(HCI) می باشد.

3) سرعت واکنش آن با سازند پایین است.

ب) اسید فرمیک(HCOOH)

اسید فرمیک نیز خواصی تقریباً مشابه اسید استیک دارد ولی ازآن سریع تر اثر می گذارد و تا حدی خورندگی آن بیش تر است. گاز دی اکسید کربن که از واکنش با کربنات آزاد می شود، سرعت واکنش اسید استیک را نیز پایین می آورد. چون اسید فرمیک KD بالاتری نسبت به اسید استیک دارد، تا جایی واکنش می دهد که 86 درصد آن مورد استفاده قرار گیرد.

ج) اسید سیتریک(C6H8O7)

این اسید معولاً برای سنگ های آهکی و دولومیت مصرف می شود و سبب کاهش تورم رس شده و آهن را کنترل می کند.

2-2-3)اسیدهای پودری یا کریستال مانند

الف)کلرواستیک اسید (Chloroacetic Acid)

ب) سولفامیک اسید (Sulfamic Acid)

سولفامیک اسید (HSO3NH2) و کلرواستیک اسید از اسید کلریدریک گران تر هستند. از نظر قدرت عملکرد ضعیف تر از اسید کلریدریک و اسیدهای آلی می باشند، لیکن چون به صورت پودر یا کریستال هستند، حمل و نقل آن ها راحت تر است. این اسیدها، در محل استفاده به راحتی در آب حل می شوند و مورد استفاده قرار می گیرند. اما مسأله مهم در مورد آن ها درجۀ حرارت است.

مزایای استفاده از سولفامیک اسید(HSO3NH2)

1) سرعت عمل نزدیک به اسید کلریدریک است.

2) به صورت پودر بهتر می توان کار کرد.

معایب استفاده از سولفامیک اسید

1) خیلی گران تر از اسید کلریدریک است.

2) در درجه حرارت های بالاتر از 180 درجه فارنهایت تجزیه شده و خواص خود را از دست می دهد. از این نظر توصیه می گردد در حرارت های بالاتر از 160 درجۀ فارنهایت مورد استفاده قرار نگیرد.

 

 

2-2-4)هیبرید اسید ها (Hybriod or Mixed Acids)

این نوع اسیدها عبارتند از مجموعه ای از اسیدهای معدنی و آلی، که مسلماً نسبت به خواص هریک مورد استفاده قرار می گیرند. به طور مثال چون سرعت عمل اسید کلریدریک زیاد است، برای افزایش عمر اثر اسید ودر نتیجه نفوذ بیش تر، قدری اسید استیک که با سرعت کم تری اثر می کند، به آن افزوده می شود. بدیهی است در این حالت، ابتدا اسیدهای معدنی اثر کرده ومادام که خاصیت اسیدی  آن ها از بین نرفته است، اسید آلی همچنان به صورت فعال باقی است و بعد اسید آلی شروع به عمل می کند. این نمونه اسیدها مجموعه ای از اسید کلردریک- اسید استیک یا اسید کلریدریک- اسید فرمیک یا اسید فرمیک – اسید هیدروفلوریک می باشند که شرایط عملکرد آنها در زیر آورده شده است:

الف) اسید کاریدریک – اسید استیک

ب) اسید کلریدریک –اسید فرمیک

این نمونه اسیدهای برای اسیدکاری مخازن کربناته در دمای بالا به کار می روند.

ج) این مجموعه اسید فرمیک – اسید هیدروفلوریک

این مجموعه اسیدها برای اسیدکاری مخازن ماسه سنگی در دمای بالا به کار می روند.

به کار بردن این مجموعه اسیدها باعث می شودکه نفوذ اسید در سنگ مخزن افزایش یابد. اسید هیدروفلوریک، رس های سازند یا رس هایی را که به سازند مهاجرت می کنند در خود حل می کند. این اسید برای سازند کربناته مفید نیست، چون اسیدهای واسطی تولید می کنند که باعث رسوب در سازند می شوند. مقدار 1000 پوند از اسید هیدروفلوریک 2/4 درصد قادر است که 700 پوند از رس (Clay) را در خود حل کند.

2-2-5)اسیدهای کند کننده Retarder Acids[8]

الف) اسید ژلی (Gelled Acid)

در تئوری ، سرعت واکنش اسید را می توان با ایجاد خاصیت ژلی کند کرد. این کند کردن با افزایش ویسکوزیته سیال صورت می گیرد که باعث کاهش سرعت انتقال اسید به دیواره چاه می شود. اسیدهای ژلی در ایجاد شکاف به سویله اسید (Acid Fracturing) استفاده می شوند و ضمن افزایش ویسکوزیته ، افت اصطکاک پایین آمده و سبب کاهش هرزروی می شود. این اسیدها به دلیل افزایش ویسکوزیته در اسیدزنی ماتریس کاربردی ندارند. اسید ژلی:

1)کند کننده جزئی است (Minor Retardation)

2)ویسکوزیته را بالا می برد.

3)کاربرد ابتدایی آن به صورت منحرف کنندۀ جریان (Diverting Agent) است.

4)بعضی ژل ها ذرات ریز را معلق می کنند و بعضی آن ها را به هم پیوسته و توده ای (Floculate) می کنند.

5)مواد ژلاتینی باافزودن پلیمرهای خاصی به اسید ساخته می شوند.

ب) مواد کاهش دهنده کشش سطحی نفت دوست (Oil Wetting Surfactants)

این مواد اغلب یک مانع فیزیکی در برابر انتقال اسید به سطح سنگ ایجاد می کنند. مواد مذکور روی سطح سنگ جذب شده و تشکیل یک لاسه فیلمی می دهند. جذب آن ها اغلب در دبی بالا و دمای زیاد سازند، به خوبی صورت نمی پذیرد که در این صورت این مواد تأثیر چندانی نخواهند داشت.

ج) اسید امولسیونی (Emulisefied Acid)[8]

این اسید ممکن است شامل یک فاز داخلی یا خارجی باشد.اغلب از اسیدی که دارای فاز داخلی بیش تری است،استفاده می شود که شامل 10 تا 30 درصد هیدروکربن به عنوان فاز خارجی و قسمت اعظم آن شامل اسید کلریدریک به عنوان فاز داخلی است. باافزایش ویسکوزیته که در اثر امولسیون ایجاد می شود و جود فیلم نفتی، سرعت انتقال اسید به سنگ مخزن کاهش می یابد و در نتیجه عمق نفوذ افزایش پیدا می کند. استفاده از این اسید به علت افزایش مقاومت اصطکاکی در فضای حلقوی ته چاه، محدود است.

اسید استیک و اسید فرمیک کند کننده های طبیعی هستند.

در مناطق نفت خیر جنوب اسیدهای کندکار به روش زیر سخته می شوند:

الف) نوعی اسید کندکار فیلمی در چاه های نفتی استفاده یم شود که از ترکیب اسید کلریدریک 15 درصد، 1 درصد مادۀ معلق نگه دارنده ذرات (48-SLA) و 2/1 درصد ماده ضد خوردگی (27-Ci) تشکیل می شود.

ب)نوعی اسید کندکار امولسیون از ترکیب 70 در اسید کلریدریک 15 درصد، 30 درصد گازوئیل، 1 درصد ماده ضد امولسیون (30-E) و 1 درصد ماده ضد خوردگی (27-Ci) تشکیل می شود. به عنوان مثال، جهت ساخت 4000 گالن از اسید کندکار امولسیون، باید 2800 گالن اسید کلریدریک 15 درصد، 1200 گالن گازوئیل، 40 گالن ناده ضد امولسیون (30-E) و 40 گالن مادۀ ضد خوردگی (27-Ci) به کار برده شود.

میزان یون آهن موجود در اسید توسط آزمایشگاه باید اندازه گیری شود و این میزان نباید از 1000 میلی گرم بیش تر باشد. در غیر این صورت با تشکیل رسوبات، خلل و فرج سازند را مسدود کرده و عملیات اسیدکاری نتیجه معکوس یم دهد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

فصل سوم: مخازن کربناته

 3- 1) اسید کاری در مخازن کربناته

3-1- 1 )هدف از اسید کاری در مخازن کربناته

دو نوع اسید کاری کلی و پایه ای، برای اجرا در سنگهای کربناته وجود دارد که توسط فشار و نرخ تزریق از هم متمایز می گردند. عملیاتی که در آن نرخ تزریق در فشار ی پایین تر از فشار شکافتن طبقه است به نام اسیدکاری ماتریکس نامیده می شود]7[.

اسید کاری ماتریکس تنها در طبقاتی آسیب سازند را نشان میدهند عملی است . تنها چند استثناء بر خلاف این گفته وجود دارد و آن هم در طبقۀ کربناته ای است که بصورت طبیعی شکفادار می باشد.]3[.

عملیاتی که در آن نرخ تزریق و فشار ناشی از آن به حدی باشد که از فشار شکسته شدن سنگ بیشتر باشد، به اسید شکافی معروف است]3[ اسید شکافی هم در طبقات با آسیب سازندو هم در طبقات بدون آسیب سازند قابل اجرا است. دراسید شکافی ابتدا توسط سیالات مناسب در طبقه شکاف ایجاد می گردد، سپس دیواره های این شکاف توسط اسید خورده می شوند تا هنگامی که این شکاف بسته شد دارای تراوایی باشد.

در نوع دیگری از این عملیات، ایجاد شکاف نیز توسط اسید انجام می گیرد. شکاف بوسیلۀ یک سیستم اسید غلیط و ویسکوز ایجاد می گردد که در طول فرایند تزریق دیواره ها را می خورد]7[.

3-1- 2 )اسید کاری ماتریکس در سنگهای کربناته

اولین هدف اسید کاری ماتریکس عبارت از بهبود حجم جریان از منطقۀ آسیب دیدۀ نزدیک چاه می باشد. این عمل می تواند با حل نمودن سنگهای نزدیک چاه انجام گیرد.

غالباً در اسید کاری ماتریکس، در سنگهای کربناته از HCI استفاده می شود که به تنهایی یا بصورت مخلوطی با سایر اسیدها استفاده می گردد ]8[.

HCI، قسمتهای کربناتی و دولومیتی مخزن را در خود حل نموده و ایجاد می نماید. اگر این کانالها گسترش یابند ایجاد worm hole می نمایند که میتواند در آسیب سازند نزدیک چاه ایجاد شکاف و میانبر نماید.

با این وجود، زمان لازم برای مصرف اسید هنوز کوتاه است . اغلب تنها طبقه در نزدیک چاه را می توان بصورت موثری انگیزش نمود. بنابراین می توان گفت که عملیات اسیدکاری ماتریکس موثر و با نتیجه خوب، دورتر از چند وفت از چاه تقریباً غیر معمول است ]9[ آسیب قابل انتقال بوسیلۀ اسید و یا آسیب سازند که اسید قادر باشد در آن میان بر ایجاد کند، باید وجود داشته باشد تا عملیات اسید کاری ماتریکس بصورت ایده آلی صورت پذیرد]3[.

3-1-3( اسید شکافی در سنگهای کربناته

عملیات اسید شکافی در سنگهای کربناته، به دو منظور ایجاد راه میان بر در زون آسیب دیده و یا ایجاد شکافهای تراوا در زونهای غیر آسیب دیده بکار می رود]7[.

همانطور که قبلاً ذکر شد اسید شکافی نوعی دیگری از شکست هیدرولیکی می باشد

 در اسید شکافی تراوایی شکاف بوسیلۀ خورده شدن دیواره های شکاف با اسید بدست می آید. ولی در این تراوایی بوسیلۀ پروپانت که دهانۀ شکاف را باز نگه می داد بدست یم آید.

دو روش کلی وجود دارد که بوسیلۀ آن ها می توان به شکافهای خورده شده توسط اسید دست یافت]7[:

  • Viscos fracturing
  • Viscos acid fracturing

در viscos fracturing ابتدا شکافی بوسیلۀ یک سیال غلیظ (غیر از اسید) ایجاد می گردد. سپس اسید با گرانروی کمتربه داخل شکاف تزریق می گردد. این اسید از داخل سیال غلیط به سرعت و بطور غیریکنواخت وارد شده و دیوارۀ شکاف را بصورت ناصافی در خود حل می نماید.

این روش در تمام سنگهای کربناته قابل اجرا است. اما در طبقات یکنواخت تر نظیر سنگ آهک وChalk های خالص مفید تر می باشد.

در روش دوم یعنی Viscos acid fracturing از اسیدی غلیظ نظیر اسید ژلی شده یا امولسیونی شده و یا اسید کفی و یا اسیدهای بصورت شیمیایی تاخیری شده استفاده می شود، که هم ایجاد شکاف می نماید و هم سطح و دیوارۀ شکاف را بصورت ناصافی در خود حل می نماید. این روش درکربناتهای غیر همگن، نظیر دولومیتها و یا سنگ آهکهای ناخالص کاربرد دارد.

در طبقات کربناتی انگیزش طبقاتی به خودی خود و بصورت ایده آل می تواند با روشهایی که در آنها طبقه شکافته می شود انجام گیرد. این روشها می توانند شکست هیدرولیکی و یا اسید شکافی باشند.

در انگیزش طبقات غیر آسیب دیده، می بایست مجرای جریانی گسترده و طولانی در طبقه ایجاد گردد. این مجرا را تنها می توان بوسیلۀ شکافتن طبقه ایجاد نمود.

طول شکاف ایجاد شده بستگی به موارد زیر دارد.]1[

الف- خصوصیات هرزروی اسید

ب-نرخ واکنش اسید

ج- نرخ جریان اسید در داخل شکاف

اما باید گفت که خصوصیات هرزروی اسید مهمترین عامل کنترل کنندۀ طول شکاف می باشد.

تراوایی شکاف به میزان زیادی به اینکه دیوارۀ شکاف چگونه خورده شده است بستگی دارد. این دیواره ها باید بصورت غیر یکنواخت خورده شده باشند تا بعد از بسته شدن شکاف تراوایی، در همان شکاف تا حد قابل قبولی باقی بماند. طول شکاف ایجاد شده و تراوایی آنرا به سختی می توان تخمین زد و پیش بینی نمود.

شیمی و فیزیک اسید کاری سنگهای کربناته موضوع بسیار دقیقی است. جنبۀ شیمیایی عملیات عبارتستس از واکنشها و تولیدات واکنشها و یا به عبارت دیگر شیمی اسید کاری مجموعه ای از سینتیک واکنش های اسیدهای مختلف را شامل می شود]3[.

جنبۀ شیمیایی اسید کاری سنگهای کربناته، از لحاظ پایه ای با اسیدکاری ماسه سنگها متفاوت است.

به عبارت دیگر کانیهای کربناته بسرعت و کاملاً با HCI ترکیب شده و تولید آب CO2 و نمکهای بسیار محلول می کنند. کانیهای سیلیکانه تنها به مقدار کمی در HCI محلولند.

اسیدکاری با HF بعلت تشکیل کلسیم فلوراید جامد در سنگ آهک و نیز منیزیم فلوراید در دولومیت کاربردی در کربناتها پیدا نکرده است.]1[.

واکنش HF در ماسه سنگ را نمی توان با واکنش HCI در کربنات مقایسه نمود. این واکنس در ماسه سنگ بوسیلۀ Surface area کانیهای سیلیکاته کنترل می شود. حال آنکه در کربناتها واکنش HCI با انتقال جرم اسید به سطح کانیها کنترل می شود. تفاوت دیگر بین اسید کاری در کربناتها وماسه سنگها اینست که شیمی اسیدکاری کربناتها معمولاً ساده است، ولی برعکس شیمی اسید کاری ماسه سنگها بسیار پیچیده است]8[ در اسید کاری کربناتها چه ماتریکس و چه شکافی واکنشها بسیار ساده اند و تولید رسوبات از واکنش معمولاً جدی نیست. در حالی که در اسید کاری کاسه سنگ ها اغلب ترکیبات، دوباره رسوبگذاری می کنند. اما در کربناتها رسوبگذاری دوبارۀ محصولات ناشی از واکنش اسیدها، تنها می تواند با اسیدهای آلی نظیر اسید سیتریک یا اسید فرمیک و تنها در صورت استفاده از غلظت های بالای آنها روی دهد، که البته هیچ دلیل منطقی برای استفاده از این نوع اسیدهای آلی در اسید کاری کربناتها با این غلظت وجود ندارد.

استفاده از اسید فرمیک با غلظتهای بالاتر از %10 می تواند تولید رسوب کلسیم نماید. همچنین استفاده از HCI در غلظتهای بالاتر از %20 در بعضی موارد، می تواند ایجاد رسوبات غیر قابل حل از ترکیبات کلسیم نماید.]8[

در اسیدکاری ماتریکس کربناتهاHCI به سرعت و کاملاً با کانیهای کربناته واکنش انجام داده و در میان ماتریکس سنگ کانالهای ماکروسکوپیک در ایجاد می کند. تولید worm hole می تواند توسط اسید استیک و یا اسید فرمیک هم انجام پذیرد.

اخیراً هیدروکربنهای کلردار تتراکلریدکربن، برا ی چاههای با دمای بالا مورد توجه قرار گرفته اند. این ترکیبات می توانند در چاه هیدرولیز شده و تولید HCI نمایند. البته استفاده از این هیدروکربنهای کلردار به علت اینگه در طبقه بندی مواد سرطانزا قراردارند، بسیار محدود می شود]3[

در اسید شکافی برای اینکه اسید دیوارۀ شکاف را در خود حل نماید، باید دارای قدرت حل کنندگی کافی باشد. بصورت واقع بینانه ای باید گفت که تنها اسیدی که می تواند به خوبی پاسخگوی این وع عملیات باشدHCI است.]3[

3-1-4(اسیدهای مورد استفاده در اسید کاری کربناتها

اسیدهای معمولی که در انگیزش طبقات کربناته بکار می روند عبارت ند از :]8[

الف. اسید کلریدریک (HCI)

ب. اسید استیک (CH3COOH)

ج.اسید فورمیک (HCOOH)

3-1-4-1(اسید کلریدریک

معمولیترین محلول عملیاتی، برای اسید شکافی و اسید کاری ماتریکس در سنگهای کربناته، محلول %15 HCI می باشد. غلظت اسید می تواند بین %3(برای کاربردهایی نظیر تمیز کردن لوله ها) تا %35

متغیر باشد، ولی غلظت آنها بین %28-15 می باشد.]3[.

3-1-4-2)اسید استیک

اسیداستیک بسیار کم یونیزه می شود و دارای واکنش ضعیفی با کربناتهاست. محافظت تجهیزات در مقابل خوردگی اسید استیک از HCI آسانتر است. به همین دلیل از این اسید به عنوان سیال عملیاتی در مشبک کاری طبقات کربناته و نیز به عنوان سیال انگیزش در طبقات با دمای بالا استفاده می کنند.]8[

اسید استیک فواید دیگری هم نسبت به HCI دارد.

این اسید بطور معمول آهن را جدا می کند و رسوب آن را کاهش می دهد. این اسید برای انگیزش چاههایی که دارای لوله ها و تجهیزات آلیاژی اند مناسب است]8[

غلظت اسید استیک مورد استفاده %10 می باشد.

3-1-4-3 )اسید فرمیک

اسید فرمیک هم مانند اسید استیک، بصورت ضعیفی یونیزه شده واسید آلی ضعیفی می باشد. این اسید از اسید استیک قویتر است و به همین برای محافظت در مقابل خوردگی در آن مشکل تر است. ولی به هر حال می توان از آن بخوبی در کاربردهای دمای بالااستفاده کرد. این اسیدها خصوصاً هنگامی مفیدند که با اسید استیک مخلوط شوند. مخلوط اسید استیک و اسید فرمیک می تواند یک سیال عملیاتی مناسب برای انگیزش در طبقات کربناتی عمیق و دمای بالا باشد. غلظت اسید فرمیک مورد استفاده %9 یا %10 است.

3-1-5 )واکنش اسید با سنگ آهک و دولومیت

فاکتورهایی که روی نرخ مصرف شدن اسید در سنگهای کربناته تأثیر می گذارند عبارتند از ]8[:

الف: دما

ب: فشار

ج: نوع اسید

د: غلظت اسید

ه: سرعت واکنش اسید

و: تولیدات واکنش

ز: نسبت سطح به حجم

ح: ساختار طبقه (ساختمانی و مینرالوژیکی)

3-1-5-1 )دما

نرخ واکنش اسید با افزایش دما افزایش می یابد. در دمای حدود 150 درجه فارنهایت نرخ واکنش HCI و سنگ آهک حدود دو برابر واکنش در دمای 80 درجه فارنهایت می باشد. نرخ واکنش HCI با سنگ آهم، از نرخ واکنش آن با دولومیت بیشتر است. البته این مسئله تا دمای 250 درجه فارنهایت صادق است. در دماهای بالاتر نرخ واکنش در سنگ آهک و دولومیت بصورت معادل و هم اندازه بالا می رود.]8[.

3-1-5-2)فشار

فشار بالاتر از psi 500 دارای تاثیر کمی بر نرخ واکنش است. در فشار کمتر از psi500 با افزایش فشار نرخ واکنش هم افزایش می یابد.]8[.

3-1-5-3)نوع اسید

قدرت اسید، با توجه و نوع به قدرت یونیزاسیون اسید یا درجه ومیزان تولید یون H+ در محلول شناخته یمش ود.

در حقیقت این یونهای هیدروژن هستند که با کانیهای کربناته واکنش انجام یم دهند(نه مولکولهای اسید)

واکنش یونیزه شدن اسید عبارتست از:

                                                                                                

H3C-COOH+H2O"H++H3C-COO-

HCOOH+H2O"H++HCOO-

HCI قویترین این اسیدهاست که تقریباً به طور کامل تبدیل به H+ و Cl- می شود. ]3[ اسید استیک و اسد فرمیک بصورت ضعیفی یونیزه شده و نمی توانند به طور کامل تبدیل به H+ و یون آنیون مربوطه شوند. در نتیجه اسیدهای آلی دارای سرعت مصرف شدن آهسته تری هستند وبه علت داشتن وزن بیشتر، دارای قدرت حل کنندگی کمتری برای درصد مشابه اسید در محلول هستند.]3[

3-1-5-4)غلظت اسید

نرخ مصرف شدن اسید HCI درغلظت حدود %20 به حداکثر می رسد. در غلظتهای بالاتر حجم بیشتر Co2 و CaCl2 تولیدی در محلول تأثیر کند کننده بر روی واکنشها دارد. اسید استیک و اسید فرمیک بصورت طبیعی بوسیلۀ تولیدات واکنش خود با طبقه، یعنی به ترتیب استات کلسیم و فرمات کلسیم ضعیف شده اند و فواید این اسیدها باافزایش غلظت کم می شود.]8[

 

 

3-1-5-5)سرعت اسید

سرعت اسید هم تاثیراتی بر روی نرخ مصرف شدن دارد. در اسید شکافی، افزایش سرعت باعث افزایش نفوذ اسید زنده می گردد.]8[

3-1-5-6)نسبت سطح به حجم

نرخ مصرف شدن اسید متناسب با میزان سطحی از سنگ، که با حجم معین از اسید تماس پیدا میکند می باشد. در اسید کاری ماتریکس، نسبت مساحت سنگ به حجم اسید بسیار زیاد است و اسید بسرعت مصرف می شود. به همین دلیل بسیار مشکل است که در اسید کاری ماتریکس، بتوان عمق نفوذ زیادی بدست آورد، مگر اینکه سیستم اسید فوق العاده تأخیری شده باشد، بحدی که بتواند تأثیرات عملیات را متعادل نمایند.]8[

در شکافهای طبیعی نسبت مساحت سنگ به حجم اسید بسیار کمتر است. و در نفوذهای عمیقتر شکست هیدرولیکی ممکن است این نسبت جتی کمتر باشد. به همین دلیل نفوذ عمیق در سازند در این نوع عملیات ممکن است، خصوصاً در سیستم اسیدی که تاخیری شده است و هرزروی و نشت آن کنترل شده باشد.

 

 

3-1-5-7)ساختار طبقه

ترکیبات فیزیکی و شیمیایی طبقه در شناسایی زمان مصرف شدن اسید بسیارر مهم هستند. اسید در کربناتهای فوق العاده خالص (%85) بسرعت حل می شود. زمان مصرف شدن اسید در طبقات با درصد کمتر کربنات (%85-65) بسیار کمتر است. همانطور که قبلاً اشاره شد، نرخ واکنش اسید در سنگ آهک تقریباً دو برابر نرخ واکنش اسید در دولومیت است.

بنابراین نفوذ اسید زنده و فعال در دولومیتها می تواند بیشتر باشد.

اسید بصورت زیر با کربناتها واکنش می دهد:

                                                                                2Hcl+CaCo3"CaCl2+Co2+H2O

4Hcl+CaMg(Co3)2"CaCl2+MgCl2+2Co2+2H2O

با اسیدهای ضعیف تر (اسید استیک و اسید فورمیک) ایجاد یونهای H+ بوسیله تولید Co2 و ایجاد یک اسید ضعیف در محلول محدود می شود. به همین دلیل در مخلوطHCl و اسیدهای آلی خصوصاً در دمای بالا اسیدهای آلی نمی توانند زیاد یونیزه شوند.

این نکته تا هنگامی صحت دارد که اسیدHCI بصورت قابل ملاحظه ای مصرف نشده باشد. هنگامی که HCI مصرف شد، اسیدهای آلی شروع به تفکیک و یونیزه شدن می نمایند]8[.

جدول 3-1- قدرت حل کنندگی اسیدهای مختلف را نشان می دهد.

                              جدول (3-1)       قدرت حل کنندگی اسیدهای مختلف ]8[

Calcium carbonate dissolved per gallon. Pound

Concentration%

Acid

1.84

15

HCI

1.08

15

Acetic

1.42

15

Formic

 

اسید فرمیک با غلظت%10 دارای قدرت حل کنندگی برابر با غلظت %80 از HCI است . اسید استیک %10 دارای قدرت حل کنندگی برابر  با HCI%6 می باشد. غلظت اسید فرمیک باید تا حدود %10 محدودبادش. چرا که در غلظتهای بالاتر از ین ، فرمات کلسیم شروع به رسوب کردن می کند. از اسید استیک می توان در غلظت های بالاتری هم استفاده کرد که در آنها استات کلسیم بصورت محلول باقی می ماند. ولی به هر حال غلظت معمول اسید استیک %10 است.

باید به این نکته توجه نمود که اسید های آلی نسبت به HCI بسیار گران ترند. هیچ کدام از این اسیدها به مقدار قابل ملاحظه ای با سیلیس واکنش انجام نیم دهند، ولی با ترکیبات آهن واکنش انجام می دهند اسید استیک در محلول با آهن، ایجاد یک کمپلکس نموده و از رسوبگذاری آهن انجام می دهند. اسید استیک در محلول با آهن، ایجاد یک کمپلکس نموده واز رسوبگذاری آهن جلوگیری می نماید]3[

طبقات آهن دار و منابع آن باید در طراحی اسید کاری کربناته مورد توجه قرار بگیرند. در طبقات با میزان آهن بالا شاید لازم باشد تا از میزان HCI کاسته و قسمتی، یا تمام مقدار HCI را بوسیلۀ اسید استیک جایگزین نماییم.]3[.

3-1-6)فیزیک عملیات

فیزیک عملیات چه در اسید شکافی و چه در اسید کاری ماتریکس پیچیده است]8[

3-1-6-1)فیزیک عملیات اسید شکافی

پاسخ و نتیجۀ اسید شکافی، بستگی به طول نهایی شکاف و تراوایی آن دارد و طول شکاف، بستگی به فاصلۀ نفوذ اسید زنده و تراوایی طبقه دارد ونیز عامل مهم دیگر نحوۀ اسید خوردگی دیواره های شکاف بوسیلۀ سیال واسید عملیاتی می باشد. ]8[.

هرزروی سیال بوسیلۀ عوامل زیادی کنترل می شود که شامل نفوذپذیری طبقه، تخلخل، ویکسوزیته سیالات مورد استفاده، قابلیت تراکم سیالات مخزن و تفاوت فشار بین شکاف و ماتریکس می باشد.

مشکل هرزروی و نشت سیالات در طبقه های با نفوذپذیری بالا جدی تر می باشد.

هرزروی و نشت اسید از داخل کانالهای ایجاد شده بوسیلۀ اسید یا worm hole هایی که از شکاف به داخل ماتریکس منشعب شده اند، اتفاق می افتد. هرچه واکنش اسید با طبقه آهسته تر باشد هرزروی سیال بالاترین اثر را در بهبود عملیات اسیدکاری داراست. هرزروی اسید را می توان تا حدودی بوسیلۀ کاهش worm hole های ایجاد شده با تأخیری ساختن اسید و یا با مسدود سازی مکانیکی worm hole ها کنترل نمود.

ایجاد شکاف عریضتر بوسیلۀ سیالات با گرانروی بیشتر، که به علت کم شدن هرزروی و افزایش عمق نفوذ اسید انجام می گیرد را می توان یک قانون دانست]8[

یکی دیگر از سیستمهایی که می تواند عمیقترین نفوذها را ایجاد نماید امولسیون سازی اسید با نفت است که در آن امولسیون، نفت بخش خارجی می باشد. البته می توان این امولسیون را به نحوی تهیه نمود که اسید قسمت خارجی آن امولسیون باشد. اما امولسیونی که در آن نفت قسمت خارجی را تشکیل می دهد، دارای قدرت حل کنندگی بیشتری به ازای واحد حجم است و معمولاً موثر است.امولسیون معمول مخلوطی از %70 اسید و %30 نفت می باشد. اما باید توجه داشت که،پمپ نمودن اسید امولسیونی در چاههای عمیق تر به علت زیاد بودن فشار اصطکاکی در طول تزریق مشکل است.محدودیت دما برای اسیدهای امولسیونی بین دماهای 300-270 درجه فارنهایت می باشدو]8[.

همچنین هرزروی سیال را می توان بوسیلۀ انسداد مکانیکی کانالهای جریانی که بوسیلۀ اسید ایجاد شده است کاهش داد. استفاده از یک سیال غلیظ روشی است که (1989)Coultez پیشنهاد نموده است ]3[ این سیال غلیظ مشابه سیالی است که در شکست هیدرولیکی از آن استفاده می شود. این سیال وارد worm hole ها و انشعابات آنها که توسط اسید ایجاد شده است می گردد و این انشعابات را به طور موقت مسدود می کند. بدین وسیله به اسید زنده اجازه میدهد تا در شکاف بیشتر نفوذ کند.

اساس نرم افزار تجاری که فرایند اسید شکافی را مدل سازی می کند، همانند همان نرم افزاری است که برای مدل سازی شکست هیدرولیکی با سیالات خنثی از آن استفاده می شود.

ولی به هرحال مدل سازی و پیش بینی اسید شکافی و تراوایی نهایی بسیار پیچیده و مشکل است.

3-1-6-2)فیزیک اسید کاری ماتریکس

فیزیک اسیدکاری ماتریکس در سنگهای کربناته هم پیچیده و مشکل است. مکانیسم عمل در اسید کاری ماتریکس عبارتست از ایجاد کانالها یا worm hole هایی که از مشبک کاری یا سطح طبقه به داخل ماتریکس طبقه ادامه داشته باشند.

فرایند ایجاد worm hole بصورت گسترده ای بیان و مدلسازی شده است.

ساختار کانالها، بستگی به نرخ تزریق و قابلیت فعالیت اسید با سنگ دارد که خود تابعی از خصوصیات سیالات انگیزش و دماست. برای هر طبقه و شرایط آن ترکیب بهینه ای از نرخ تزریق از اسید یا سیال واکنش کننده و درجهۀ فعالیت وجود دارد.

Worm hole , fredd های مهم و ساختارهای ممکن را مورد بررسی قرار داده (شکل 3-1) و نتایج زیر را ارائه داده است ]3[:

الف- حل شدن سطحی (worm hole ایجاد نمی گردد)

ب- worm hole مخروطی، یک کامال با انشعابات محدود

ج- worm hole های بارز و مشخص (worm hole اولیه با چند انشعاب)

د- worm hole های شاخه شاخه انشعابات زیاد.

Fredd این نتایج را با استفاده از Core flow test بدست آورده است]8[.

 

 

                                                         شکل (3-1)[8]

3-1-6-2-1)حل شدن سطحی طبقه

در نرخ تزریق کم و فعالیت بالا، اسید به اندازۀ کافی به داخل طبقه نفوذ نمی کند وتنها مقدار از سطح طبقه راحل می نماید، کانالسازی مهم و چشمگیری از داخل چاه ایجاد نمی گردد و نباید از این نوع مکانیسم انتظار داشت که بتواند آسیبهای جدی را رفع نماید]3[

3-1-6-2-2)کانال مخروطی

این نوع کانال با نرخ تزریق بیشتر و یا با فعالیت کمتر ایجاد می شود. اسید با دیواره های کانالهای ابتدائی ایجاد شده، واکنش انجام داده و نتیجه اش یک کانال عریض به شکل مخروطی است. این نوع کانال به ادامۀ تزریق می تواند بصورت یک worm hole طولانی باشد.

این طرح با حل شدن توسط یک اسید قوی نظیر HCI که تاخیری نشده باشد و در نرخ بالا تزریق گردد، بدست می آید و دلیل امر این است که با ادامۀ جریان، HCI به جای اینگه وارد کانالها و خلل و فرج دیگر گردد، شروع به حل کردن دیوارههای شکاف می نماید]3[.

3-1-6-2- 3worm hole( های مشخص

در نرخهای تزریق بالاتر اسیدهای ضعیف شده و یا با واکنش آرام، سیالات انگیزش فرصت آنرا دارند تا نوک کانالهایی که در حال تشکیل اند را گسترش دهند. این مسئله باعث ایجاد Worm hole های طوبلتر و فراختر می شود و چند انشعاب ایجاد خواهد شد. معمولاً طرح worm hole های مشخص در اثر بهینه سازی نرخ تزریق و فعالیت اسید است.

این نوع worm hole  ها بهترین شانس را برای توسعه و گسترش به فراتر از منطقه آسیب دیده دارند و دارای تراوایی و انشعابات کافی، برای تولید جریان چشمگیر به داخل worm hole و چاه می باشند.

3-1-6-2-4worm hole( با انشعابات زیاد

در نرخ تزریق فوق العاده بالا، ساختار worm hole ها می تواند بسیار منشعب و شاخه شاخه باشد. این انشعابات احتمال دارد بسیار گسترده باشند. مانند دو روش قبلی در صورتی که انشعابات و شاخه ها فراتر از منطقۀ آسیب دیده گستردگی نداشته باشند، نباید انگیزش زیادی را از آن انتظار داشت. با ادامۀ عملیات تزریق، این طرح با انشعبات زیاد صورت یکنواخت در می آید، که در حقیقت حل شدن کامل سطح تماس دراسید می باشد. این نوع شکافها می توانند بسیار تراوار باشند. تنها در یک حجم عملیاتی بسیار بزرگ که بتواند تا فراتر از منطقه آسیب دیده گسترش داشته باشد، هم در آزمایشگاه و هم در تئوری، ترکیب بهینه ای از نرخ تزریق و فعالیت سیال انگیزش را می توان برای مجموعه ای از شرایط داده شده تعیین نمود. این شرابط شامل نوع سازند و خصوصیات آن می باشد.]3[.

تعیین این شرایط بصورت سرچاهی اگر غیر ممکن نباشد بسیار دشوار است.

مسئله بسیار مهم این است که بدانیم نرخ تزریق بالاتر به نرخ تزریق پایین تر ترجیح داده می شود.

3-2)سیستمهای اسیدکاری ماتریکس در کربناتها و رویه عمل آنها

اغلب عملیات اسیدکاری در سنگهای کربناته در فشاری بالاتر از فشار شکست اجرا نی شوند]3[. اما به هر حال در بعضی از چاهها با آسیب سازند، این عملیات در فشاری پایین تر از فشار شکست طبقه انجام می گیرد]1[

همانطور که قبلاً بحث شد، هدف اسیدکاری ماتریکس، بهبود بخشیدن تراوایی منطقۀ نردیک چاه یا منطقه آسیب دیده اطراف چاه است.

منطقه آسیب دیده در حقیقت سوراخ شده از آن راه میان بر ایجاد می گردد و مستقیماً مورد عملیات قرار نمی گیرد. ضرورتی ندارد تا آسیب سازند در چاههای نامزد اسید کاری ماتریکس با طبقات کربناته، بوسیلۀ اسید قابل رفع باشند(نظیر آنچه در ماسه سنگ بدان نیاز بود)

3-2-1)اسیدکاری ماتریکس معمولی

مراحل انجام یک عملیات اسید کاری ماتریکس را مستقیماً می توان به صورت زیر شرح داد]3[

الف- مراحلۀ Pickling

ب-مرحلۀ پیش شویی

ج- مرحلۀ تزریق اسید اصلی (300-50 گالن به ازای هر فوت)

د- مرحلۀ بیش شویی

3-2-1-1Pickling(

چه در اسید کاری سنگهای کربناته و چه اسید کاری ماسه سنگها باید رشتۀ تزریق، لوله های تولیدی، لوله های حفاری و coiled tubing  قبل از پمپ اسید، به اسید آغشته شوند تا از رسوب ترکیبات آهن در طبقه جلوگیری گردد. معمولاً از اسید HCI %5 که با مواد ضد خوردگی همراه است، برای این منظور استفاده می گردد. البته عاملهای کنترل آهن را هم نباید در این مخلوط فراموش نمود]13[.

در مرحلل Pickling اسید می تواند همراه با حلالهای آروماتیک و مواد دیگر باشد. این افزایه ها می توانند در جاهایی که انتظار رسوبات و مواد آلی می رود، بسیار مفید باشند]13[

3-2-1-2)پیش شویی

هدف از پیش شویی انتقال خرده ریزه ها و رسوبات آلی و غیر آلی از چاه و لوله ها است که قبل از مرحلۀ تزریق اسید اصلی انجام می گیرد]3[. حلالهای آروماتیک نظیر Xylene را می توان برای انتقال ورفع رسوبات هیدروکربنی به کار برد. برای رفع و خارج نمودن رزین ها و سایر رسوبات غیرآلی پمپ نمودن %5-3؛ HCI بسنده خواهد بود]13[

مخلوط اسید فورمیک و اسید استیک ضعیف را می توان بصورت جانشینی استفاده نمود. خصوصاً در دمای بالا این مسئله می تواند بسیار سودمند باشد]3[ پیش شویی همچنین می تواند، برای دور نمودن نفت از منطقۀ نزدیک چاه برای جلوگیری از تولید امولسیون یا اسلاج عمل نماید. استفاده از Xylene و یا آب، که حاوی افزایه های مناسب باشد کافی خواهد بود]13[

3-2-1-3)مرحلۀ اسید اصلی

هدف از مرحلۀ اسید، رفع و خارج نمودن آسیب سازند، یا سوراخ نمودن منطقۀ آسیب دیده می باشد.

در این مرحله معمولاً HCI %28-15 مورد استفاده قرار می گیرد. حجم عملیات بطور معمول بین 300-50 گالن بر فوت می باشد. اغلب عملیات احتیاج به gal/ft 150-25 اسید دارند که بستگی به عمق پیش بینی شدۀ منطقۀ آسیب دیده و تخلخل طبقه دارد]13[

در یک طبقه با تخلخل %10 حجم gal 60 از اسید، به ازای هر فوت منطقه عملیاتی مورد نیاز است تا خلل و فرج تا فاصلۀ پنج فوت از چاه پر شود]3[

به هر حال نفوذ اسید در طبقۀ کربناته نخواهد بود. در اغلب طبقات خلل و فرج دارای اندازه و شکلهای مختلف اند.

این خلل و فرج ها می توانند مشتمل بر شکافهای طبیعی یا ترک و یا مجراهای پر پیچ و خم باشند. اسید HCI با قدرت بالا (%28) در رفع آسیبهای عمیقتر کاربرد دارد. اما برای اغلب موارد HCI %15 بسنده خواهد بود زیرا، در کاربردهای اسید شکافی، اسید HCI %28  ایجاد حساسیت می نماید]3[.

بالا رفتن غلظت اسید احتمال ایجاد امولسیون و اسلاج وحتی تولید مواد غیرقابل حل را بیشتر می نماید.]1[ بنابراین نباید از اسیدهای با قدرت بالا استفاده نمود مگر در مواردی که مطلقاً نیاز باشد.

استفاده از این نوع اسیدها باید محدود به طبقات با نفوذپذیری بالا باشد. مخلوط اسیدهای آلی و مخلوط HCI و آلی برای کاربردهای با دمای بالا (300<) مفید خواهند بود]1[

3-2-1-4)بیش شویی

هدف از مرحلۀ بیش شویی، جابجایی کامل اسید از چاه به داخل طبقه می باشد]3[.

آب معمولی ترین سیال شویی است ]7[ در چاههای نفتی می توان از نفت یا گازوئیل فیلتر شده استفاده نمود، ولی بهتر است که از این سیالات استفاده نشود، چون احتمال نازساگاری با اسید وجود دارد]7[.

گاز نیتروژن خصوصاً در چاههای گازی یک بیش شوی موثر می باشد]9[

 

3-2-2 )سیستمهای اسید تأخیری

سیستمهای اسید تاخیری می توانند عمق نفوذ اسید را با آهسته نمودن واکنش اسیدافزایش دهند]8[

همچنین این سیستمها می توانند نرخ هرزروی اسید را به داخل ماتریکس و یا محیط اطراف کانالهای worm hole کاهش دهند و به همیت دلیل می توانند باعث نفوذ بیشتر شده و کانالهای جریان را توسعه دهند]3[

تولید worm hole های کوچکتر و شاخه شاخه که بوسیلۀ اسیدهای تاخیری ایجاد شده است. می تواند تا حد زیادی مفید باشد. البته همانطور که قبلاً ذکر شد worm hole ها با انشعابات زیاد مطلوب نیستند. چون نفوذ اسید زنده را کم نموده و تراوایی را کم خواهند کرد. اسید را می توان بخه سه طریق تاخیری نمود]8[:

الف- افزودن افزایه ها

ب- اضافه نمودن اسیدهای آلی

ج- بصورت فیزیکی

 

 

3-2-2-1)تاخیری نمودن اسید با افزودن افزایه ها

 اسید را می توان تنها با اضافه نمودن افزایه هایی که طبقه را نفت تر یم کنند، تاخیری نمود. این مواد دیواره و سطح خلل و فرج را می پوشانند و بدین وسیله بصورت موقت،نرخ حملۀ اسید به دیواره های خلل و فرج را کندتر نموده و یا باعث توقف آن می گردند.]8[

این سیستم آسان و ساده است. به همین دلیل بسیار مطلوب و دلخواه می باشد.

این نوع تاخیری نمودن اسیدها در چاههای با دمای بالا بسیار مفید است. هم HCI و هم اسیدهای آلی می توانند بوسیلۀ این مواد تاخیری شوند]8[.

3-2-2-2)اضافه نمودن اسیدهای آلی

اضافه نمودن اسیدهای آلی و یا محصولات واکنش اسید Ca2 و Cacl2 آنرا بصورت شیمیایی تاخیری می کند. کلرید کلسیم در هنگامی که طبقات مورد اسید کاری محتوی انیدرید باشند. مفید است. چون Cacl2 قابلیت حل شدن انیدرید را در HCI کاهش می دهد و حجم انیدرید دوباره رسوب نموده کم می گردد.]8[

 

 

3-2-2-3)تاخیری نمودن اسید بصورت فیزیکی

تأخیری نمودن اسید بصورت فیزیکی با غلیظ نمودن اسید، که گاهی مشتمل بر افزایه های نفت ار است انجام می گیرد، که واکنش را در سطح سنگ متوقف می کند ]8[.

اسیدهای ژلی، امولسیونی و یا اسیدهای کفی شده از اسیدهای تاخیری شده بصورت فیزیکی            می باشند. ترکیبی از این انواع را هم می توان مورد استفاده قرار داد. اسیدهای را میتوان بخوبی بوسیلۀ افزایه های مناسب ژلی نمود. تمایل اسید غلیظ شده این است که نرخ واکنش اسید به سطح سنگ و نرخ هرزروی را بداخل ماتریکس کند نماید که هر دو باعث افزایش فاصلۀ نفوذ اسید زنده می گردند]8[.

بمانند آنچه در اسید شکافی وجود دارد، یکی از سیستمهای اسید تاخیری که بخوبی عمیق ترین نفوذ اسید را به داخل طبقه ایجاد یم کند، امولسیون اسید با نفت است. فشار اصطکاکی زیاد اینگونه سیستمها یکی از محدودیتها درانگیزش ماتریکس است]3[

اسیدهای کفی شده می توانند باعث ایجاد نفوذ عمیق تری گردند. سبکی و کم وزنی کف، آنرا بصورت یک سیال موثر انگیزش برای چاههای گازی آسیب دیده در آورده است.

همانند اسیدهای امولسیونی شده تزریق اسیدهای کفی در نرخهای بالا همیشه امکان پذیر نیست]3[

اسیدهای ژلی خیلی کمتر نسبت به امولسیونی و کفی ها در اسیدکاری ماتریکس کاربرد دارند. اگر بخواهیم در اسید کاری ماتریکس از اسیدژلی استفاده نماییم، میزان ژلی شدن آنها باید کمتر از میزانی باشد که در اسید شکافی مورد استفاده قرار می گیردو]8[

همین امر باعث می شود تا اسید به اندازه مناسب تاخیری نشده و درمواردی که تاخیری نمودن اسید بسیار مهم و حیاتی باشد، اسیدهای ژلی به اندازه کفی ها و امولسیونی ها مورد توجه نباشند]3[ اما در چاههای عمیق تر که فشار اصطکاکی کفی یا امولسیونی زیاد می باشد اسیدهای ژلی به علت فشار کم اصطکاکی، یک گزینۀ موثرند.

3-3)سیستمهای اسید شکافی در کربناتها

غالباً عملیات اسید کاری کربناته به منظور انتقال یا ایحاد راه فرعی در منطقه آسیب دیده انجام می گیرد. اگر آسیب سازند وجود نداشته باشد، اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی می تواند مورد توجه قرار گیرد.]8[.

اگر آسیب سازند وجود داشته باشد و اعتقاد بر این باشد که خیلی جدی و عمیق است، گزینۀ بهتر اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی می باشد.

 

 

3-3-1 )انتخاب اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی

اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی گزینه های عملیات انگیزش، در سازندهای کربناتۀ بدون آسیب سازند و یا با آسیبهای فشرده و جدی اند. البته رویه های هر دو از نظر مبنایی با هم مشابه است. بوسیلۀ تزریق یک سیال غلیظ، شکافی در سنگ ایجاد می شود. طول و ارتفاع این شکاف اصولاً توسط تنشهای برجای سنگ کنترل می شود.

در شکست هیدرولیکی تراوایی شکاف بوسیلۀ پروپانت و یا مواد جامد دیگری نظیر سنگ و یا بوکسیت باقی می ماند. امادر اسید شکافی، خوردگی غیر یکنواخت و متفاوت سطح دیواره های شکاف تراوایی را ایجاد می کند]1[.

این مسئله تا هنگامی صحت دارد که یکسری نقاط ثابت وجود داشته باشد تا هنگامی که شکاف بسته شد، این نقاط پایدار، تراوایی را باقی نگاه دارند. روش کار دقیقی، مبنی بر اینکه سنگهای کربناته در چه زمانی می توان از اسید شکافی اسید استفاده کرد یا، شکست هیدرولیکی وجود ندارد]3[ این نوع تصمیم گیری بیشتر با توجه به تجربیات عملیات قبلی که در میدان های مشابه و یا تحت شرایطی نظیر هم انجام گرفتهاست، گرفته می شود. نتایج، مربوط به تولید، بهترین معیار برای تصمیم گیری بین دو روش می باشد.]3[ البته باید توجه داشت که هزینه نیز یک عامل فوق العاده مهم می باشد. علی رغم برداشته شدن گامهای بزرگ هنوز صنعت نفت واقعاً قادر به مدل نمودن و یا تخمین زدن دقیق نتایج عملیات اسید شکافی نیست. پیش بینی نتایج شکست هیدرولیکی بسیار آسان تر و دقیق تر از اسید شکافی خواهد بود. زیرا در آن از سیالات خنثی و بدون واکنش با طبقه استفاده می کنیم.

عواملی که می توانند برای انتخاب شکست هیدرولیکی موثر باشند عبارتند از ]3[:

الف- قابلیت حل شدن در HCI پایین تر از %75-65

ب- طبقه کربناته کاملاً همگن (سنگ آهک خالص)

ج- فعالیت کم اسید (دولومیتهای دمای پایین 150)

د- نفوذپذیری یا تراوایی فوق العاده پایین(که دراین نوع سنگها به شکاف با طول زیاد نیاز داریم.)

عواملی که با توجه به آنها می توان به انتخاب اسید شکافی متمایل شد عبارتنداز:

الف- طبقۀ کربناته بشدت و بصورت طبیعی شکافدر باشد که اجرای شکست هیدرولیکی را با مشکل مواجه کند.

ب- طبقه از لحاظ کانی شناسی غیریکنواخت باشد همچنین ازلحاظ تخلخل وتراوایی نیز یکنواخت نباشد، که نتیجه اش خوردگی متفاوت در سطح دیوارۀ شکاف است.

ج- نفوذپذیری طبقه خوب و قابل توجه است ولی آسیب سازند وجوددارد.

د- ازلحاظ مکانیکی چاه قادر به پذیرش پروپانت نباشد.

در حالت کلی باید گفت اسید شکافی طراحی بسیار محافظه کارانه ای است. چون در طول این عملیات پروپانت پمپ نمی شود. همچنین خطر احتمال شکست عملیات کمتر است. مثلاً این مشکل که لوله ها از پروپانت پر شوند وجود ندارد. همچنین خطر برگشتن پروپانت در جریان برگشتی وجود ندارد.

اسید شکافی گاهی از شکست هیدرولیکی گرانتر خواهد بود(خصوصاً درچاههای عمیق)

یکی دیگر از فواید اسید شکافی اینست که در شکافهایی که با اسید، خوردگی بر روی سطح آنها ایجاد شده است، امکان ایجاد آشفتگی در جریان بسیار کمتر است.

اما باید گفت که در اسید شکافی کنترل هرزروی اسید بسیار مشکل است ونیز پیش بینی طول شکاف و نفوذپذیری آن با اطمینان بالا ممکم نیست. در صورتی که در شکست هیدرولیکی شکل شکاف ایجاد شده را می توان با اطمینان بالاتری پیش بینی نمود و این بدان علت است که سیالات، عملیاتی با طبقه واکنش انجام نمی دهند.

در سازندهای عمیق تر و فشارهای بالا، پروپانت احتمالاً می تواند ایجادتراوایی بیشتری نسبت به اسید شکافی نماید. همین طور این مطلب می تواند در کربناتهای کم ضخامت هم صحیح باشد. در سازندهای نوع اخیر شکاف با طول بیشتری ایجاد می گردد.

در طبقات با درزه و شکاف طبیعی زیاد استفاده از شکست هیدرولیکی به علت هرزروی زیاد سیال منطقی به نظر نیم رسد. اسید شکافی تنها مواردی که خوردگی متفاوت امکان داشته باشد نتیجۀ خوبی می دهد.

3-3-2)روش اسید شکافی با اسید غلیظ

در اسید شکافی با اسید غلیظ از سیستم اسیدهای غلیظ نظیر ژلی ها امولسیونها و اسیدهای کفی شده یا اسیدهای بصورت شیمیای تاخیری شده استفاده می گردد. از این اسید هم برای شکست سازند و هم برای ایجاد خوردگی بر روی سطح دیواره استفاده می شود.

عملیات با اسید غلیظ در کربناتهای غیر همگن، نظیر دولومیتها یا سنگ آهکهای ناخالص کاربرد دارد.

استفاده از این نوع اسید غلیظ یکی از عمومی ترین روشهای عملیات اسید شکافی است.

یکی عملیات پایه ای اسید شکافی شامل موارد زیر است]8[:

الف- مرحلۀ پیش شویی

ب- مرحلۀ اسید غلیظ

ج- مرحلۀ بیش شویی

پیش شویی شروع کنندۀ شکاف وکم کنندۀ دمای اطراف شکاف می باشد. معمولاً پیش شویی عبارتست از آبی که بصورت ضعیفی ژلی شده است]8[.

هدف از مرحله اسید غلیظ تکثیر نمودن و توسعه داد شکاف و نیز حل کردن دیوارۀ سطح شکاف است.

اسید در این مرحله نوعاً اسیدی ژلی ، امولسیونی و یا کفی است که ترکیبهر سه آنها هم امکان دارد.

اما اغلب اسید شکافی ها با اسیدژلی شده انجام می گیرد. صمغ زانتان یکی از افزایه های ژل ساز عالی برای اسید HCI با غلظتهای بالاتر از %15 می باشد]13[ تنها مشکل استفاده از صمغ زانتان اینست که به طور کلی قابل ملاحظه ای در دماهای پایین پایدار است و متلاشی نمی شود.

یکی دیگر از عاملهای ژلی نمودن اسیدها، پلی اکریل آمید است از این عامل هم می توان در دماهای پایین و هم در دماهای بالا استفاده نمود. سیستمهای ژل سازی جدید وجود دارند که با ضعیف شدن اسید یا با افزایش HCI متلاشی می گردند.

در این نوع سیستمها هرچه اسید بیشتر مصرف گردد و PH بالاتر رود ژل بیشتر متلاشی می گردد و زمینه را برای بهبود جریان برگشتی آماده تر می نماید.

هدف از انجام بیش شویی جابجا نمودن و دور کردن اسید از چاه، به منظور افزایش میزان نفوذ اسید در طبقه است که باعث افزایش کارایی عملیات می گردد.

این مرحله یک مرحلۀ بسیار مهم و حیاتی در طراحی برنامۀ اسید کاری است. نرخ تزریق زیاد در طول این مرحله مفید می باشد]3[.

استفاده از اسید در مراحل متناوب با سای مواد نیز نوع دیگری از روشهای اسید شکافی است.

دراین نوع عملیاتی اسید و آب ژلی شده، بصورت تناوبی و یک در میان پمپ می شوند]8[ از مرحلۀ آب ژلی شده هدفهای زیر مورد انتظار است:

الف- مرحلۀ آب ژلی شده شکاف بزرگتری را به خاطر ویسکوزیته بیشتر ایجاد می نماید.

ب- مرحلۀ آب ژلی شده شکاف را خنک تر نموده و بدینوسیله عمق نفوذ اسید را افزایش می دهد. چون واکنش اسید گرمازاست بنابراین دمای محلی شکاف افزایش می یابد.

ج-تکنیک پمپ نمودن تناوبی در صورتی می تواند کمک به افزایش نفوذ اسید نماید، که اسید تاخیری شده باشد. چون آب ژلی به کاهی هرزروی اسید از شکاف کمک می کند]3[

در تکنیک اسید کاری تناوبی دو اسید با خصوصیات متفاوت را می توان بصورت تناوبی پمپ نمود.

در صورت دلخواه و مطلوب بودن عملیات اسید شکافی یک مرحلۀ کوچک پروپانت را هم میتوان به کار اضافه نمود. البته این پروپانت ها را باید در مرحلۀ پایانی اسید شکافی تزریق نمود، تا مطمئن شویم که تراوایی خوبی خواهیم داشت]3[

این عمل زیاد به تجریه نرسیده است و می تواند ایجاد حساسیت نماید.

د- Closed fracture acidizing

یک روش دیگر برای بهبود تراوایی نهایی چاه روش Closed fracture acidizing می باشد]3[.

ابتدا این مسئله مهم باید یادآوری گردد که روشهای اسیدشکافی که در قبل بحث شد، میتوانند در غالب شرایط بهینه باشند ولی شرایطی در طبقه وجود دارد که باعث می شود تا دیوارۀ شکاف به اندازۀ کافی خورده نشود. این شرایط شامل مورد ذیل می باشند]3[:

سنگ بخوبی در اسید قابل حل است و دیوارۀ شکاف بصورت یکسان و یکنواخت خورده می شود و خوردگی غیریکنواخت اتفاق نیم افتد در این صورت هنگام بسته شدن شکاف تراوایی صفر می گردد

1-طبقه دارای قابلیت حل شدن نسبتاً کمی  در HCI می باشد. هنگامی که قابلیت حل شدن پایین باشد ذرات غیرقابل حل دراسید امکان دارد که بر روی سطح و دیواره ی شکاف باقی بمانند و بدینوسیله واکنش اسید با سطح شکاف را محدود نمایند. در چنین موارد یتجربه نشان می دهد که بهتر است به دنبال مرحلۀ اسید شکافی، یک مرحلۀ اسید کاری ماتریکس هم داشته باشیم. به این نوع عملیات Closed fracture acidizing گفته می شود.

در CFA یک حجم اسید کم که درنرخهای پایین زیر فشار شکافتن سنگ و بعد از هنگامی که به شکاف اسید خورده شده اجازه داده شد که بسته شود، تزریق می گردد. با این عمل، شکافها و کانالهای عریض در نزدیک چاه در طول دیوارۀ شکاف و یا سطوح شکاف ایجاد می گرددو شیارها و شکافهای ایجاد شده، تمایل دارند تا باز باقی بمانند. که نتیجۀ آن حجم جریان خوب و مناسب می باشد.]3[.

تکنیک CFA را همچنین می توان به عنوان عملیات جدا کننده، در طبقات بصورت طبیعی شکافدار و یا طبقاتی که قبلاً بصورت شکست هیدرولیکی شکافته شده اند بکار برد]3[

ولی به هرحال CFA عبارتست از یک مرحلۀ اسیدکاری ماتریکس که متعاقب عملیاتی اسید شکافی انجام می گیرد.

CFA بصورت موفقیت آمیزی نتیجه داده است]3[.

HCI معمولی (%15) ومخلوط HCI و اسیدهای آلی اسیدهایی اند که عموماً بعنوان سیالات عملیاتی CFAکاربرد دارند.

 

 

 

3-4)راهکارهای اسیدکاری

3-4-1 )شناسایی آسیب سازند

هدف از عملیات اسیدکاری ماتریکس انتقال و رفع آسیب سازند است، که متعاقباً باعث کاهش skin و افزایش تولید می گردد. بنابراین اساساً شناسایی نوع آسیب سازند، میزان آن و مکان احتمالی آسیب سازند ضروری می باشد. معمولاً شناسایی میزان آسیب سازند بوسیلۀ اطلاعات که از تستهای مختلف چاه نظیر pressure transient test و یا drawdown test محاسبه می گردد.

نوع و محل آسیب سازند را معمولاً با مرور اطلاعات مربوط به حفاری، تکمیل و تاریخچۀ چاه می توان تشخیص داد.

4-3-2)انتخاب سیال عملیاتی مناسب

سیال عملیاتی مناسب با توجه به نوع آسیب سازند و محل آن انتخاب می گردد.

محل آسیب سازند در انتخاب سیال عملیاتی بسیار مهم است. زیرا سیال قبل از اینکه با زون آسیب دیده برخورد نماید، احتمالاً با مواد و بخشهای زیادی در تماس خواهد بود. این تماس ها امکان دارد خواص سیال را تغییر دهند و یا باعث اضافه شدن مواد جدیدی به آن گردند که در جریان عملیات انگیزش اختلال ایجاد نمایند. بنابراین تهمیدات لازم جهت جلوگیری از این نوع اختالات باید اندیشیده شود]8[.

در اغلب موارد نمی توان آسیب سازند را به طور دقیق تشخیص داد]1[

بعلاوه معمولاً در سازند ترکیبی از چند نوع آسیب وجود دارد. بنابراین شاید لازم باشد در طول عملیات از چند نوع سیال جهت رفع آسیبهای مختلف استفاده نماییم]1[

موارد ذیل باید در هنگام انتخاب سیال بخصوص هنگامی که عملیات CT انجام می شود در نظ داشت:

الف- خواص فیزیکی آسیب سازند.

خصوصیات فیزیکی آسیب سازند اغلب طبیعت سیال عملیاتی اصلی را تعیین خواهد نموداین خصوصیات نظیر جنس آسیب سازند و عمق نفوذ آن باید به خوبی شناخته شوند.

ب- واکنش سیال انتخاب با سازند.

این امکان وجود دارد که واکنش سیال عملیاتی به جای آنکه در جهت رفع آسیب سازند اقدام نماید، باعث ایجاد آسیب مجددی گردد.

با انتخاب افزایه ها پس شویی و پیش شویی مناسب، باید جهت حل این نوع مشکلات چاره اندیشی شود. جلوگیری از خورندگی اسید باید مورد توجه باشد. خوردگی می  تواند هم به CT و هم به تجهیزات سرچاهی آسیب وارد نماید . در صورت فشار بالای تزریق استفاده از کاهنده های اصطکاک نیز باید مورد توجه قرار گیرد.

3-4-3)پیش شویی و بیش شویی

در بعضی از انواع عملیات اسیدکاری، خصوصاً در مورد مخازن ماسه سنگی، برای جلوگیری از انجام

واکنشهای غیر مطلوب و یا رسوب نمودن ترکیبات نامطلوب از سیال عملیاتی، نیاز به طراحی بیش شویی و پیش شویی داریم.

هدف از تزریق پیش شویی عبارتست از ایجاد یک حدفاصل بین سیال مخزن و سیال عملیاتی و ایجاد زمینۀ مناسب جهت واکنش بهتر سیال عملیاتی با مخزن که به بهبود نتیجۀ عملیات کمک نماید. با وجود اتخاذ همه تدابیر پیش گیرانه این احتمال وجود دارد که دراثر واکنش سیال عملیاتی با سازند رسوباتی بوجود آید]7[

نخستین هدف بیش شویی اینست که این رسوبات را در سازند به اعماقی منتقل نماید که رسوب در آنجا بر تولید اثر نداشته باشد. یعنی رسوبات را از نقطۀ بحرانی نزدیک چاه دور نماید.]8[.

میزان حجم بیش شویی، پیش شویی را باید با توجه به عمق آسیب سازند و میزان مورد نیاز جهت دور نمودن رسوبات از زون بحرانی اطراف چاه محاسبه نمود.

پیش تزریق (Preflush)

به طور کلی پیش تزریق به موادی گویند که قبل از تزریق اسید در سازند تزریق می شوند تا سازند برای عملیات اسیدکاری آماده شود ونقش آن در لایه های ماسه سنگی عبارت است از :

الف) از بین بردن اندود گل (Mud Cake) و راندن آب نمک به داخل سازند تا اسید فلوریدریک در معرض ترکیب با آب نمک قرار نگیرد.

ب) زدودن کربنات ها(کاتیون های کلسیمی) و حل کردن کاتیون های سدیم، کلسیم و پتاسیم در لولۀ مغزی، دهانۀ چاه یا در مجاورت مخزن

ج)کاهش تمایل به امولسیون کردن اسید فلوریدریک (HF)

در پیش تزریق، اغلب اسید کلریدریک 15 درصد به کار می برند. اگر کربنات برای ایجاد رسوب در سازند وجود نداشته باشد. می توان نفت دیزل، کروزین، نفت خام یا کلراید آمونیم را به عنوان پیش تزریق به کار برد. معمولاً حجم اسید پیش تزریق نصف حجم اسید مخلوط انتخاب می شود. ترکیبات پیش تزریق (Preflush) به شرح زیر می باشند:[1]

1)اسید کلردریک 5 الی 15 درصد

2)مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactants)

3)مواد ضد خوردگی (Corrosion Inhioitors)

پس تزریق (Overflush or Afterflush)

در پس تزریق، اسید کلریدریک 15 درصد و کلراید آمونیم به کار می رود.

ترکیبات پس تزریق به شرح زیر می باشند:

1)اسید کلریدریک 5 الی 15 درصد

2)کلراید آمونیم

3)نفت دیزل ، گروسین یا نفت خام

معمولاً حجم پس تزریق را معادل حجم یک ستون از چاه درنظر می گیرند نقش پس تزریق در اسید کاری لایه های ماسه سنگی عبارت است از:

الف) ترکیبات رسوبی ایجاد شده در اثر تزریق اسید را خارج می کند.

ب) از فعل و انفعالات اسید باقی مانده و واکنش های بعدی مواد جلوگیری کند.[1]

 

3-5)محاسبات مربوط به اسیدزنی:

برای این منظور فعل و انفعالات شیمیایی زیر که اثر اسیداستیک بر سنگ آهک است، در نظر گرفته می شود.

2CH3COOH+CaCO3"(CH3COO)2Ca+CO2+H2O

نتیجه اثر اسید استیک بر سنگ آهک، به وجود آمدن یک نمک، آب و گاز کربنیک است. در فعل و انفعال فوق واضح است که در شرایط تعادل، از لحاظ مواد مصرفی و مواد به وجود آمده، موازنه وزنی موجود است.

به عبارت دیگر جمع جرم اتمی مواد تشکیل دهندۀ مولکول های طرف راست معادله برابر است با همین مجموع در طرف دوم فرمول و هر دو برابر با 19/220 می باشد. به طور اختصار، دو مولکول اسید استیک لازم است مصرف شود تا یک مولکول کربنات کلسیم(سنگ آهک) را کاملاً حل کند.

با در دست داشتن اطلاعات فوق می توان قدرت حل کنندگی اسید را محاسبه نمود که بیان گر حجم سنگ حل شده به حجم واحد اسید مرفی است. طبق رابطه بالا خواهیم داشت:

 

در رابطه بالا مشخص است که 100 گرم(یا پاوند) اسید استیک خالص فقط می تواند 3/83 گرم (پاوند) سنگ آهک خالص را در خود حل نماید.حال با توجه به این مطلب بدیهی است که در صورت داشتن ناخالصی در هر کدان نیز به همین روش می توان مقدار لازم اسید را محاسبه نمود.

واضح است با توجه به وزن مخصوص هر جسم، می توان حجم مواد لازم یا به وجود آمده در یک فعل و انفعال را محاسبه نمود.

 

3-5-1)محاسبه ضریب شکنندگی سنگ مخزن(Fracture Gradient)

ضریب شکنندگی سنگ مخزن توسط رابطۀ زیر محاسبه میشود:

FG=

FG: ضریب شکنندگی

 : مقداری است ثابت بین 33/0 تا 5/0

OG: ضریب فشار لایه های فوقانی

Pr: فشار مخزن (psi)

d: عمق چاه (ft)

مقدار  به نوع سنگ مخزن بستگی دارد و با آزمایش اندازه گیری می گردد. ضریب فشار لایه های فوقانی (Overburden Gradient) در اعماق کم تر از 10000 فوت برابر با 1 و در اعماق بالاتر از 10000 فوت بین 1 تا 2/1 در نظر گرفته می شود.

اگر ضریب شکنندگی سنگ مخزن خاصی در آزمایش های اولیۀ فشار اندازه گیری شده باشد، به کمک رابطۀ بالا، مقدار  را می توان محاسبه کرد. [8]

 

3-5-2)محاسبه فشار شکنندگی سنگ مخزن

میزان فشاری که در عمق مورد نظر باعث شکنندگی سنگ مخزن می شود، از رابطۀ زیر محاسبه می گردد:

d× PF=FG

PF: فشار ایجاد شکنندگی در سنگ در عمق مورد نظر (psi)

FG: ضریب شکنندگی

d:عمق مورد نظر (ft)

 3-5-3)حداکثر فشار پمپ

حداکثر فشار پمپ برای آزمایش تزریق پذیری که ایجاد شکنندگی نکند، از رابطۀ زیر قابل محاسبه

است:

 

 

(psi)

:حداکثر فشار پمپ برای تزریق

FG: ضریب شکنندگی

d: عمق مورد نظر (ft)

Pf: فشار ایجاد شده در اثر اصطکاک (psi)

Ph: فشار هیدروستاتیکی(psi)

 : ضریب ایمنی فشار از حداقل 25 تا حداکثر 200 پوند بر اینچ مربع (psi)

حداکثر فشار پمپ برای تزریق را می توان به صورت زیر نیز محاسبه کرد:

 - عمق × (ضریب فشار ستون مایع – ضریب شکنندگی)= حداکثر فشار پمپ برای تزریق ضریب شکنندگی بستگی به شرایط عمل دارد و هر گاه این ضریب مطئمن نباشد، ضریب ایمنی فشار زیادتر فرض می گردد.[7]

 

3-5-4)حداکثر دبی تزریقی (Maximum Injection Rate)

حداکثر دبی تزریقی مقدار دبی است که باعث شکست سازند نشود که حداکثر این مقدار توسط رابطۀ زیر قابل محاسبه است:[1]

 

که:

 : حداکثر دبی تزریقی (bbl/min)

K: نفوذ پذیری متوسط (md)

H: ضخامت لایه (ft)

FG: ضریب شکنندگی

d: عمق مورد نظر (ft)

Pr: فشار مخزن (psi)

: ضریب ایمنی فشار از حداقل 25 تا حداکثر 200 پوند بر اینچ مربع (psi)

:ویسکوزیته اسید (cp)

B: ضریب حجمی نفت

re: شعاع ریزش(ft)

rw: شعاع چاه (ft)

S: ضریب پوسته

یا به عبارت ساده تر :

 

که :

 : حداکثر دبی تزریقی (bbl/min)

K: نفوذ پذیری متوسط (md)

Pw: فشار تزریق در عمق مورد نظر(psi)

Pe: فشار مخزن (psi)

:ویسکوزیته اسید (cp)

re: شعاع ریزش(ft)

rw: شعاع چاه (ft)

3-5-5)محاسبه کاهش مقدار ضریب پوسته (skin factor)

کاهش مقدار ضریب پوسته توسط رابطۀ زیر محاسبه می شود:[10]

 

عدد پکلت (peclet Number) و ظرفیت اسید (Acid Number Capacity) با رابطه های زیر تعریف می شوند:

 

: کاهش مقدار ضریب پوسته

d: برای ماسه سنگ 2 و برای کربنات 6/1 (fractal Dimension)

b: مقدار ثابت (b=1/7×104)

Vacid : حجم اسید تزریقی (m3)

h: ضخامت لایه (m)

: درصد تخلخل

rw: شعاع چاه (m)

qi: دبی تزریقی (cm3/s)

: ثابت نفوذ (Diffusion)،  

C: غلظت اسید (mol/lit)

Ci: غلظت کانی که باید حل شود.(mol/lit)

V: ثابت استوکیومتری اسید در معادله واکنش

نکته: از آن جا که همیشه دبی تزریق بر حسب بشکه در دقیقه گزارش یم شود،جهت تبدیل به سانتی متر مکعب در ثانیه از رابطۀ زیر استفاده کنید.

 

 

 

فصل چهارم : فاکتورهای موثر در اسیدکاری:

4-1)فشار

جهت بررسی اثر این فاکتور، بد نیست که موضوع با توجه به فعل و انفعال شیمیایی زیر مورد بحث قرار گیرد. در مورد اسید کلریدریک و سنگ کربنات به اختصار خواهیم داشت:

2HCl+CaCO3"CaCl2+H2O+CO2

نتیجه فعل و انفعال، آب، گاز کربنیک و یک نمک محلول خواهد بود. محدودیت این فعل و انفعال در قدرت تماس (قابلیت تماس) یون های آزاد شده هیدروژن با سطح سنگ خواهد بود. اگر مجموعه فوق به حالت سکون باقی بماند و هیچگونه تغییر محلی نداشته باشد، تجزیه شدن مولکول ها خود باعث رکود فعل و انفعال خواهد شد. آزمایش های عملی نشان داده است که سرعت فعل و انفعال در اتمسفر، در مقایسه با تئوری تجزیه مولکولها ، تا حدود 20 برابر افزایش خواهد داشت. این بدان علت است که در فشار اتمسفر حرکت گاز دی اکسید کربن و خارج شدن آن از محیط باعث به حرکت در آمدن مجموعه باقی مانده شده و در نتیجه از حال سکون خارج می گردد و به همین سبب تماس یون های هیدروژن با سنگ آهک راحت تر صورت می گیرد. پس هر چه فشار بر مجموعه کم تر باشد، شدت فعل و انفعال بالاتر خواهد بود.

در این مورد لازم به یادآوری است که کلرید کلسیم به وجود آمده که خود نمک محلول می باشد، با حل شدن در آب موجود به مرور غلظت آن را بالاتر می برد وخود مساله ای در مورد فرار گاز از مجموعه به وجود خواهد آورد. [8]

درشکل 4-1 رابطه فشار بر زمان واکنش ونفوذ اسید نشان داده شده :

 

                                                                    شکل (4-1)

4-2) غلظت اسید

آزمایش های عملی و هم چنین تئوری های جدید در مورد اثر اسید کلریدریک بر سنگ آهک وجود رابطه زیر را ثابت کرده است.

 

Rh: شدت فعل و انفعال یون های آزاد شده هیدروژن بر حسب مول بر سانتی متر مربع بر ثانیه

:ضریب قدرت اسید کلریدریک در غلظت موجود در سطح تماس با سنگ آهک(ضریب اکتیویته)

c:غلظت اسید بر حسب مول بر لیتر

: قدرت اسید

K: ضریب شدت فعل و انفعال

در شکل زیر رابطه غلظت اسید کلرریدریک با سرعت واکنش را نشان میدهد

 

                                                                    شکل (4-2)

4-3)درجه حرارت

با توجه به فرمول ذکر شده در بالا، ضریب شدت فعل و انفعال در 75 درجه فارنهایت به میزان                6-10×7 محاسبه گردیده است. آزمایش عملی نشان داده است که هر چه درجه حرارت افزایش یابد،مقدار ضریب فوق بالا می رود، تا حدی که در 150 درجه فارنهایت اثر اسید کلریدریک بر سنگ آهک را می توان بی نهایت سریع تصور کرد. پس باافزایش درجه حرارت ، شدت فعل و انفعال بیش تر می گردد و فقط محدودیت در حرکت و خروج گاز باقی می ماند که فاکتورهای دیگری هم چون فشار در آن موثرند[2].

 

 

                                                                   شکل (4-3)

4-4) نوع اسید

مشخص است که نوع اسید و قدرت آن بستگی به قابلیت جدا شدن هیدروژن اسیدی (H+) آن دارد.

بطور مثال:

HA1 H++A-

HCl1 H++ Cl-

غلظت تعادلی مجموعه را می توان به شرح زیر تعریف کرد:

 

KHA : ضریب تعادل اسید یا ثابت تجزیه اسید

عامل قدرت اسید، هیدروژن جدا شده از آن می باشد و در تعریف بالا هر چه یون هیدروژن آزاد شده بیش تز باشد، مقدار KHA افزایش خواهد یافت و در نتیجه اسید قوی تر است. پس اسیدی که مقدار ثابت تجزیه آن بالا باشد، اسید قوی و اسیدی که این مقدار در مورد آن کم باشد، به عنوان اسید ضعیف معرفی می گردند.

برای درک بهتر موضوع و مقایسه قدرت اسیدها بهتر است که به جدول زیر توجه گردد:

 

جدول (4-1)

نوع اسید

وزن مولکولی

ثابت تجزیه

قدرت اسید

اسید کلریدریکHCl

47/34

بزرگتر از 10

اسید قوی

کلرواستیک CH2cl-COOH

5/94

3-10×5/1

اسید ضعیف

اسید فرمیک H-COOH

03/46

4-10×2

اسید ضعیف

اسید استیک CH3-COOH

05/60

5-10×8/1

اسید ضعیف

اسید پروپیونیک CH3CH3-COOH

08/74

5-10×3/1

اسید ضعیف

 

 

                                                                 شکل (4-4)

شکل فوق وروبرو اثر این پارامتر را بر نفوذ اسید نشان میدهند:

 

                                                       شکل(4-5)[11]                                                              

4-5)تعادل شیمیایی و نرخ تزریق

به طور کلی یک فعل و انفعال شیمیایی تا وقتی ادامه دارد که مواد موجود یا حاصل در مجموعه به حالت تعادل درآیند. در این حالت است که در مورد اثر یک اسید بر یک نمک امکان دارد که مقداری از اسید اولیه بدون تاثیر باقی بماند. به طور مثال در یک مجموعه اسید کلریدریک و سنگ آهک، پس از به وجود آمدن آب، دی اکسید کربن و نمک محلول، فعل و انفعال به حالت تعادل می رسد و حتی با وجود اسید و سنگ آهک در مجموعه، دیگر فعل و انفعال صورت نخواهد گرفت. در همین مورد اگر به نحوی گاز را از مجموعه خارج کنیم، مجدداً دو جسم(اسید و سنگ آهک) با هم ترکیب می گردند تا باز هم به حال تعادل درآیند. بدین ترتیب باید شرایط طوری فراهم آید که مدت زمان لازم برای رسیدن به تعادل بیش تر باشد و فرصت بیش تری به اسید داده شود تا تمامی قدرت خود را به کار بندد(به طور مثال فشار پایین باشد یا درجه جرارت زیاد باشد)

بدیهی است این مساله نیز به قدرت اسید بستگی دارد. برای مقادیر مساوی اسیدهای مختلف، مقدار درصد هر اسید که پس از به تعادل رسیدن فعل و انفعال مصرف می گردد، محاسبه شده است که در مورد بعضی از آن ها نتایج در جدول زیر آمده است.درصد مصرف شدۀ هر اسید پس از به تعادل رسیدن فعل و انفعال:

جدول (4-2)

نوع اسید

درصد اسید مصرفی بعد از رسیدن به تعادل شیمیایی

اسید کلردریک

5/99

اسید فرمیک

5/84

اسید استیک

0/46

اسید پروپیونیک

0/31

                   غلظت اولیه اسیدها در شروع فعل و انفعال 3 مول در لیتر بوده است.

4-5-1) نرخ های تزریق پائین:

زمانی که تولید واکنش هایی کمتر از میزان لازم برای شکستن سازند می کنند معمولاً اسید را  در نزدیک دیواره چاه درون ماتریکس سنگ و جاهایی که احتمالاً شکافهای طبیعی کوچکی دارد وارد می کنند. برای رفع آسیبهای کم ضخامت نرخ های تزریق کم پیشنهاد می گردد.

همینطور هنگامی که در نزدیکی زون با درجه اشباع آب بالا عملیات می گردد از نرخ های تزریق کم استفاده می شود.[7]

فاکتورهای تجربی که روی نرخ تزریق اعمال شده تاثیر می گذارند و نیز آنهایی که باعث می شوند تا نرخ تزریق را پائین نگه داریم  عبارت اند از:

الف) فشار بالای سر چاه

ب) محدودیت فشاری ابزار آلات

ج) محدودیت فشار تجهیزات چاه

4-5-2)نرخ های تزریق بالا:

به خاطر نرخهای واکنش بالا در اسید کلریدریک (با کربنات) برای نفوذ بیشتر اسید زنده نیاز به نرخ های بالاتر تزریق داریم. ولی باید توجه داشت که در نرخ های  تزریق خیلی بالا، طبقه احتمال دارد میل به شکستگی پیدا شود.

عملیات اسید کاری ماتریکس ، ماسه سنگ بر مبنای فشار کمتر از فشار شکست مبنا گشته است اگر شکاف ایجاد شود، سیالات به داخل شکاف که در آن محدودیت در مقابل جریان کمتر است هجوم آورده و زون عملیات به صورت یک پارچه انگیخته نمی شود.حداکثر فشار عملیاتی در سطح به صورت زیر محاسبه می شود.[2]

PS 300– فشاراصطکاکی +(گرادیان شکاف * TVD )=حداکثر فشار عملیات در قطع فشار PSI

300 برای اطمینان از اینکه سنگ مخزن نخواهد شکست اضافه گردیده.

واما نرخ تزریق بهینه در شکل زیر نشان داده شده است :

 

                                         شکل (4-6)[2]

4-5-3) shut – in – time:

طول زمانی است که چاه  بعد از اتمام عملیات انگیزش و قبل از جریان باید بسته باشد. این زمان بوسیله نوع اسید مورد استفاده و نیز فاکتور های مربوط به چاه نظیر  نوع طبقه، دمای چاه و فشار معین می شود.

4-5-3-1)اسید کلریدریک:

اسید کلریدریک با کربناتها به سرعت فوق العاده بالایی واکنش می دهد. این مسئله معمولاً در تمام دامنه های دما و فشار صادق است.

هنگامی که سنگ آهک به همراه مقادیر مختلفی از مواد غیرقابل حل در اسید تشکیل شده باشد ماندن اسید در طبقه می تواند تراوایی طبقه را کاهش دهد. در چنین موردی زمان shut – in باید صفر باشد.[7]

4-5-3-2)اسیدهای تاخیری ویاامولسیونی شده:

هنگامی که اسیدها به صورت شیمیایی تاخیری شده و یا اسیدهای امولسیونی شده را مورد استفاده قرار دهیم، زمان واکنش اسید می تواند از زمان جا به جایی اسید تجاوز نماید. در چنین مواقعی یک زمان shut – in در حدود یک تا دو ساعت برای بدست آوردن حداکثر انگیزش پیشنهاد می گردد.

در چاههای که فشار مخزن کافی برای پاکسازی سریع وجود داشته باشد می توان زمان  shut- in را بیشتر گرفت.

 

4-5-3-3)اسیدهای آلی مخلوط آنهابااسید HCL:

مخلوط نمودن اسید استیک با اسید فورمیک  و Hcl زمان لازم برای کامل انجام شدن واکنش مخلوط را به تاخیر می اندازند و بنابراین یک زمان shut – in لازم است.[7]

4-6)نسبت سطح تماس سنگ مخزن به حجم اسید مصرفی(S/V)

نسبت سطح تماس سنگ مخزن به حجم اسیدی که در نظر گرفته می شود از فاکتورهای بسیاری مهم به شمار می آید. بدیهی است که عوامل دیگر نظیر فشار و درجه حرارت نیز در انجام فعل و انفعال دخالت دارند، ولی این امر ثابت شده است که هر چه بیشتر سطح تماس به حجم اسید مصرفی بالاتر باشد، انجام فعل و انفعال سریع تر و راحت تر خواهد بود.

 

 

 

4-7) جنس و مشخصات سنگ مخزن

 هرگاه اسید به داخل سنگ مخزن پمپ گردد، به طور یقین قسمت هایی را که با آن ها در تماس باشد، در خود حل می کند  . آزمایش های متعدد نشان داده است که اثر اسید بر سنگ به صورت یکنواخت نیست، این بدان علت است که  تمامی قسمت های  سنگ  مخزن دارای خواص یکسان نیستند. بدیهی است در یک مسیر که خلل و فرج  موجود در سنگ مخزن بهتر به همد یگر مرتبط باشند ، اسید  راحت تر ا ز آن مسیر عبور کرده و چون در تماس  با آن  قسمت سنگ مخزن قرا ر میگیردبرآن  بهتر اثر می کند. به طور خلاصه، نوع و جنس سنگ مخزن خلل و فرج موجود در آن، شیارهاا، فشردگی و بعضی خواص دیگر آن در اسید زدن نقش مهمی دارند.

در شکل زیر این پارامتر به درستی نشان داده شده است.

 

شکل (4-7)[1]

 4-8)افزودنی های اسید کاری (Acid Additives)[8]

4-8-1) مواد منحرف کننده جریان (Diverting Agents)

اسید معمولاً جایی می­رود که کم­ترین مقاومت وجود دارد . برای انجام عمل اسید زدن به صورت یکنواخت (طوری که اسید بتواند به صورت یکنواخت، به حداکثر نقاط قابل دسترسی سنگ مخزن برسد) موادی به آن افزوده می­گردد که به مواد مسدود کننده  موقتی   (Bridging Agents) یا منحرف کننده  جریان (Diverting Agents) معروف هستند . این مواد در حقیقت به طور موقت باعث  مسدود شدن قسمت­ هایی که نفوذپذیری بیش­تری دارند  ( به طور نسبی و در مقایسه با سایر قسمت­های سنگ مخزن)، گردیده و جهت جریان بدین ترتیب به سمت قسمت­هایی دیگر منحرف و باعث باز کردن مسیر در آن­ها و در نهایت بالا بردن نفوذپذیری می­گردد، (معمولاً وقتی ضخامت لایه بیش از 30 فوت باشد، استفاده می­شوند). [1]

الف) اسید بنزوئیک ( به صورت پودری یا فلس)

ب) نمک غیرقابل حل در اسید

ج) اسید بنزوئیک+ سنگ نمک با نسبت 50 به 50

د) دانه­های کروی سرامیکی تو خالی (Ball Sealers)

هـ) دانه­های پارافینی (Wax) با نقطه ذوب مناسب

و) مواد نفتالینی (برخی از آن­ها محدودیت دمایی دارند.)

این مواد برای بستن موقتی (Bridge) لایه های با تراوایی بیش­تر و در نهایت برای قرار دادن لایه­های سخت در معرض اسید استفاده می­گردند.

مواد مذکور باید به گونه­ای انتخاب شوند که فقط یک دیواره فیلمی ایجاد نمایند و از فنوذ آن­ها به داخل سازندجلوگیری شود. ضمن این که دیواره­سازی برای لایه­های پرتراوا را انجام می­دهند، لازم است با سیال سازند هم­خوانی داشته باشند و در اثر جریان مواد هیدروکربوری از چاه خارج گردند.

سرعت ته­نشینی دانه های کروی از رابطه زیر محاسبه می­شوند:

Vs: سرعت ته نشینی دانه کروی

g: شتاب جاذبه

D: قطر دانه کروی

Δρ: اختلاف چگالی دانه و سیال

fb: ضریب اصطکاک دانه کروی

Ρf: چگالی سیال

سنگ نمک (Rock Salt) را نمی­توان همراه با اسید فلوریدریک به کار برد. در سازندهای کربناته ترک­دار عموماً از دانه­های کروی سرامیکی توخالی (Ball Sealers) استفاده می­گردد. انواع دیگر منحرف کننده­ها با ابعاد کم­تر نیز وجود دارد که در نفت حل می­شوند، در این نوع رزین­ها محلول در نفت، از ورقه­های نفتالین یا گلوله­هایی که در حرارت در نفت حل می گردند، استفاده می­شود.

4-8-2) مواد صمغی افزاینده گرانروی (Gelling Agents)

جهت کم کردن افت فشار (اصطکاک) در حین پمپ اسید، مواد ژلاتینی به آن افزوده می­گردد که عمر اسید و عمق نفوذ آن را افزایش می­دهند. اگر این مواد درجه روان بودن زیادتری داشته باشند، باعث جلوگیری از هرز روی اسید نیز می­شوند.

4-8-3) مواد ضد لجن (Anti Sludge)

هنگام اسیدکاری چاه های نفتی، ترکیبی از نفت و اسید به وجود می­آید که سفت بوده و باعث کاهش نفوذپذیری لایه­های نفتی و جریان نفت می­گردد. با افزودن فعال کننده­های سطحی خاصی که با حفظ حالت کلوئیدی مواد باعث جلوگیری از تشکیل رسوب و لجن (Sludge) در نفت سنگین می­شوند، این مشکل رفع می­گردد. مواد اولیه تشکیل لجن شامل آسفالتین، رزین­ها، واکس­های پارافینی و هیدروکربن­های سنگین می­باشند.

4-8-4) مواد کاهش دهنده کشش سطحی (Surfactants)

یکی دیگر از موادی که به اسید اضافه می­گردند، موادی هستند که تماس و حل شدن سنگ مخزن را در اسید افزایش می­دهند. در حقیقت این گونه مواد، قابلیت جذب اسید را در سنگ مخزن زیاد می­کنند و به علاوه از راکد ماندن اسید یا به صورت امولسیون درآمدن آن جلوگیری می­نمایند این مواد حالت صابونی دارند که نصف مولکول در آب و نصف دیگر در نفت حل می­شود.

نکاتی که قبل از انگیزش چاه­ها، باید در نظر گرفته شود، از عمل انگیزش مهم­تر است. عمده­ترین نکته­ای که باید مدنظر قرار گیرد، تشخیص نوع آسیب دیدگی است که مشکل­ترین قسمت کار می­باشد و سپس طراحی رفع آن، به طوری که باعث تشدید مسأله نشود و در آخر تهیه و تدارک لوازم مورد نیاز از جمله وسیله حمل، مخلوط کن، سیستم تزریق، سیال حامل و مواد کاهش دهنده کشش سطحی. تمیز نمودن لوله مغزی، حفره چاه و شبکه­ها از گرد و غبار، رسوب پارافین، آسفالتین، ماسه، سیلت، اندازه خورده ریزه­ها و مواد باقی مانده از مشبک­کاری مجدد شبکه­ها، از موارد ضروری عملیات می­باشد.

مواد کاهش دهنده کشش سطحی، در غلظت­های کم در سطح بین دو ماده امتزاج­ناپذیر مانند آب و نفت، گاز و نفت یا نفت و سازند قرار می­گیرند و دارای دو بخش آب دوست (Hydro Philic) و نفت دوست (Hydro phobic) هستند.

بخش اول با حلال واکنش دارد و بخش دوم خنثی است. بخش مواد ضدخورنده آلی و معدنی با ایجاد پوشش روی فلز از خورندگی لوله­های مغزی و جداری می­کاهند و به مقدار تقریبی یک تا دو درصد حجم اسید تزریق می­شوند. یکی از این مواد که در اسید کاری لایه­های ماسه سنگی به می­رود، ماده اتیل گلایکول منو بوتیل اتر EGMBE(Ethyl Glycol Mono-Butyl Ether) می­باشد که ترشوندگی سازند را از حالت نفت دوست به آب دوست تغییر می­دهد و به علاوه امولسیون شکن، تمیزکننده و جلوگیری کننده از خورندگی نیز می­باشد.

مواد کاهش دهنده کشش سطحی (Surfactants)، از لحاظ بار الکتریکی به 4 گروه، کاتیونی (Cationic)، آنیونی (Anionic)، آمفوتر (Amphoteric) و بدون بار (Nonionic) می­باشند.

از این مواد، برای ایجاد کف (Foam) مقاوم یا امولسیون­های مقاوم آب در نفت برای گل­های روغنی استفاده می­گردد. در اسیدکاری خصوصاً چاه­هایی با سنگ نفت دوست (Wet oil-)، برای جداسازی نفت از سازند و روان نمودن حرکت هیدروکربن استفاده می­گردند.

عملکرد مواد کاهش دهنده کشش سطحی:

1- کاهنده­های نوع آنیونی (Anionic) معمولاً:

الف) ماسه سنگ، پلمه سنگ (Shale) یا خاک رس را آب­تر و به طور منفی باردار (بار الکتریکی) می­نمایند.

ب) سنگ آهک یا دولومیت تا 8=pH را نفت­تر و از 5/9=pH یا بالاتر، آب­تر می­کنند.

ج) امولسیون آب در نفت را می­شکنند و باعث تشکیل امولسیون نفت در آب  می­شوند.

د) باعث پراکندگی خاک رس یا ذرات ریز در نفت و تجمع خاک­ رس در آب می­گردند.

2-کاهنده های نوع کاتیونی (Cationic)

الف) ماسه سنگ , پلمه سنگ یا خاک رس را نفت تر می نمایند.

ب) سنگ آهک یا دولومیت تا ph=8 را آب تر و از ph=9.5 یا بالا تر , نفت تر می کنند

ج) امولسیون نفت در آب را می شکنند و باعث تشکیل امولسیون آب در نفت می شوند .

د) باعث پراکندگی خاک رس یا ذرات ریز در نفت و تجمع 

3- کاهنده­های بدون بار (Nonionic)

این کاهنده­ها، بی­ثبات­ترین نوع ا ز انواع کاهنده ­ها در انگیزش چاه (به دلیل یونی نبودن ملکول­ های آن­ها) می­باشند. این کاهنده­ها در ترکیب با سایر مواد شیمیایی، می­توانند برای بالا بردن سختی آب و pH اسید استفاده شوند. اکثر کاهنده­های فاقد یونی، مشتقاتی از اکسید اتیلن یا مخلوط اکسید پروپیلن و اکسید اتیلن می­باشند. قابلیت حل آب در کاهنده ­های فاقد یونی سبب تشکیل باد هیدروژنی یا جذب آن از آب برای اکسیژن مربوط به اکسید اتیلن، محدود می­باشد. در ضمن، روند عمل جذب، در درجه حرارت بالا و غلظت بالای نمک، کاهش یافته و باعث جدا شدن مقدار زیادی از کاهنده­های فاقد یونی از محلول می­شود. به منظور تقلیل کشش سطحی و شکستن امولسیون­ها (بدون تغییر بار الکتریکی ساکن سنگ مخزن)، استفاده از این ماده در حل افزایش می­باشد.[8]

 

4- کاهنده­های نوع آمفوتریک (Amphoteric)

مولکول­های این نوع کاهنده­ها، دارای هر دو گروه بازی و اسیدی هستند. از آن جا که بار الکتریکی این نوع کاهنده­ها، مرتبط با pH اسید قسمت پایه یونیزه است، به مولکول­ها یک فعالیت سطحی می­دهد و در pH پایه، قسمت اسیدی به خودی خود خنثی و دارای فعالیت سطحی کم­تر نسبت به سایر مقادیر pH می­شود.

به طور کلی استفاده از این ماده، محدود و اغلب به عنوان مواد ممانعت کننده از خوردگی مورد استفاده قرار می­گیرد.

مشخصات کاهنده­های کشش سطحی مناسب:

کاهنده­ای که برای پیشگیری یا رفع آسیب دیدگی یک مخزن معمولاً به کار گرفته می­شود، باید دارای مشخصات زیر باشد:

الف) قادر به کاهش کشش سطحی و میان رویه­ایی باشد.

ب) از تشکیل امولسیون جلوگیری نموده و امولسیون­های تشکیل شده قبلی را نیز بشکند.

ج) با توجه به شوری و pH آب موجود در محیط، بتواند سنگ مخزن را آب­تر نماید.

د) عامل تورم، انقباض یا پراکندگی خاک رس در سازند نباشد.

هـ) قادر به ابقای فعالیت سطحی در شرایط مخزن باشد.

لازم به توضیح است که تعداد زیادی از کاهنده­های کشش سطحی تجاری، در محیط نمکی با شوری بالاتر از 50000 قدم (قسمت در میلیون) ، قدرت فعالیت سطحی خود را به مقدار قابل توجهی از دست می­دهند. برای غلبه بر چنین مشکلی، تزریق یک حلال یا آب نمک با شوری کم، قبل از شروع کار، می­تواند مثمرثمر باشد (در چاه­های تولید گاز خشک، نباید از حلال استفاده نمود).

و) قابلیت حل در سیال حامل یا سیال مورد استفاده را در درجه حرارت مخزن داشته باشد.

نکته: بعضی از کاهنده­های کشش سطحی، در سیال حامل پراکنده می­گردند.

ز) تحمل آب نمک سازند یا سیالات تولیدی را داشته باشد. به عنوان مثال، کاهنده­های نوع آنیونی و کاتیونی، تحمل آب نمک با غلظت­های بالا را ندارند ولی به هر حال درجه حرارت­های بالا، حلالیت آن­ها از کاهنده­های نوع فاقد یونی (Nonionic) بهتر است.

4-8-5) مواد کنترل هرزروی (Acid/ Fluid Loss)

این مواد به اسید افزوده می­شوند تا:

الف) هرز رفت سریع اسید در شکاف­ها و در بخش خورده شده توسط آن کم­ترشود.

ب) اسید به طور یکنواخت به سازند برسد.

همان­طور که گفته شد فلسفه اسیدکاری، تزریق اسید با جریان حجمی و فشار مناسب برای ایجاد پدیده­ای موسوم به Worm Holing در سازند است. معمولاً اسید در شاخه­های ایجاد شده مصرف می­شود و لذا، نفوذ این شاخه­ها محدود است. اسیدکاری مجدد تنها باعث گشاد شدن این شاخه­ها می­شود و نفوذ آن­ها را بیش­تر نمی­کند. این مواد باید از بین بروند یا کم کم در محلول حل شوند.

به عنوان مثال، جهت کاهش هرز روی سیال در اسیدکاری چاه­های گازی از ماده 11-Mater seal استفاده می­شود.

و اما در شکل زیر مشاهده می کنید که سیال LCA کمترین حجم leak-off را در یک زمان مشخص داردو سیال اسید نرمال بیشترین leak-off را دارد[14].

 

                                                      شکل (4-8)[14]

و انچه در شکل بعد مشاهده می کنید نشان دهنده این است که LCA بیشترین غلظت اسید باقیمانده را دارد که ناشی از واکنش کم اسید وFormation است .این مطلب به این معنا است که میزان واکنش اسید وFormation برای نفوذ عمیق تر اسید در طول شکستگی های اسیدی ما مفید است .

 

                                                         شکل(4-9) [14]

4-8-6) مواد ضدتعلیق (Suspending Agents)

این مواد به اسید افزوده می­شوند تا ذرات را به صورت معلق درآورند. آن­ها قادرند ذرات را تا 24 ساعت به حالت معلق نگه دارند.

4-8-7) حلال­های دوگانه (Mutual Solvents)

موادی هستند که برای حل کردن امولسیون­های به وجود آمده با هیدروکربن­ها که ناشی از نفوذ مواد

گل حفاری می­باشند، استفاده می­گردند. در حقیقت، مانند الکل­های مختلف، امولسیون شکن

 (Demulsifier) می­باشند.

4-8-8) کنترل کننده آهن (Iron Controls Or Complexing Agents)

وجود آهن و ترکیبات آهن و گوگرد در سنگ مخزن باعث می­شود تا در اثر حل شدن در اسید کلریدریک رسوبات مختلفی از ترکیبات آهن مانند هیدروکسید فریک (2(Fe(OH) تولید شود نمک­های آهن که به هر حال به دلیل وجود اسید، تولید می­گردند یا خود احیاناً در سنگ مخزن موجود هستند، در تماس با اسید کلریدریک به صورت کلرور در می­آیند و تا وقتی که محسط اسیدی است (هنوز اسید تمامی خاصیت اسیدی خود را از دست نداده است)، به صورت محلول می­باشند. با بالا رفتن pH محیط، به صورت رسوب در می­آیند و باعث مسدود کردن خلل و فرج موجود در سنگ مخزن می­گردند. جهت جلوگیری از رسوب این نمک­ها موادی به اسید افزوده می­شود که Sequestring Agents نیز نامیده می­شوند. در واقع مواد آهنی را به صورت کمپلکس در می­آورند تا از رسوب آن­ها جلوگیری شود. منابع تولید رسوب عبارتند از:

الف) اکسید آهن

ب) سولفید آهن

ج) کربنات آهن

اغلب از اسید استیک 10درصد به همراه 50 پوند اسیدسیتریک به ازای 1000 گالن استفاده می­شود.

4-8-9) مواد ضدخوردگی (Corrosion Inhibitors)

مواد ضدخورنده آلی و معدنی که با ایجاد پوشش روی فلز از تماس مستقیم اسید و فلز جلوگیری می­کنند، از خوردگی لوله­های مغزی و جداری می­کاهند و به طور موقت، فعل و انفعال اسید را روی فلزات کاهش می­دهند. برخی از این مواد دارای ترکیب کمپلکس مسی بوده که سطح آهن را می­پوشانند (طبق نیروی الکتروموتیو) و از طرفی دارای ترکیب شبه آسفالتی هستند که پوشش ثانویه از نوع کاتیونی و غیریونی تشکیل می­دهند.

این مواد به مقدار تقریبی یک تا دو درصد حجم اسید تزریق می­شوند. مقدار و نوع آن­ها، بستگی به شرایط موجود دارد و زمان اثر آن­ها به عوامل زیر وابسته است:

الف) غلظت اسید

ب) درجه حرارت محیط

ج) جنس فلز

د) غلظت و نوع ماده ضد خورنده

ماده ضد خورندگی آرسنیک در هر دمایی مؤثر است؛ اما، نسبت به انسان و کاتالیست­های پالایشگاهی سمی است.

4-8-10) مواد کندکننده اثر اسید (Retarding Agents)

اسید به محض تماس به سنگ مخزن شروع به حل قسمت­های در تماس با خود می­کند و هر چه که در سنگ مخزن فرو می­رود، از قدرت اسیدی آن کاسته می­گردد. در نتیجه اثر آن در فاصله­ای دورتر از چاه، چندان قابل توجه نخواهد بود. برای این که بتوان اسید قوی­تر را تا عمق بیشتری در سنگ مخزن نفوذ داد، موادی به آن افزوده می شود که عمل اثر کردن اسید را کندتر می­کنند. این امر باعث می­گردد تمامی قدرت اسید به محض تماس با سنگ مخزن از دست نرفته و در حین نفوذ به داخل سنگ نیز این قدرت را به همراه خود داشته باشد.

 شکل (4-10)Hcl20%[1]

 

 

                                                 شکل(4-11)Hcl15%[1]

 اشکال فوق نشان میدهند هرچه کندکار با HCL بیشتر مخلوط شود زمان واکنش بیشتر میشود ,از طرفی غلظت اسید هم موثر است یعنی بهترین واکنش در 15%Hcl است .

4-8-11) الکل­ها (Alcoholes)

در اثر افزایش اشباع آب و گیر افتادن قطره­های آب در روزنه­های نازک، مسی عبور جریال سیال مسدود می­شود (Water Blocks).

در صورت وجود رس و ایجاد تورم، کاهش تخلخل بیش­تر می­گردد و به مخزن آسیب می­زند. این مسأله با استفاده از الکل­ها (Alcoholes) که به اسید افزوده می­شوند، قابل حل است. از بین الکل­ها اغلب ایزوپروپانول و متانول به اسیدها افزوده می­گردند . خواص فیزیکی و شیمیایی این الکل­ها در جدول زیر بعد آمده است.[8]

                            جدول(4-3): خواص فیزیکی و شیمیایی ایزوپروپانول و متانول

 

خاصیت/ نوع الکل

ایزوپروپانول

متانول

چگالی در ˚C20

785/0

792/0

وزن (پوند در هزار گالن)

54/6

60/6

نقطه فلش (Flash Point)

˚C12

˚C12

حلالیت در آب

کامل

کامل


 
 
اسیدکاری چاه
نویسنده : - ساعت ۱:٠٥ ‎ق.ظ روز ۱۳٩۱/۱/۱٧
 

مقدمه:

اسیدکاری چاه

استفاده از روش های بهینه در اسیدکاری چاه ها اثرات خوبی را در افزایش بهره افزایی چاه های نفت و گاز به دنبال خواهد داشت. عملیات اسیدکاری جهت افزایش نفوذ پذیری سنگ مخزن، مورد استفاده قرار می گیرد. این امر ممکن است باایجاد خورندگی در خود سنگ مخزن یا خورندگی در ذراتی که باعث انسداد خلل و فرج موجود در سنگ مخزن گردیده اند، انجام گیرد. هر چه خلل و فرج بیش تر به هم دیگر راه داشته باشند. سیال داخل آنها بیش تر با یک دیگر مرتبط خواهد بود          و این حالت است که نفوذ پذیری آن ها به حد بالاتری رسیده و در نتیجه عبور سیال از بین این خلل و فرج سریع تر و راحت تر انجام می گیرد.

اکثراً در چاههای نفت وگاز به علت آسیب های وارد به سازند در منطقه نزدیک چاه، نفوذپذیری کاهش می یابد. از جمله عوامل این آسیبها گل های حفاری هستند که در هنگام حفاری با نفوذ در طبقه ایجاد آسیب می کنند. رسوبات مواد آلی و معدنی نیز از جمله این موادند. برای رفع موضوع و افزایش تولید چاه باید به درمان و انگیزش طبقات پرداخته شود.

اسیدکاری یکی از رش های عمومی و پرکاربرد در فرایند انگیزش چاه می باشد. در این عملیات اسید با فشارهای متفاوت به داخل طبقات تزریق می گردد تا با حل نمودن و خارج کردن گیرها و نیز گشاد

نمودن مجراهای موجود باعث افزایش نرخ تولید گردد.

اما باید گفت در هیچ کتاب یا مرجعی نمی توان اسیدکاری را بصورت مراحل مشخص و ثابت ارائه داد. پارامترهای موثر در نتیجۀ عملیات اسیدکاری فوق العاده پیچیده در ارتباط نزدیک با هم هستند یکی از بزرگترین مشکلات در طراحی عملیات اسیدکاری تعیین میزان این پارامترهاست که عموماً با خطاهای فاحشی نسبت به مقدار واقعی آنها انجام می گیرد.

در این تحقیق سعی شده است تا این پارامترها بخوبی معرفی شده و ارتباط با یکدیگر بیان می شود.

تغییر بسیاری از این پارامترها در طول اجراء عملیات اسیدکاری که باعث تصحیح مداوم طراحی اسیدکاری در طول اجرا می شود، یکی دیگر از مشکلات اجرای این عملیات است که نیازمند تخصص و تجربۀ فراوانی است.

کوچکترین اشتباه در طول فرایند طراحی اجرا و ارزیابی اسیدکاری می تواند براحتی نتیجه معکوس از عملیات بدست دهد.]3[.

 

 

فصل اول: بررسی آسیب وارده به مخزن:

1-1 انواع آسیب های سنگ مخزن :

به طور کلی آسیب های وارد به مخزن بر اساس نوع ایجاد، به دو دسته طبیعی و القایی (مصنوعی) تقسیم بندی می شوند. آسیب های طبیعی آن هایی هستند که به علت تولید از مخزن ایجاد می شوند. آسیب های القایی به علت عملیاتی که روی چاه انجام می شود، به وجود می آیند. مانند حفاری، تعمیر و تکمیل چاه، عملیات انگیزش چاه(Stimulation) یا تزریق .درشکل زیر ناحیه آسیب دیده مخزن نشان داده شده است

 

شکل(1-1) [1]skin

-1-11)آسیب های طبیعی

آسیب های طبیعی به چند دسته تقسیم می شوند:

الف) مهاجرت ذرات

ب) متورم شدن رس

ج)جرم های رسوب کرده از آب و آسفالتین

د) رسوبات غیر آلی و آلی به صورت مخلوط

ه) امولسیون

1-1-1-1)مهاجرت ذرات دانه ریز(Fine Migration)

بسیاری از مخازن نفت سنگین ساختارهای کلاسیک،درصد بالایی از ذرات قابل حرکت دارند. این ذرات می توانند شامل رس ها یا بخش هایی از سنگ مخزن یا ذرات قابل حرکت باشند.

آسیب های وارد به مخزن می تواند به علت جریان سیال از مخزن به چاه، در کنار ناحیه ورود نفت از سازند به چاه اتفاق بیفتد که ضریب تولید نفت را کاهش می دهد. به این ذرات که سنگ مخزن جدا می شوند، ذرات دانه ریز(Fines) می گویند. ذرات مهاجر شامل طیف متنوعی از مواد مختلف هستند،از جمله:

1)رس ها(با قطر کوچک تر از 4 میکرومتر)

2)سیلت ها(بین 4 تا 46 میکرومتر)

ذرات ایجاد شده علاوه بر آسیب رساندن به مخزن با ایجاد پل هایی بین ذرات و مسدود کردن مسیر، به سیستم های مقابله با شن (Gravel Pack) نیز که برای تصفیه ذرات احتمالی در چاه نصب شده اند، آسیب وارد میکنند. این نوع مواد در اسید فلوریدریک، حل می شوند.

سرعت این ذرات و قدرت نفوذی آن ها موجب ساییدگی در سیستم های مقابله با شن (Grave Pack) خواهد شد. مقدار تاثیر رس ها علاوه بر سطح تماس آن ها به پوشیده شدن آن ها توسط ذرات کوارتز نیز بستگی دارد که می تواند اثر رس را کم رنگ کند و این مخازن ماسه سنگی (Sand stone) بیشتر اتفاق می افتد.[1]

1-1-1-2)متورم شدن رس ها (Clay Swelling)

جذب آب توسط مولکول های برخی از رس ها سبب افزایش حجم آن ها شده و این افزایش حجم منجر به کاهش تراوایی در سنگ مخزن خواهد شد. رس ها در اثر تغییر بار الکتریکی، متورم شدن و جایگزینی در خلل و فرج سازند، باعث ایجاد رسوب و آسیب دیدگی سنگ مخزن می شوند.

میزان حساسیت رس به آب و نیز مقدار رس موجود در سنگ مخزن و مکان قرار گیری رس، سه فاکتور اساسی در بادکنندگی رس می باشند. میزان رس و نیز قدرت پخش شدگی آن (Deflocculation) و قرار گرفتن آن در گلوگاه ها و حفرات بزرگ، احتمال مسدود کنندگی را افزایش می دهد. خاصیت پخش شدگی رس هنوز به اندازه بادکنندگی آن شناخته شده نیست. علت این پدیده را ایجاد باندهای الکتروستاتیک بین مولکول های رس با مولکول های آب یا با سیالی با PH متفاوت یا آب با نمک کم حدس زده اند که باندهای بین مولکول های رس را تضعیف می کند. بیش تر میزان بادکنندگی رس مربوط به وجود کانی اسمکتیت (Smectite) یا مخلوط های آن         می باشد که در صورت مجاورت با آب تا حدود 6 برابر افزایش حجم دارد. نحوه برطرف کردن آن استفاده از مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک همراه با تعلیق کننده (Suspending Agent) است.

1-1-1-3)رسوب های حاصل از آب املاح دار (Scales)

رسوب های مختلف در اثر نفوذ مواد گل ایجاد می کردند و روش برطرف کردن آن ها متفاوت است. این رسوبات، مواد شیمیایی محلول در آب هستند که به علت برخورد با آب ناهمگون یا نازساگار (آب سازند با آب تزریقی یا صافات گل) با تغییر در شرایط تعادلی محلول شامل دما، فشار، گاز محلول و ویسکوزیته جریان، رسوب می کنند، به عبارت ساده تر ته نشین شدن آنها در اطراف دهانۀ چاه به دلیل کاهش درجه حرارت و پایین آمدن فشار در هنگام تولید می باشد. این رسوبات  می توانند در لوله مغزی(Tubing) یا مشبک ها (Perforation) یا سنگ مخزن مشکل ایجاد کنند. انواع مشکل ساز رسوب ها، راه های جلوگیری از تشکیل و زدودن آن ها عبارتنداز:

1)کلسیت یا کربنات کلسیم (CaCO3) و افزایش PH محلول رسوب می کند. این گونه رسوب ها با اسیدکلریدریک برطرف می شوند.

2)گچ(CaSO4.2H2O): که معمول ترین رسوب سولفات در صنعت نفت است که با اتیلن دی آمین تترا استیک اسید (EDATA) برطرف می شوند.

3)رسوب های آهن (Iron Scales) : رسوب های آهن شامل کربنات آهن و نیز سلوفید آهن به سختی قابل زدودن می باشند. این رسوب ها بیش تر در چاه هایی که زمینه بیش تری برای حضور آهن داشته اند، یافت می شوند. مثلاً در چاه هایی که خوردگی آهن ناشی از لوله های حفاری بیشتر باشد یا در عملیات اسیدکاری به علت خورده شدن آهن توسط اسید، زنگ های آهن وارد محیط مخزن شده باشد. هفت نوع مختلف از رسوب سولفید آهن شناخته شده که تنها دو مورد آن(Fe3O3,FeS) به سهولت قابل حل در اسیدکلریدریک(HC1) می باشد و بقیه یا به هیچ وجه قابلیت انجلال ندارند یا اندکی حل می شوند و این وخامت موضوع را در مورد رسوب های آهن نشان میدهد.

4) رسوب های کلرید(Chloride scales): رسوب های کلرید مانند کلرید سدیم از آب که شامل آب های تزریقی، آب خود مخزن یا سیال حفاری می باشد، می تواند به علت کاهش دما در سطح یا تبخیر جزئی آب در لوله های صورت گیرد که راه های جلوگیری از این پدیده، طراحی مجدد سیستم های مکانیکی برای ممانعت از افت دما و تبخیر آب می باشد. این گونه جرم ها با اسیدکلریدریک ضعیف یا آب تازه (Fresh water) برطرف می شوند.

5) سولفات باریم (BaSO4): که از نظر مقدار، کم ترین رسوب سولفاته را دارد اما، مقدار کمی از آن دردسر فراوانی را ایجاد می کند.

6) رسوب های سیلیکا(Silica Scales): علت به وجود آمدن این رسوبات اساساً تزریق بخار آب داغ یا آلکالین است.

در هنگام تزریق، سیلیکا در بخار آب داغ و آلکالین با PH بالا حل می شود و پس از طی مسافتی قبل از رسیدن به چاه تولیدی یا در خود چاه به علت کاهش دما(در مورد بخار آب) یا کاهش pH (به علت کاهش غلظت آلکالین) رسوب می کند و منجر به ایجاد رسوبات سیلیکا در سنگ مخزن          می شود.

1-1-1-3-1) رسوبات آلی (Organic Deposits)

رسوبات آلی شامل آسفالتین و پارافین و قیر می باشند که تحت تأثیر کاهش فشار یا دما در لوله ها یا شبکه ها (Perforation) یا سنگ مخزن رسوب می کنند. ازدلایل عمده عملیاتی رسوب ترکیبات آلی، تزریق سیال سرد یا افت فشار مخزن به علت تولید می باشد. این نوع رسوبات نباید با لجن ها (Sludge) اشتباه شوند. لجن ها، امولسیون های غلیظ (Viscois) خاصل از واکنش بین نفت خام با برخی اسیدهای غیرآلی قوی هستند که به راحتی زدوده نمی شوند.

کریستالیزه شدن پارافین ها و آسفالتین های نفت سنگین که به دلیل کاهش درجه حرارت ضمن تزریق اسید ایجاد میگردد. لازم است با استفاده از حلال های آلی (Organic Solvents) کاهش یابند.

1-1-1-3-2) پارافین ها (Paraffins)

پارافین ها، دارای زنجیرهای بدون شاخه و ترکیب های مولکول، حدود 16 تا 60 مولکول می باشند. افت دما و فشار ونیز انتهای سنگین شاخه ها به دلیل شاخه های جانبی منشعب، از دلایل رسوب پارافین ها هستند.

دمایی را که پایین تر از آن اولین ساختار کریستالی پارافین شکل می گیرد، دمای ابر (Cloud Point) می نامند. طراحی مجدد یا تکمیل چاه (Well Complection) به طوری که دمای سیال وقتی که به سطح می آید، بالای دمای ابر باشد و تصحیح این دما بااستفاده از روش های بهبودی شیمیایی روی سیال مخزن،مانع از رسوب آن در مخزن و تأسیسات می شود.

بیش ترین مشکل پارافین در سطح مشاهده می شود تا در اعماق و سنگ مخزن. چون رسوب پارافینی به شدت تابع دما می باشد و دمای مخزن اغلب ثابت است و تغییرات قابل ذکری از خود نشان             نمی دهد.

1-1-1-3-2) آسفالتین (Asphaltene)

بسیاری از از نفت های سنگین شامل علظت بالایی از آسفالتین می باشند، ولی در صورتی که آسفالتین به صورت محلول یا سوسپانسیون در نفت باشد، مشکل جدی ایجاد نخواهد کرد. در غیر این صورت، با کاهش تراوایی نسبی نفت در سنگ مخزن و نیز تشکیل در برخی لوله ها در تأسیسات سطحی، موجب ضرر و زیان خواهد شد. رسوب آسفالتین منجر به کاهش شدید تراوایی مطلق          نیم شود، اما، به علت پوشاندن سطح حفره ها با سولفات و نفت دوست کردن آن ها و ایجاد نیروی چسبندگی بین نفت خام در حفره ها و سطح آن ها، باعث کاهش قدرت حرکت نفت خام در حفره ها و در نتیجه کاهش تراوایی نسبی آن خواهد شد.

آسفالتین در اثر برخورد با اسیدها یا برخی مواد شیمیایی، تولید لجن یا امولسیون می کند. لذا، قبل از اسیدکاری یا هر نوع عملیاتی که شامل مواد شیمیایی باشد باید تأثیر آن را بر آسفالتین مورد بررسی قرار داد. مواد آسفالتینی ترکیبات آلی شامل ترکیبات متشکل از حلقه های آروماتیک و نفتی          می باشند که جرم مولکولی آن ها جدود چند صد تا چند هزار را شامل می شود. طبقه بندی این مواد، بر اساس محتوای اکسیژن و سولفور نیتروژن قسمت غیرقابل حل نفت خان در حلال های با زنجیره مستقیم (بدون شاخه) مانند نرمال پنتان و نرمال هپتان است.

کلید اصلی در پایداری آسفالتین، قدرت پخش شدگی آسفالتین (Asphaltene Dispersion) می باشد  که این تعریف به نسبت میزان رزین به مقدار مواد آسفالتینی، مربوط می شود. هرچه این نسبت بزرگ تر باشد، آسفالتین پایدار خواهد بود و برعکس، رزین های مخلوط، جامد یا نیمه جامد از مواد آلی، اجزای بسیار گوناگونی از مولکول های آلی ندارند و اغلب شامل پلیمرها می باشند.

میزان آسفالتین شاخص خوبی برای تخمین رسوب نیست و نسبت میزان رزین به مقدار مواد آسفالتینی می تواند تخمین بهترین از رسوب آسفالتین باشد. یون های آهن محلول که معمولاً بر اثر اسیدکاری و خورده شدن آهن توسط اسید و وارد شدن آن به درون تأسیسات و سنگ مخزن به وجود می آیند، فاکتور مهمی در رسوب آسفالتین هستند. رسوب آسفالتین علاوه بر کاهش تراوایی نسبی، سبب گیر افتادن ذرات آب و مسدود کردن مسیر درون حفرات نیز می شود.

1-1-1-3-3) قیر(Tar)

قیر یک حالت از آسفالتین سنگین است که توسط اسید یا حلال های قطبی حل نمی شود و نیازمند حلال های آروماتیک به همراه انرژی لازم برای شست و شو می باشند.

 

1-1-1-4) رسوبات تجمعی یا مخلوط، آلی و غیر آلی (Mixed Deposits)

در مراحل ابتدایی تولید نفت از مخزن، رسوبات آلی روی سطوح داخلی حفره ها را می پوشانند و پس از مدتی، آب نیز با املاح مربوط به خود تولید خواهد شد که رسوبات غیرآلی و معدنی را روی رسوبات آلی به جا خواهد گذاشت؛ لذا، لایه های آلی و غیر آلی متوالی ایجاد خواهند شد.

رسوبات گل حفاری و مواد تزریقی نفت تر (Oil Wet) به صورت گریس مانند روی سنگ مخزن رسوب می نمایند. راه حل برطرف کردن این رسوبات، استفاده از حلال های آروماتیکی (Aromatic Solvents) یا پراکندگی توسط اسید(Acid Dispersion) می باشد.

1-1-1-5) امولسیون ها (Emulsions)

امولسیون ها ترکیباتی از دو یا چند سیال غیرقابل امتزاج هستند که به صورت مولکولی در یک دیگر حل نمی شوند. امولسیون ها از یک فاز خارجی که فاز پیوسته نامیده می شود(Continuous Phase) و یک فاز داخلی که آن را فاز ناپیوسته (Discontinuous Phase) می نامند، تشکیل شده اند. فاز داخلی همان قطراتی است که به صورت سوسپانسیون در فاز خارجی قرار دارد.

اغلب مدتی بعد از تولید طبیعی از مخزن، آب و نفت به طور هم زمان تولید میشوند و این امر (به سبب تولید آب) منجر به شکل گیری امولسیون می شوند،لذا، این پدیده را جزء آسیب های طبیعی دسته بندی می کنند.

امولسیون ها توسط چند شکل خاص از انرژی در حال تعادل قرار دارند که در صورت حذف این نیروها ابتدا قطرات ریز، یکپارچه شده و وقتی به حجم مناسبی رسیدند، توسط نیروی شناوری به بالا رانده می شوند و از حالت تعادل بیرون می آیند. این نیروهای ناشی از عوامل زیر هستند:

1)واکنش شیمیایی برخی مواد که موجب محکم تر شدن سطح تماس حباب یا قطره داخلی با فاز خارجی شده و از به هم پیوستن قطره ها جلوگیی می کند.

2)نیروهای الکتریکی بین مولکول های دو فاز داخلی و خارجی نیز در پایداری امولسیون موثر                می باشند. بدیهی است نیروهای همسان منجر به حل شدن و از بین رفتن امولسیون می شوند.

3) بالا بودن ویسکوزیته اجزای سازنده دو سیال که به جدا ماندن دو فاز خارجی وداخیلی و در نتیجه پایداری بیش تر امولسیون کمک می کند.

یون های آهن(سولفید)، آسفالتین ها، رزین ها،انواع مختلف اسیدهای آلی و ترکیبات هیدروکربن آروماتیک و حلقه دار، در به تعادل رسید امولسیون (آب در نفت) کمک می کنند. بزرگتریم مشکلی که امولسیون ها به وجود می آورند، حداقل 4 برابر کردن ویکسوزیتۀ سیال در حال جریان می باشد که مسلماً از تولید بیش تر جلوگیری می کند.

از اسیدهای مشکل آفرین در زمینه امولسیون، اسید کلریدریک می باشد که در برخورد با نفت سنگین، تولید امولسیونی با ویسکوزیته بالا می کند و منجر به مسدود شدن موقت یا دائمی مسیر ها در ناحیه نزدیک چاه می شود لذا حین اسیدکاری یا انگیزش (sitmilation) باید به این مسأله توجه داشت.

راه تضعیف حالت پایدار امولسیون، استفاده از امولسیون شکن یا ضد امولسیون ها است که شامل مواد کاشه دهندۀ کشش سطحی (Surfactant) می باشد که می تواند به طور طبیعی در نفت یا آب وجود داشته باشد، محصول جانبی تجزیه توسط باکتری ها باشد یا حتی در طول فرایند تولید نفت ایجاد شده باشند و این مواد باید به مقدار کافی مورد استفاده قرار گیرند. مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactant) با سست کردن نیروی بین قطرات معلق و سیال پیوسته، امولسیون ها را از حالت پایدار خارج می کنند. در مقابل ذرات ریز جامد موجود در سیال، پیوسته منجر به بالا بردن تفاوت ویسکوزیته در سیال شده، در نتیجه پایداری را افزایش میدهند. چند نمونه از این ذرات ریز جامد عبارتند از یون های سولفید آهن، پارافین، ماسه، سیلت، رس، آسفالتین، رسوبات معدنی، روغن های محل اتصال لوله ها و محصولات ناسی از خوردگی.[1]

تزریق 2 تا 3 درصد کاهنده ضد امولسیون همراه با آب یا نفت تمیز، می تواند با احاطه نمودن قطرات امولسیون و کاهش کشش سطحی یا میان رویه ایی فازهای تشکیل دهندۀ آب، باعث شکستن و از بین رفتن امولسیون و نزدیک شدن فازها به هم شود. حجم محلول مصرفی معمولاً باید حداقل معادل یا بیش تر از حجم سیالات هرز رفته (سبب بروز امولسیون) در سازند باشد. در ضمن باید اضافه نمود که میزان کاهنده مورد نیاز برای رفع بندش امولسیونی، معمولاً حدود 20 تا 30 برابر حجم کاهنده مورد نیاز برای جلوگیری از بندش امولسیونی می باشد.

تفاوت در مقدار pH سیال نیز تأثیری زیادی بر پایداری امولسیون دارد. اسیدکاری اه که در محیطی پایین تر از pH برابر با 4 انجام می شود، احتمال ایجاد امولسیون و نیز لجن ها را تا درصد بسیار بالایی افزایش می دهد. لذا، حین انجام این عملیات ونیز فرازآوری با گاز (Gas Life) ، تزریق مواد شیمیایی در چند نقطه جداری (Casing) در جهت شکستن امولسیون ها انجام می شود تا pH را حدود 6 و 7 (که برخی از عملیات بهبود چاه در این pH صورت می گیرند) بالا ببرند.

پس به اختصار می توان گفت که امولسیون بر اثر تزریق مواد گل در سنگ مخزن (Oil Zone) و تغییر شوری (Salinity) ایجاد می گردد که با اضافه نمودن مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfacatant) ، دی امولسیفایر(De_Emulsifier) و حلال های دو جانبه (Mutual Solvents) کاهش می یابد.

1-1-2)آسیب های القایی وارد به مخزن:

علاوه بر ذرات مهاجر به صورت طبیعی، برخی ذرات نیز به علت های مختلف در حین فعالیت های عملیاتی نظیر حفاری، تکمیل، تعمیر و انگیزش چاه یا حین روش های بازیافت ثانویه (Secondary Recovery) یا ثالثیه (Tertiary Recovery) ایجاد می شوند. این ذرات با ایجاد پل بین حفره ها و مسدود کردن آن ها که منجر به کاهش تراوایی و کاهش تخلخل می شوند و نیز با پر کردن  شکاف ها که نقش اساسی در تولید دارند، موجب ایجاد آسیب به مخزن می شوند. البته، پل زدن برخی ذرات، فوایدی نیز دارد که شامل کنترل هرز رفت سیال تزریقی جهت تولید بیش تر در بازیافت مرحله دوم و سوم نیز کنترل هرزروی سیال حفاری(Mud) است که با انتخاب ذرات با اندازه مشخص و مناسب می توان این کار را انجام داد. ذراتی که در حفاری، آسیب رساننده هستند، عبارتند از:

1)رس ها

2)خرده های حفاری

3)عوامل افزایش دهندۀ وزن گل و دیگر افزودنی ها

از موارد مشکل ساز که در تعمیر می توان به آن اشاره کرد، شامل:

1)باکتری ها و پلیمرها

2)محصولات جانبی قابل رسوب حاصل از واکنش اسید با سنگ مخزن و لوله های انتقال

3)خرده های حاصل از خوردگی درون تانک های تزریق ومواد ته نشین شده درون آنها

معمولاً این آسیب ها زمانی خود را نشان میدهند که عملیات ، تمام شده باشد و جریان از مخزن به چاه صورت گیرد که در این حالت ذرات ریز معلق با پل زدن، پرکردن های نا مطلوب را آغاز خواهند کرد.

اگر چه برخی از رسوبات نظیر سیلیکات های هیدرات شده تاثیری بر سنگ مخزن ندارند، برخی مانند باروسیلیکات (Barosilicate) و فلوئوباریت (Fluobarite) مفید می باشند و شاید علت آن است که به صورت فیلم روی سطح حفرات رسوب کرده و ذرات ریز معلق را روی سطوح می نشانند تا تشکیل پل ندهند؛ اما، بصورت کنترل نشده مضر است. یکی از این ذرات، هیدروکسید فریک           می باشد که می تواند به طور کامل حفرات را ببندد. پاک کردن و زدودن آن نیز به دشواری صورت می گیرد.

به طور کلی آسیب های القایی وارد به مخزن در اثر عوامل زیر به وجود آیند.

الف) تغییر در میزان یا نوع ترشوندگی به علت تاثیر سیال تزریقی یا سیال حفاری پایه نفتی

ب)واکنش اسید و محصولات جانبی آن

ج) باکتری ها

د) گیر افتادن قطره های آب و مسدود کردن مسیر (Water Block)

هـ) عدم سازگاری با سیالات

و) رسوب آهن ولجن های کاتالیزه شده آهن

ز)گیر افتادن ذرات اضافه شده به سیالات تزریقی یا پلیمرها

1-1-2-1) تغییر در خاصیت ترشوندگی (Wettability Alteration)

خاصیت ترشوندگی سنگ مخزن توسط یک سیال ، تمایل سنگ به جذب سیال روی سطح خود می باشد. هر گاه یک قطره آب، روی سطح پخش شود یا به بیان دیگر زاویه مماس بر قطره در نقطۀ تماس قطره با سطح جامد به سمت قطره، کم تر از 90 درجه باشد، قطره سطح را تر کی کند؛ یعنی سطح جامد نسبت به آب تر شونده است. تراوایی نسبی یک سیال به میزان ترشوندگی آن سیال با سنگ مخزن، بستگی دارد. لذا یک مخزن آب تر (water wet) یعی مخزنی که با آب ، تر               یم شود، تراوایی نسبی بیش تری نسبت به آب از خود نشان میدهد؛ به عبارت دیگر، کاهش تراوایی نسبی نفت (Kro) را سبب می وشد. در مخزن نفتی که آب و نفت در کنار هم قرار دارند، نه تنها نیروی کشش سطحی بین آب و نفت (Surface tension) بلکه بین سیال و جامد را در یک سنگ مخزن تعیین می کند. خاصیت ترشوندگی مخزن، تاثیر مستقیمی روی عملکرد سیلاب زنی با آب یا گاز دارد. سنگ ها ممکن است نسبت به آب یا نفت، ترشونده باشند. همچنین حالت های ترشوندگی حد میانه یا مخلوط نیز وجود دارد.

تراوایی موثر یک سیال نیز با تراوایی نسبی آن رابطۀ مستقیم داردو در نتیجه هرگاه سنگ مخزن، آب تر باشد، توانایی حرکت آب در این سنگ بیش تر از نفت است و هر گاه نفت تر باشد، نفت با سهولت بیش تر از آن عبور می کند. بنابراین، تغییر نوع و میزان ترشوندگی سنگ مخزن می تواند میزان تراوایی موثر سیال ورودی را تحت تاثیر قرار داده و آن را به میزان 80 تا 90 درصد کاهش دهد.

اگر مخزنی به شدت نسبت به آب تر شونده باشد، عنلیاتی سیلابی (water Flooding) انجام            می گیرد که این مخزن، بازدهی بهتری نسبت به مخزنی که به شدت نسبت به نفت تر شونده است دارد. مخزنی که خاصیت ترشوندگی مخلوط  دارد، بهترین بازدهی استخراج آن در اثر تزریق آب به دست می آید و مخزنی که نسبت به نفت تر شونده هست لازم است برای بازیابی بهتر نفت بعد از عملیات سیلاب زنی با آب، عمل سیلاب گازی (گاز حل شونده در نفت) نیز صورت گیردو

در طول عمر مفید یک مخزن، درصد بالایی از سیال تولید، نت و در کنار آن مقدار آب نیز بهتری در حرکت نفا درون حفره ها ایفا میکند، چون به صورت معلق در نیامده و در نتیجه مسیر حرکت نفت همراه خود را مسدود نیم کند. در ضمن بستر نرم تری جهت حرکت نفت فراهم می کند.

با وجود این که آب تر بودن، تراوایی نسبی آب را افزایش می هد، این موضوع به علت مقادیر کم آب و چسبیدن آن به جداره، عملاً افزیش سهولت حرکت نفت در سنگ مخزن را موجب می شود. با این حال، مقادیر بیشتر آب منجر به دام افتادن قطره های نفت خواهد شد. با توجه به تعریف فوق، برخی از مخازن، آب دوست، نفت دوست یا خنثی می باشند. البته نمونه هایی مانند مخزنی در آلبرتای کانادا وجود دارند که هر دو حالت را دارا هستند. در جاهای مختلف این مخزن رفتارهای آب دوستی و نفت دوستی مشاهده شده است.

هر چند ما علاقه مند به داشتن یک مخزن آب تر جهت داشتن بیش ترین میزان ظرفیت عبور سیال هستیم اما بیش تر مخازن ایران نفت تر هستند و این علن دخالت داشتن عنصر دیگری به نام زمان است. با فرصت دادن به سیال درون سنگ مخزن و رسوب برخی ترکیبات، نفت تر شدن سطح با تغییر خاصیت تر شوندگی سطح صورت می پذیرد البته، کارهایی نظیر اسیدکاری که به از بین بردن این رسوبات کمک می کنند نیز انجام می گیرد، اما با گذشت زمان دوباره این امر تکرار خواهد شد.

در مخازن نفت تر (Oil wet) چسبندگی مواد نفتی به سنگ باعث عدم تماس اسید با سنگ مخزن می گردد، در این صورت نیاز به تزریق لال های دو جانبه (Mutual Solvents) به همراه مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی آب تر (Water wetting surfactant) یم باشد.

نیروی چسبندگی یک سیال با سطح جامد (Adhesion) تابعی از نیروی کشش سطحی است و با ارابطۀ زیر بیان می شود:

 

که:

 : کشش سطحی بین نفت و سطح جامد

 : کشش سطحی بین جامد و آب

 : کشش سطحی بین آب و نفت

: زاویه سطح تماس

شکل(1-2) [5]

 

اگر نیروی چسبندگی مثبت باشد(AT>0) فاز سنگین تر خاصیت تر کنندگی دارد و بهتر سطح جامد را تر می کند و اگر AT=0 باشد، هر دو فاز خاصیت ترکنندگی یسکانی دارند زاویه سطح تماس عامل کنترل کنندگی ترشوندگی (wetting) است.

هر چه زاویه سطح تماس  کوچکتر باشد (AT بزرگ) فاز سنگین تر تمایل دارد به راحتی روی سطح پخش شود و سطح را بپوشاند.

1-1-2-2) واکنش اسید و محصولات جانبی آن

به طور کلی آسیب های ناشی از اسیدکاری عبارتنداز:

1)آسیب ناشی از مواد زاید در لوله ها

2)اگر چه اسیدکاری با از بین بردن رسوبات، زمینه را برای آب دوست کردن فراهم می کند اما میزان زیاد مواد ضد خوردگی که به منظور جلوگیری از خوردگی لوله ها به اسید اضافه            می شود، خود منجر به ایجاد برخی رسوبات می شود که به نفت دوست شدن سطح کمک می کنند.

3)ایجاد قطره های آب که مسیرها را مسدود میکند.

4)رسوب با پارافین و آسفالتین

5)واکنش اسید با آسفالتین که منجر به ایجاد لجن می شود، به خصوص در حضور افزودنی هایی نظیر مواد کاهش دهندۀکشش سطحی (Surfactant) یا آهن حل شده.

6)واکنش اسید با سنگ سازند که رسوباتی به جا می گذارد

7)رسوب حاصل از افزودنی هایی که جهت جلوگیری از آسیب یون های آهن دو ظرفیتی (Fe2+) و سه ظرفیتی (Fe3+)به اسید اضافه می کنند. هر گاه این مقادیر زیادتر از آهن موجود در جریان اسیدکاری باشد، رسوب می کنند

1-1-2-3) باکتری ها (Bacteria)

باکتری ها، موجودات میکرو ارگانیسمی هستند که با توجه به مواد مصرفی (نفت) و محصولات جانبی که به جای می گذارند موجبات آسیب رساندن به سازند را فراهم میکنند. این باکتری ها            می توانند از طریق حفاری، تکمیل، انگیزش و تعمیر، همراه با فاز آبی وارد سازند شوند. باکتری ها در محیط هایی با شرایط بسیار متفاوت رشد می کنند. این شرابط عبارتند از : محدوده دمایی 11- تا بالای 120 درجه سانتیگراد pH تا 11 و درصد نمک تا 30 درصد تا فشار تا psi25000.

باکتری ها به سه دسته هوازی و غیر هوازی و با کتریهایی که در هر شرایطی بدون حضور هوا یا در حضور هوا رشد می کنند (Facultative) تقسیم بندی می شوند.

رشد باکتری های غیرهوای به واسطه اکسیژن متوقف می شود و باکتری هایی که در هر شرایطی رشد می کنند (Facultative) در صورتی که همراه با اکسیژن باشند، سرعت رشد آن ها 5 برابر خواهد بود. بیش ترین باکتری های پر رد سر عبارتند از:

1)باکتری های کاهش دهندۀ سولفات

2)باکتری های اکسید کنندۀ آهم

3)باکتری های تشکیل دهندۀ جرم(Slime)

4)باکتری هایی که به پلیمر حمله میکنند.

1)باکتری های کاهش دهندۀ سولفات

این باکتری ها اصلی ترین مشکلات را در مخزن به وجود می آورند آن ها با تبدیل سولفیت و سولفات به سولفید و تولید گاز هیدروژن سولفوره (H2S) به عنوان محصول جانبی باعث اسیدی کردن محیط آبی می شوند و نیز اثرات سمی به جا می گذارند. جمع شدن موجودات ریز و             باکتری ها منجر به پر شدن حفره ها و مسدود شدن آنها (Plugging) می شوند.

رشد این نوع از باکتری ها توسط حرارت و منبع تغدیه آن ها کنترل می شود. مواد غذایی اولیه برای رشد آن ها کربن، نیتروژن فسفر و آهن  حل شده می باشد.

2)باکتری های اکسید کنندۀ آهن

این باکتری ها هوازی هستند و هیدروکسید آهن دو ظرفیتی (Fe2+) را به سه ظرفیتی (Fe3+) تبدیل می کنند که در آب نامحلول است و رسوب می کند. اما بر خلاف آن یون های آهن دو ظرفیتی در اب در شرایط pH پایین (محیط اسیدی) محلول می باشند.

3)باکتری های تشکیل دهندۀ جرم (Slime)

جرم ها مواد تولید شده از برخی باکتری ها Facultative هستند که ترکیبی از گلایکو پروتئین های غلیظ می باشند و روی سطح سنگ مخزن را می پوشانند.

4)باکتری هایی که به پلیمر ها حمله می کنند.

بیش تز از نوع هوازی و تعداد کم تری، غیر هوازی هستند. اکثر پلیمرها دارای منابع کربن فوق العاده می باشند که منبع تغذیه خوبی برای باکتری ها به حساب می آیند. پلیمرها جهت افزایش بازیافت نفت به مخزن تزریق می شوند یا به شکل طبیعی در نفت خام وجود دارند.

راه حل کنترل باکتری ها، استفاده از انواع مختلف باکتری های کاش دهنده (Biocides) می باشد.

1-1-2-4) مسدود شدن حفره ها توسط قطره های آب (water Blocks)

آب در اثر افزایش اشباع در ناحیه ی حفره باز می تواند تراوایی سنگ را تا حد زیادی کاهش دهدو بلوک های آب انواع خاصی از مشکلات تراوایی نسبی نفت (Kro) را ایجاد می کنند. همان گونه که در شکل زیر مشاهده میشود . افزایش اشباع آب از 20به 35درصد سبب کاهش تراوایی نسبی نفت از 90به 30 درصدمیشود.به علت گیر افتادن قطره های آب در روزنه های نازک مسیر عبور جریان سیال مسدود میشود.

 

   شکل (1-3)  [1]

 در صورت وجود رس وایجاد تورم، کاهش تخلخل بیش تر می گردد و به مخزن آسیب می زند. این مسأله با کاهش کشش سطحی (Surface Tension) با استفاده از مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactants) یا الکل ها (Alcoholes) به صورت حامل با اسید، قابل حل است. افزودن 1/0 تا 2/0 درصد حجمی از این مواد به کلیه سیالات تزریقی به درون چاه سازند را آب تر نموده و باعث جلوگیری از ایجاد امولسیون می گردد. مسأله بندش آب (water Block) دراین چاه ها با تزریق سیال و 1 تا 3 درصد حجمی از مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی، برطرف می گردد. برای رفع یک بندش آبی، ممکن است یک بار تزریق محلول همراه کاهنده کافی نباشد و نیاز به تکرار عملیاتی و در پی آن ها تمیز نمودن چاه باشد.

بیش ترین مشکلات مشاهده شده از قطره های به دام افتاده آب، در فشار کم و تراوایی مطلق کم سازندهای تولید کنندۀ گاز که تزریق آب در آن صورت گرفته است، مشاهده شده است. گاز نسبت به نفت توانایی بیشتری در حرکت در محیط متخلخل دارد و این به علت پایین تر بودن ویسکوزیته آن است. اما همین توانایی منجر به محصور شدن قطره های آب توسط مولکول های گاز می شود بدون آن که آن را جابه جا کند. این پدیده هم در طول تولید در اثر بالا آمدن آب(water Coning) و هم در طول حفاری (نفوذ صافاب گل) یا تعمیر و تکمیل به وجود می آید.

1-1-2-5) سیال پایه نفتی (Oil Base Mud)

گل پایه نفتی در بسیاری از چاه های انحرافی که احتیاج به نرمی چرخش برای حفاری دارند و نیز سازندهایی که به واسطه داشتن رس فراوان به آب حساسند، استفاده می شود. بیشتر گل های پایه با چگالی بالاتر از یک پوند به گالن شامل مقادیر کافی از ذرات جامدی هستند که وقتی با اسید یا آب شور غلیظ برخورد می کنند، امولسیون های سیلت پایدار ایجاد می کنند.

1-1-2-6) رسوب آهن

در چاه های حاوی گازهای اسیدی که خوردگی آهن ناشی از لوله های جداری و مغزی زیاد است و نیز در عملیات اسیدکاری چاه ها به علت خورده شدن آهن توسط اسید، رسوبات ثانویه به وجود می آید که برخی از آن ها به راحتی در اسیدکلریدریک (HCI) حل می شوند و بقیه یا به هیچ وجه قابلیت انحلال ندارند یا اندکی حل می شوند. بنابراین رسوبات آهن آسیب جبران ناپذیری بر مخزن وارد میکنند.

برخی از آسیب های وارد به مخزن به علت امولسیون ناشی از این رسوبات می تواند حتی کل ناحیه نفت ده را برای همیشه از تولید خارج کند. برای مثال، در چاهی در تگزاس جنوبی این اتفاق مشاهده شده است. مشکل دیگر استفاده از گل های پایه نفتی تغییر در ترشوندگی سازند کاهش تراوایی به میزان 10 تا 20 درصد مقدار اولیه است ومشکلات جدی تر زمانی اتفاق می افتد که وزن گل های پایه نفتی بیش از 13پوند بر گالن باشد.[1]

درشکل زیر انواع آسیب های وارد به مخزن وعمق نفوذ آنها را در چاه نشان میدهد.

   شکل(1-4) [2]

1-2( منشأ ایجاد آسیب دیدگی مخزن:

به طور کلی می توان منابع ایجاد آسیب دیدگی سنگ مخزن را به صورت زیر دسته بندی کرد:[2]

1-2-1) آسیب دیدگی در اثر عملیات حفاری(Drilling damage)

الف)نفوذ جامدات گل حفاری به درون سازند(Drilling Mud Solids)      

ب)پر شدن تخلخل ها به واسطه جامدات گل(Porosity Filling  by Mud Solids) 

ج) تزریق مایعات گل(Injection Of Mud Filtrate)

د) ضعیف بودن اندود گل(Poor Mud Cake)

ه) سنگین بودن وزن گل(Over Balance)

1-2-2)آسیب دیدگی سازند در اثر تزریق قسمت مایع گل حفاری در سازند

 (Drilling Mud  Filtrate)                                                                              

الف) تغییرات Scale، Salinity و PH در سازند

ب) نفوذ زیاد در اثر افزایش فشار مویینگی

ج)پراکندگی ذرات جامد همراه با مایعات تزریقی

د)باقی ماندن مواد شیمیایی همراه در سازند (Residue)

هـ) سرد کردن سازند.

مایعات گل در حدود 15 فوت در داخل سنگ مخزن نفوذ می نمایند.

1-2-3)آسیب دیدگی در اثر استفاده از گل روغنی (Oil-Based Mud)

الف)نفوذ جامدات فراوان در سازند

ب)ایجاد امولسیون در سازند

ج)تغییرات شوری

د) تغییر تراوایی نسبی به واسطه نفوذ نفت موجود در گل روغنی

1-2-4)آسیب دیدگی در اثر سیمان کاری (cementing Damage)

الف) افزودنی های سیمان و جداکننده ها(spacers) باعث از بین رفتن کیک گل می شوند.

ب)نفوذ آب سیمان(Cement Filtrate) داخل سازند و عدم تناسب آن با سیال سازند

ج)ایجا پراکندگی (Dispersion) در اثر عوامل فوق

د) دوغاب سیمان باعث بالا رفتن pH و ایجاد رسوب کربنات کلسیم (CaCO3) در سنگ مخزن می شود.

هـ) آب اضافه سیمان باعث مسدود شدن خلل و فرج (Water Block) می گردد.

و)در موارد خاصی که سیمان به داخل سازند تزریق می شود.(Cement Saueeze)

1-2-5)آسیب دیدگی در طول تولید از مخزن

 (Damage During Production)   

الف)مسدود شدن خلل و فرج سنگ در اثر افت فشار زیاد

ب) رسوب پارافین ها و Scale در اثر افت فشار زیاد

ج)تغییرات ترشوندگی در اثر جریان سیال در سازند

د) تمیز کاری چاه در دبی جربان بالا (به علت حرکت ماسه و رس سازند و اسنداد خلل و فرج)

1-2-6)آسیب دیدگی دراثر عملیات مشبک کاری(Perforation Damege)

الف) وارد شدن زائدات مشبک کاری در سازند (Debris)

 ب)ایجاد ناحیه فشرده شده اطراف مشبک کاری ها (Crushed Zone)

1-2-7)آسیب دیدگی در خلال اسیدکاری و انگیزشچاه (Damage During Stimulation)

الف) تمیزکردن حفره (Clean Up) در مجاورت سنگ مخزن و هجوم جامدات به داخل آن

ب)عدم کنترل آهن در اثر خوردگی لوله ها

ج) ایجاد لجن (Sludge)

د) ایجاد امولسیون (Emulsion) در اثر عدم تناسب مایعات سازند با اسید.

هـ) از بین رفتن فشردگی لایه های ماسه ای و ریزش آن ها (Deconsolidation)

و) رسوب گذاری ثانویه (Secondary Precipitation)

ز) پراکندگی رس ها (Clay Dispersion)

1-2-8)عملیات تزریقی (Injection Operations)

الف) تزریق آب در سازند، نفوذ جامدات همراه با آب و رس و Scale به داخل سنگ مخزن.

ب)تزریق بخار در سازند (Steam Flood) و نفوذ جامدات همراه (Silica,Zeolites,Scale) به داخل .

ج) تزریق دی اکسید کربن (CO2 Flood) و ایجاد لجن (Sludge) و رسوب کربنات ها در سنگ مخزن.

د)تزریق پلیمر (Polymer Flood) و ایجاد زائدات ژلی (Residue) مسدود نمودن تخلخل های کوچک.

1-2-9)آسیب دیدگی در اثر تعمیر و تکمیل چاه (Completion/work over Damage)

الف)نفوذ جامدات همراه سیال و زائدات پلیمری در سازند

ب) کنترل هرز روی و تغییر حساسیت سازند(Watt ability ,Scales , Clays)

1-2-10)آسیب دیدگی در اثر فیلتر شنی (Gravel Packing)

الف) آسیب دیدگی مخزن به واسطه تزریق و عدم تجمع مناسب فیلتر شنی (خالی ماندن روزنه ها یا فضای بین لوله مغزی و جداری توسط شن)

ب)آسب فیلتر به واسطه تزریق رس و ماسۀ سازند، باقی ماندن پلیمر بین فیلتر و ماسه های سازند.[2]

1-3)Skin damage:

Skin نمایانگر عددی از میزان آسیب سازند می باشد که می توان آنرا به صورت (Haw kins)

ارائه داد[10]

 

                                                                 شکل (1-5)    [10]

 

 که در آن :

K:نفوذ پذیری  یا تراوایی طبقه

Ks:تراوایی منطقه آسیب دیده که تا شعاع Rs گسترش دارد

Rs:شعاع منطقه دگرگون شده ویا منطقه آسیب دیده

Rw:شعاع چاه

اگر سازند آسیب دیده باشد درآن (Ks<K)خواهد بود و با این تفسیر پارامتر s مثبت خواهد بود . اختلاف بیشتر بین K,Ks ونیز عمق بیشتر منطقه آسیب دیده Rs مقدار Sرا افزایش می دهد . در مواردی که سازند به شدت آسیب دیده باشد ,میزان S می تواند خیلی زیاد باشد در سازندی که کاملا آسیب دیده است (Ks=0) میزان S به سمت بینهایت میل میکند .

اگرچاهی اسید کاری شده باشد (Ks>K) در صورت S منفی خواهد بود.

افزایش در عمق منطقه اسید کاری شده , باعث کاهش هر چه یبشتر پارامتر S خواهد شد.ولی پارامترS بندرت به کمتر از 5- می رسد. Skin های با مقدار فوق العاده کم تنها در چاههایی با شکستگیهای طبیعی فوق العاده یا با شکست هیدرولیکی  های کاملا موفق وجود دارند .

طبقات دارای شکستگیهای طبیعی نسبتا خوب , دارایSkin تا اندازه ای منفی هستند . اما اگر چاهی نه اسید کاری شده باشد و نه دارای آسیب سازند باشد و گسترش ترکها و شکستگیها هم زیاد نباشد , در آن صورت S در چاه برابر با صفر خواهد بود . میزان تراوایی و Skin  را می توان بوسیله آزمایش (pressure transient well test) اندازه گیری نمود . اگر امکان داشته باشد , این آزمایش را باید هم قبل و هم بعد از عملیات انگیزش انجام داد. میزان Skin که از آزمایش بدست می آید , واقعا ترکیب چند گانه ای از Skin های متفاوت است .

 

که در آن:

St: میزان Skin کل

S(c+q): Skin ناشی از Partial completion

Sp: Skin ناشی از حفاریهای کامل نشده

Sd: Skin ناشی از آسیب سازند

  : جمع Skin  های غیر واقعی

در چاههایی که در طول آزمایش سر چاهی مقادیر زیادی از Skin را بدست می دهند (50 .30 یا بیشتر) معمولا علت این پدیده تاثیرات Skin های غیر واقعی است , که با نرخ تولید و فاز مواد تولیدی ارتباط دارد .

اسید کاری ماسه سنگ روشی است که در آن تنها Sd قابل رفع بوسیله اسید , منتقل می شود . در سنگهای کربناته اسید کاری روشی است که در آن با ایجاد میان بر در منطقه آسیب دیده , سازند را مورد انگیزش قرار میدهند . در اسید کاری سازند های کربناته بجای اینکه مستقیما آسیب خارج شود سعی می شود که با ایجاد میان بر به منطقه غیر آسیب دیده ماوراء آن دسترسی پیدا شود .

علاوه بر آن بر خلاف اسید کاری در ماسه سنگ , اسید کاری در سنگهای کربناته آسیب ندیده در بعضی موارد می تواند نتیجه خوبی در انگیزش طبقات داشته باشد . این عمل با روش اسید شکافی انجام می گیرد.

 

 

 

                                                     شکل(1-5)  [12]

 

1-4) مفاهیم خواص سازند:

1-4-1) انواع سنگ مخزن

جنس سنگ یکی از عوامل مهم و موثر در تعیین نوع و عملکرد مخزن است که بسته به شرایط رسوبگذاری آن در اعمال دریا متفاوت است. در جدود(1-1) کانیهای اصلی تشکیل دهنده سازندهای نفتی آورده شده است.

جنس مخازن هیدروکربنی عموماً از نوع کربناته، ماسه ای و یا ترکیبی از ایندو می باشد. نحوۀ عملکرد تولید دراین گونه مخازن در ادامه شرح داده می شود.

1-4-1-1) مخازن کربناته (شکافدار)

سنگ این دسته از مخازن از جنس دولومیت و آهک بوده که خاصیت شکنندگی در آنها بسیاراز آنجائیکه شکافها دارای نفوذپذیری زیاد و حجم کم می باشند بعد از گذشت زمان کمی از شروع تولید، تخلیه شده و نفت باید از ماتریس سنگ به آنها تزریق گردد. این عمل در درازمدت تحت مکانیسم ریزش ثقلی صورت می گیرد. چگونگی تراوش نفت از ماتریس سنگ به شکافها را می توان به تراوش آب از جداره کوزه به بیرون تشبیه کرد. بنابراین میزان تولید از مخزن باید متناسب با میزان تراوش نفت از ماتریس به شکافها باشد تا فرصت لازم جهت حداکثر تخلیه ماتریس امکانپذیر باشد. د غیر این صورت زیانهای زیادی به مخزن وارد می شود. ]6[

1-4-1-2)مخازن ماسه ای (کلاسیک)

سنگ این دسته مخازن از جنس ماسه سنگ بوده که درصد تخلخل سنگ ومیزان یکنواختی آن نسبت به مخازن کربناته بیشتر است و از نقطه نظر مهندسی نفت، ارزیابی آن براساس روابط و اصول

جدول 1-1- فرمول شیمیایی کانیهای اصلی تشکیل دهنده مخازن ]4[

نام کانی

فرمول شیمیایی

کوارتز

SiO2

ارتوکلاز

KAlSi3O8

میکروکلین

KAlSi3O8

پلاژیو کلاز

NaAlSi3O8-CaAl2Si2O8

مسکویت

KAl3Si3O10(OH)2

بیوتیت

K(Mg,Fe)3AlSi3O10(OH)2

کائولینیت

Al4Si4O10(OH)8

مونت موریلونیت

(Mg,Fe,Al)4(Al,Si)8O20(OH)4.nH2O

ایلیت

K2Al4(Al,Si)8O20(OH)4.nH2O

کلریت

K2Al4(Al,Si)3(Al,Si)4O10(OH)2 (Mg,Al)3(OH)6

کلسیت

CaCO3

آراگونیت

CaCO3

دولومیت

CaMg(CO3)2

زیاد است. این سنگها میزبان کانیهای سولفیدی نیز هستند. مخازن کربناته شکافدار که قسمت عمده مخازن نفتی ایران را شامل می شود، از دو محیط متخلخل تشکیل شده اند:

الف- شبکه به هم پیوسته شکافها که دارای تخلخل کم اما تراوایی زیاد است.

ب- سنگ مخزن که بصورت بلوکهایی است که توسط شکافها از یکدیگر جدا گردیده اند و قسمت اعظم تخلخل را در بر گرفته و در همین حال از تراوایی ناچیزی برخوردار می باشد.

در صورت عدم وجود شکافها، اکثر مخازن کربناته به دلیل پایین بودن تراوایی، قابلیت تولید نفت در مقیاس اقتصادی را نداشتند. بنابراین وجود شکافهای مرتبط به یکدیگر برای مخازن کربناته موهبتی محسوب می شود.

 وجود یک آبران قوی و یا متوسط در آنها موجب افزایش بازیافت نهایی و نرخ تولید می شود. نحوۀ جریان نفت در این مخازن را می توان به جریان آب در ماسه های بستر رودخانه تشبیه نمود.

از مقایسه چگونگی جریان نفت در مخازن کربناته و ماسه ای می توان به این نتیجه رسید که محدودیتهای موجود در مخازن ماسه ای برای افزایش تولید بسیار کمتر از مخازن کربناته می باشد.]6[

1-4-1-3)مخازن ترکیبی

سنگ این نوع مخازن از لایه های متناوب کربناته، ماسه و پلمه سنگ(شیل) تشکیل شده است.

تعدادی از مخازن عمده ایران از این نوع می باشند. وجود لایه های شیلی موجب کاهش ارتباط بین نواحی مختلف مخزن می شود. تناوب لایه های موجب تغییر نفوذپذیری در آنها شده و تولید از این مخازن را با مشکلات زیادی همراه می کند. از جمله این مشکلات عدم یکنواختی سطوح تماس در لایه های مختلف می باشد. زیرا سرعت حرکت آب و توان تولیدی نفت در لایه های ماسه ای بیشتر از کربناته است. برنامه ریزی تولید از اینگونه مخازن باید به گونه ای باشد که اختلاف فشار و نیز نزدیکی سطوح تماس در لایه های متناوب را به حداقل برساند. بعضی از مخازن بزرگ ایران که از نوع ترکیبی می باشند دارای چنین مشکلاتی می باشند]6[.

1-4-2)تخلخل و نفوذپذیری

سنگ مخزن و اصولاً هر سنگی از مجموعه ذراتی که تحت نیروهای مختلف بهم دیگر چشبیده اند، تشکیل شده است. این ذرات بخاطر هم اندازه و هم شکل نبودن نمی توانند بطور کامل بهم بچسبند و در نتیجه بین آنها خلل و فرج وجود دارد. به کمیت این منافذ تخلخل گفته می شود. این خلل و فرج با وجود اینکه مقیاس خیلی کوچکی دارند، محل ذخیره نفت و سیالات دیگر می باشند. میزان درجه تخلخل درمخازن آهکی بین 10 تا 20 درصد می باشد.

نفوذپذیری مقدار ظرفیت یک محیط متخلخل برای عبور دادن سیالات است. هرچه ارتباط منافذ بیشتر باشد بطوریکه یک معبر فورانی ایجاد شود، قابلیت نفوذپذیری بیشار است. معمولاً نفوذپذیری افقی بیشتر از نفوذپذیری عمودی است و این به دلیل موانع نفوذپذیری در اثر رگه های شیل و رس در جهت عمود بر حرکت می باشد. بسترهای ضخیم تر، نفوذپذیری بیشتری نسبت به بسترهای نازک دارند. جداول(1-2) و (1-3) درجه مرغوبیت مخازن را نسبت به درجه تخلخل و نفوذپذیری نسان می دهند]4[.

جدول(1-2)  کیفیت مخازن از نظر درجه تخلخل]5[

کیفیت مخزن

درجه تخلخل (Q)

قابل اغماض

ضعیف

متوسط

خوب

خیلی خوب

%5-0

%10-5

%15-10

%20-15

%25-20

 

                          جدول(1-3)         کیفیت مخازن از نظر درجه نفوذپذیری]5  ]

کیفیت مخزن

درجه نفوذپذیری(K)

متوسط

خوب

خیلی خوب

10-1میلی دارسی

100-10 میلی دارسی

1000-100 میلی دارسی

 

1-4-3)خاصیت ترشوندگی

ترشوندگی تمایل سنگ به تر شدن توسط یک سیال می باشد. سنگهای مخزن به سه صورت آب تر، نفت تر و خنثی وجود دارند. با توجه به اینکه سنگهایی مانند کوارتز، کربناتها و سولفتها در حالت طبیعی شدیداً آب تر هستند، عموم سازندها آب تر بوده و تا زمانی که خلاف آن در آزمایشات روی مغزه ثابت نشود آنرا آب تر فرض می کنند. سازندها می توانند تحت تأثیر طولانی سیالات و مواد شیمیایی و جذب فعال کنندهای سطحی از بعضی از انواع نفت مخزن(رزین ها و آسفالتین ها) بطور کامل یا جزئی نفت تر شوند.

ترشوندگی عامل مهمی در کنترل سازند، جریان و توزیع سیالات مخزن است. فازتر کننده تمایل به نفوذپذیری در مجاری باریک و راندن فاز غیر تر کننده به مجاری بزرگتر را دارد. به همین دلیل معمولاً در مخازن نفت نفوذپذیری نفت نسبت به آب بیشتر است. یعنی نفت تمایل به ماندن در مرکز فضاهای روزانه ای را داشته ولی آب با نیروی اصطکاکی که سنگ در برابر جریان آن ایجاد می کند جذب سطوح آب تر می شود. بر عکس این پدیده هم برای زمانی که ماتریس نفت تر باشد، صادق است]5[

 

 

1-4-4) قانون دارسی

بطور کلی جریان سیالات در یک مخزن به یکی از سه حالت خطی، شعاعی و کروی صورت              

می گیرد که به شکل مخزن، نحوه حفر چاه و محل برخورد چاه با مخزن دارد. اگر چاه در وسط مخزن حفر شود، جریان شعاعی و اگر در بالای مخزن باشد جریان کروی پدیده می آید. در حالتی که تعدادی چاه در فواصل کوتاه حفر شوند، خطوط جریان موازی بوده و جریان خطی بوجود می آید.

اصول کلی معادلات حرکت برای انواع جریانها مشابه بوده واز قانون دارسی تبعیت می کنند. قانون دارسی جریان یکنوخات سیال را از درون یک محیط متخلخل و همگن توصیف می کند و معادله آن بصورت زیر بیان می شود:

                                                  

در این رابطه Q دبی جریان، A سطح مقطع، dp/dl گرادیان فشار،  ویسکوزیته و K ضریب نفودپذیری می باشد.

معادله های جریان شعاعی و خطی به صورت زیر خلاصه می شود. [5]:

                                                                           

                                                                      

که در آن، Q: دبی (CC/sec)

K: نفوذپذیری (Darsy)

h:ارتفاع (ft)

 : اختلاف فشار (atm)

B0: ضریب حجمی سازند

: ویسکوزیته سیال (CP)

Re: شعاع تخلیه (cm)

Rw: شعاع چاه (cm)

A: سطح مقطع (cm2)

1-4-5 )شاخص بهره دهی

یکی از هدفهای مهندسی تولید، بالا نگه داشتن این شاخص می باشد. شاخص تولید یا بهره دهی از رابطه زیر قابل محاسبه است:

 

 

که در ان، Q: نرخ تولید (BOPD)

K: نفوذپذیری (mD)

h:ارتفاع (ft)

Pe: فشار مخزن (Psi)

Pwf: فشار جریان ته چاه (Psi)

B0: فاکتور افزایش حجم طبقۀ(نسبت حجم نفت در شرایط مخزن به شرایط تانک ذخیره)

: ویسکوزیته سیال (CP)

Re: شعاع مخزن (ft)

Rw: شعاع چاه (ft)

S: ضریب پوسته

روشهایی که طی آن می توان یک چاه را تحریک کرد از روی چگونگی تغییر پارامترها در معادله فوق و به منظور بالا بردن شاخص PI مشخص می گردد]12[. بدین منظور با انجام موارد زیر می توان بهره دهی راافزایش داد:

الف- بایدضریب پوسته را کاهش و یاحذف نمود. بدین لحاظ بایداز چگونگی و نوع آسیب مطمئن شد و با اعمالی چون اسیدکاری آنرا کاهش داد.

ب- با توجه به اینکه فشار با لگاریتم شعاع متناسب است، نفوذپذیری را در نزدیک چاه افزایش داد. این امر با ایجاد شکافهای مصنوعی توسط اسیدکاری یا تزریق سیال با فشار بالا امکان پذیر است.

ج- گرانروی نفت را با افزایش دما مثلاً تزریق بخار آب کاهش داد.

 

 

فصل دوم: روش های اسیدکاری و اسیدهای مورد استفاده:

2-1 )طبقه بندی اسیدکاری:

2-1-1) اسید شویی( Acid washing)

الف) شستشوی اسیدی: اصولاً هدف استفاده از این سیستم، افزایش نفوذپذیری سنگ مخزن نیست و فقط به منظور تمیز کردن مجرای ورود سیال از سنگ مخزن به داخل چاه مورد استفاده قرار می گیرد. از این سیستم اسیدکاری به منظور شستشوی مواد اندود شده بر روی سنگ مخزن در محل تماس با چاه (اندود گل) استفاده می شود. البته شرط لازم در اینجا قابل حل بودن اندود مورد نظر در اسید است همچنین از این روش می توان برای تمیز کردن شبکه ها بعد از عمل مشبک کاری استفاده کرد. بعد از قرار گرفتن اسید در کنار شبکه ها، آن را به گردش در می آورده وبه این ترتیب عمل تمیزکردن را انجام می پذیرد.

این روش در اکثر مواقع با حضور دکل حفاری انجام می گیرد و به این صورت توان نگه داشتن اسید در کنار لایه ها و به گردش در آوردن آن امکان پذیر می شود.

 

 

2-1-2(اسیدکاری ماتریکس(matrix Acidizing )

از این عملیات هم در انگیزش طبقات کربناته و هم طبقات ماسه سنگی استفاده می شود..

در سازندهای ماسه سنگی عملیات اسیدکاری ماتریکس باید برای رفع آسیب سازند و یا اشکالات موجود در مشبک کاری و یا خلل و فرج نزدیک چاه طراحی گردد]3[.

از لحاظ تئوری جریان اسید از داخل خلل و فرج سنگ عبور کرده و جامدات و موادی را که در جهت حرکت سیال در این خلل و فرج مانع ایجاد می کنند را در خود حل نموده و جریان سیال را به چاه افزایش می دهد.

بنابراین در سازندهای ماسه سنگی، عملیات اسیدکاری ماتریکس تنها عملی در جهت رفع آسیب سازند به حساب می آید. بر این حساب یک عملیات اسیدکاری ماتریکس در سازند ماسه سنگی تنها هنگامی دارای شانس موفقیت است که آسیب سازند موجود در طبقۀ ماسه سنگی به وسیلۀ اسید قابل حل و خروج باشد]3[.

اسید کاری ماتریکس در ماسه سنگهایی که آسیب ندیده اند، نمی تواند به طرز محسوسی باعث افزایش تولید شود. اما دراین جا یک استثناء مهم وجود دارد و آنهم طبقات دارای شکاف و درز های طبیعی است. در ایننوع طبقات ماسه سنگی اسیدکاری ماتریکس می تواند نتیجۀ مطلوبی بدهد]3[.

در مخازن کربناته اسیدکاری ماتریکس به وسیلۀ ایجاد کانالهایی مرسوم به worm hole عمل می نماید. این نفوذها در منطقۀ نزدیک چاه انجام می گیرد.

ایجاد Worm hole ها در سنگ مخزن کربناته بسیار شبیه به حرکت و ایجاد سوراخ توسط کرم خاکی در زیر زمین می باشد. این امکان وجود دارد که از یک worm hole اصلی چند worm hole دیگر منشعب گردد اما غالباً اسیدهای قوی نظیر HCI تعداد زیادی worm hole تنها بدون انشعاب ایجاد می کنند. اسیدهای ضعیفتر نظیر اسید استیک و اسیدهای تاخیری تمایل به ایجاد انشعابات بیشتری از یک worm hole دارند، زیرا به علت سرعت پایین واکنش، میزان هرزروی اسید زنده در طبقه زیاد می باشد. این مسئله به خودی خود اگر در یک محدودۀ معین و مطمئن انجام گیرد. به بهتر شدن نتیجۀ اسیدکاری کمک می نماید]3[.

در طبقات کربناته اسیدکاری ماتریکس اکثراً عملیاتی برای میان برزدن منطقۀ آسیب دیده می باشد]3[.

 

 

 

 

در شکل زیر اسید کاری ماتریکس نشان داده شده.

 

                                                      شکل(2-1)   [7]

 

2-1-3( اسیدکاری شکاف دهنده (fractur Acidizing )

عملیات اسید شکافی معمولاً منحصر به طبقات آهکی است ]3[. از این روش می توان در مخازن کربناته به عنوان میان بر منطقۀ آسیب دیده استفاده نموده ونیز برای انگیزش طبقات بدون آسیب و کربناته می تواند نتیجۀ مطلوبی بدست بدهد.

اسید شکافی نوع دیگری از شکست هیدرولیکی است. در هر مورد تلاش می شود که کانال رسانای جریانی بدست آوریم، که از چاه شروع شده و هر چه بیشتر در طبقه نفوذ داشته باشد هندسۀ اصلی شکاف ایجاد شده نیز تقریباً در هر دو یکسان است. تفاوت بین این دو روش اینست که رسانایی شکاف ایجاد شده چگونه ایجاد شده و چگونه باقی می ماند.

در روش شکست هیدرولیکی از یک سری مواد نگهدارنده نظیر ماسه به عنوانت پروپانت استفاده می شود تا بعد از ایجاد شکاف رسانایی آن باقی بماند.

اما در اسید شکافی از پروپانت استفاده نمی شود، بلکه از واکنش اسید با دیوارۀ شکاف استفاده می گردد تا سطح دیواره به طرز نامنظمی حل شده و بعد از برداشته شدن فشار، رسانایی شکاف حفظ شود.

اگر حل شدن دیواره بصورت طرحهای نامنظم باشد، تااندازه زیادی مطلوب این عملیات است]3[.

در شکل زیر اسید کاری شکاف دهنده نشان داده شده.

    شکل(2-2)  [7]

2-2( اسیدهای مورد استفاده :

2-2-1)اسیدهای معدنی

الف) اسیدکلریدریک(HCI)[8]

معمولیترین اسیدی که به کار برده می شود، اسید کلریدریک است. کاربرد آن معمولاً در مخازن

کربناته (سنگ های آهکی و دولومیت)می باشد؛ ولی در مخازن ماسه سنگی(حداکثر دارای بین درصد کربنات) نیز قابل استفاده می باشد. این اسید با غلظت های 5 تا حداکثر 37 درصد وزنی موجود است و نوع معمولی آن دارای 15 درصد وزنی درجه خلوص است.

چون اسیدی قوی است و بر فلزات اثر می کند، همیشه باید مواد ضد خوردگی به آن اضافه شود. به علاوه جهت بهتر انجام دادن عمل اسیدکاری، مواد مختلف دیگری به منظورهای متفاوت به آن اضافه می گردد.

ب) مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک(HCI-HF)

به مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک Mud Acid گویند. کاربرد آن معمولاً در مخازن ماسه سنگی می باشد و علت آن هم قدرت خورندگی سیلیس توسط اسید فلوریدریک می باشد. در این حالت اسید فلوریدریک اثر خود را می کند و سپس اسید دوم (HCI) شروع به اثر گذاشتن می نماید. قبل از تزریق آن باید مطئمن باشیم که تمام یون نمک از بین رفته باشد، چون این یون با اسید فلوریدریک واکنش داده و تولید رسوب می کند. شکل صفحۀ بعد بیان گر چگونگی انتخاب غلظت اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک در Mud Acid براساس میزان رسوب AlF3 یا CaF2 می باشد.

2-2-2) اسیدهای آلی

اسید کلریدریک در دمای بالا (بیش از 120) بسیار خورنده است و در این دما بسیاری از مواد ضد خوردگی خواص خود را از دست می دهند. لذا در چاه های با دمای درون چاهی بالا، اسیدهای آلی جایگزین اسید کلریدریک می شوند.

الف)اسید استیک (CH3COOH)

معمول ترین نوع اسید آلی که جهت اسیدکاری مصرف می شود، اسید استیک است. این اسید معمولاً برای خورندگی سنگ های آهکی و دولومیتی مصرف دارد و حداکثر تا غلظت وزنی 15 درصد وزنی قابل دست یابی است؛ چوت استات کلسیم حلالیت محدودی دارد. گاز دی اکسید کربن که از واکنش با کربنات آزاد می شود و سرعت واکنش اسید استیک را پایین می اورد. در طول واکنش وقفه ایجاد می کند تا تقریباً 42 درصد اسید مصرف شود. در مواردی که استفاده از اسید ضعیف یا اسیدی که سرعت واکنش پایین تری نسبت به اسید کلریدریک داشته باشد، در برنامه قرار می گیرد، معمولاً از اسید استیک استفاده یم شود. واکنش زیر را در نظر بگیرید:

 

 

 

KD : ثابت تجزیه که به دما بستگی دارد.

a: ضریب اکتیویته

T:دما بر حسب کلوین

A3,A2,A1 : ثابت هایی هستند که برای هر اسید در مراجع وجود دارند.

جدول(2-1) زیر ثابت تجزیه برخی اسیدها را در 77 درجه فارنهایت نشان می دهد.

نوع اسید

ثابت تجزیه اسید(KD)

اسید استیک

5-10×754/1

اسید فرمیک

4-10×772/1

اسید کلریدریک

10

                                                       جدول (2-1)

طبق این جدول، اسید استیک ضعیف ترین اسید است.

واکنش این اسید با سنگ های آهکی و دولومیتی طبق رابطل زیر می باشد:

 

 

مزایای استفاده از اسید استیک (HAC)

1)باعث ایجاد خوردگی نمی شود.

2)همراه با آب به عنوان سیال مشبک کاری در سازندهای کربناته استفاده می شود.

3)از رسوب کردن آهن جلوگیری می کند و آن را به صورت معلق نگه می دارد. مادامی که اسید مصرف نشود، فریک آهن را به صورت محلول در اسید نگه می دارد و از رسوب هیدروکسید فریک (Fe(OH)3) جلوگیری می کند.

4)تا دمای 90 بر پمپ درون چاهی و ادواتی که از آلیاژ آلومینیوم هستند، اثر خوردگی ندارد.

5)به وسایلی که روکش کروم دارند تا زیر 90 اثر نمی کند.

6)چون از اسید کلریدریک ضعیف تر است، می تواند راحت تر با قسمتهای زیادی از سنگ مخزن تماس یافته و عمل خورندگی را به آرامی انجام دهد. [8]

7)قابلیت حفظ شدن در دمای بالا را دارد.

معایب استفاده از اسید استیک

1)درجه حرارت چاه ها عامل مهمی برای کاربرد این اسید است.(محدودیت)

2)در مقایسه با قیمت اسید کلریدریک، اسیدی بسیار گران است و در نتیجه خرج اسیدکاری با این اسید در مخازن کربناته خیلی بیش تر از اسید کلریدریک(HCI) می باشد.

3) سرعت واکنش آن با سازند پایین است.

ب) اسید فرمیک(HCOOH)

اسید فرمیک نیز خواصی تقریباً مشابه اسید استیک دارد ولی ازآن سریع تر اثر می گذارد و تا حدی خورندگی آن بیش تر است. گاز دی اکسید کربن که از واکنش با کربنات آزاد می شود، سرعت واکنش اسید استیک را نیز پایین می آورد. چون اسید فرمیک KD بالاتری نسبت به اسید استیک دارد، تا جایی واکنش می دهد که 86 درصد آن مورد استفاده قرار گیرد.

ج) اسید سیتریک(C6H8O7)

این اسید معولاً برای سنگ های آهکی و دولومیت مصرف می شود و سبب کاهش تورم رس شده و آهن را کنترل می کند.

2-2-3)اسیدهای پودری یا کریستال مانند

الف)کلرواستیک اسید (Chloroacetic Acid)

ب) سولفامیک اسید (Sulfamic Acid)

سولفامیک اسید (HSO3NH2) و کلرواستیک اسید از اسید کلریدریک گران تر هستند. از نظر قدرت عملکرد ضعیف تر از اسید کلریدریک و اسیدهای آلی می باشند، لیکن چون به صورت پودر یا کریستال هستند، حمل و نقل آن ها راحت تر است. این اسیدها، در محل استفاده به راحتی در آب حل می شوند و مورد استفاده قرار می گیرند. اما مسأله مهم در مورد آن ها درجۀ حرارت است.

مزایای استفاده از سولفامیک اسید(HSO3NH2)

1) سرعت عمل نزدیک به اسید کلریدریک است.

2) به صورت پودر بهتر می توان کار کرد.

معایب استفاده از سولفامیک اسید

1) خیلی گران تر از اسید کلریدریک است.

2) در درجه حرارت های بالاتر از 180 درجه فارنهایت تجزیه شده و خواص خود را از دست می دهد. از این نظر توصیه می گردد در حرارت های بالاتر از 160 درجۀ فارنهایت مورد استفاده قرار نگیرد.

 

 

2-2-4)هیبرید اسید ها (Hybriod or Mixed Acids)

این نوع اسیدها عبارتند از مجموعه ای از اسیدهای معدنی و آلی، که مسلماً نسبت به خواص هریک مورد استفاده قرار می گیرند. به طور مثال چون سرعت عمل اسید کلریدریک زیاد است، برای افزایش عمر اثر اسید ودر نتیجه نفوذ بیش تر، قدری اسید استیک که با سرعت کم تری اثر می کند، به آن افزوده می شود. بدیهی است در این حالت، ابتدا اسیدهای معدنی اثر کرده ومادام که خاصیت اسیدی  آن ها از بین نرفته است، اسید آلی همچنان به صورت فعال باقی است و بعد اسید آلی شروع به عمل می کند. این نمونه اسیدها مجموعه ای از اسید کلردریک- اسید استیک یا اسید کلریدریک- اسید فرمیک یا اسید فرمیک – اسید هیدروفلوریک می باشند که شرایط عملکرد آنها در زیر آورده شده است:

الف) اسید کاریدریک – اسید استیک

ب) اسید کلریدریک –اسید فرمیک

این نمونه اسیدهای برای اسیدکاری مخازن کربناته در دمای بالا به کار می روند.

ج) این مجموعه اسید فرمیک – اسید هیدروفلوریک

این مجموعه اسیدها برای اسیدکاری مخازن ماسه سنگی در دمای بالا به کار می روند.

به کار بردن این مجموعه اسیدها باعث می شودکه نفوذ اسید در سنگ مخزن افزایش یابد. اسید هیدروفلوریک، رس های سازند یا رس هایی را که به سازند مهاجرت می کنند در خود حل می کند. این اسید برای سازند کربناته مفید نیست، چون اسیدهای واسطی تولید می کنند که باعث رسوب در سازند می شوند. مقدار 1000 پوند از اسید هیدروفلوریک 2/4 درصد قادر است که 700 پوند از رس (Clay) را در خود حل کند.

2-2-5)اسیدهای کند کننده Retarder Acids[8]

الف) اسید ژلی (Gelled Acid)

در تئوری ، سرعت واکنش اسید را می توان با ایجاد خاصیت ژلی کند کرد. این کند کردن با افزایش ویسکوزیته سیال صورت می گیرد که باعث کاهش سرعت انتقال اسید به دیواره چاه می شود. اسیدهای ژلی در ایجاد شکاف به سویله اسید (Acid Fracturing) استفاده می شوند و ضمن افزایش ویسکوزیته ، افت اصطکاک پایین آمده و سبب کاهش هرزروی می شود. این اسیدها به دلیل افزایش ویسکوزیته در اسیدزنی ماتریس کاربردی ندارند. اسید ژلی:

1)کند کننده جزئی است (Minor Retardation)

2)ویسکوزیته را بالا می برد.

3)کاربرد ابتدایی آن به صورت منحرف کنندۀ جریان (Diverting Agent) است.

4)بعضی ژل ها ذرات ریز را معلق می کنند و بعضی آن ها را به هم پیوسته و توده ای (Floculate) می کنند.

5)مواد ژلاتینی باافزودن پلیمرهای خاصی به اسید ساخته می شوند.

ب) مواد کاهش دهنده کشش سطحی نفت دوست (Oil Wetting Surfactants)

این مواد اغلب یک مانع فیزیکی در برابر انتقال اسید به سطح سنگ ایجاد می کنند. مواد مذکور روی سطح سنگ جذب شده و تشکیل یک لاسه فیلمی می دهند. جذب آن ها اغلب در دبی بالا و دمای زیاد سازند، به خوبی صورت نمی پذیرد که در این صورت این مواد تأثیر چندانی نخواهند داشت.

ج) اسید امولسیونی (Emulisefied Acid)[8]

این اسید ممکن است شامل یک فاز داخلی یا خارجی باشد.اغلب از اسیدی که دارای فاز داخلی بیش تری است،استفاده می شود که شامل 10 تا 30 درصد هیدروکربن به عنوان فاز خارجی و قسمت اعظم آن شامل اسید کلریدریک به عنوان فاز داخلی است. باافزایش ویسکوزیته که در اثر امولسیون ایجاد می شود و جود فیلم نفتی، سرعت انتقال اسید به سنگ مخزن کاهش می یابد و در نتیجه عمق نفوذ افزایش پیدا می کند. استفاده از این اسید به علت افزایش مقاومت اصطکاکی در فضای حلقوی ته چاه، محدود است.

اسید استیک و اسید فرمیک کند کننده های طبیعی هستند.

در مناطق نفت خیر جنوب اسیدهای کندکار به روش زیر سخته می شوند:

الف) نوعی اسید کندکار فیلمی در چاه های نفتی استفاده یم شود که از ترکیب اسید کلریدریک 15 درصد، 1 درصد مادۀ معلق نگه دارنده ذرات (48-SLA) و 2/1 درصد ماده ضد خوردگی (27-Ci) تشکیل می شود.

ب)نوعی اسید کندکار امولسیون از ترکیب 70 در اسید کلریدریک 15 درصد، 30 درصد گازوئیل، 1 درصد ماده ضد امولسیون (30-E) و 1 درصد ماده ضد خوردگی (27-Ci) تشکیل می شود. به عنوان مثال، جهت ساخت 4000 گالن از اسید کندکار امولسیون، باید 2800 گالن اسید کلریدریک 15 درصد، 1200 گالن گازوئیل، 40 گالن ناده ضد امولسیون (30-E) و 40 گالن مادۀ ضد خوردگی (27-Ci) به کار برده شود.

میزان یون آهن موجود در اسید توسط آزمایشگاه باید اندازه گیری شود و این میزان نباید از 1000 میلی گرم بیش تر باشد. در غیر این صورت با تشکیل رسوبات، خلل و فرج سازند را مسدود کرده و عملیات اسیدکاری نتیجه معکوس یم دهد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

فصل سوم: مخازن کربناته

 3- 1) اسید کاری در مخازن کربناته

3-1- 1 )هدف از اسید کاری در مخازن کربناته

دو نوع اسید کاری کلی و پایه ای، برای اجرا در سنگهای کربناته وجود دارد که توسط فشار و نرخ تزریق از هم متمایز می گردند. عملیاتی که در آن نرخ تزریق در فشار ی پایین تر از فشار شکافتن طبقه است به نام اسیدکاری ماتریکس نامیده می شود]7[.

اسید کاری ماتریکس تنها در طبقاتی آسیب سازند را نشان میدهند عملی است . تنها چند استثناء بر خلاف این گفته وجود دارد و آن هم در طبقۀ کربناته ای است که بصورت طبیعی شکفادار می باشد.]3[.

عملیاتی که در آن نرخ تزریق و فشار ناشی از آن به حدی باشد که از فشار شکسته شدن سنگ بیشتر باشد، به اسید شکافی معروف است]3[ اسید شکافی هم در طبقات با آسیب سازندو هم در طبقات بدون آسیب سازند قابل اجرا است. دراسید شکافی ابتدا توسط سیالات مناسب در طبقه شکاف ایجاد می گردد، سپس دیواره های این شکاف توسط اسید خورده می شوند تا هنگامی که این شکاف بسته شد دارای تراوایی باشد.

در نوع دیگری از این عملیات، ایجاد شکاف نیز توسط اسید انجام می گیرد. شکاف بوسیلۀ یک سیستم اسید غلیط و ویسکوز ایجاد می گردد که در طول فرایند تزریق دیواره ها را می خورد]7[.

3-1- 2 )اسید کاری ماتریکس در سنگهای کربناته

اولین هدف اسید کاری ماتریکس عبارت از بهبود حجم جریان از منطقۀ آسیب دیدۀ نزدیک چاه می باشد. این عمل می تواند با حل نمودن سنگهای نزدیک چاه انجام گیرد.

غالباً در اسید کاری ماتریکس، در سنگهای کربناته از HCI استفاده می شود که به تنهایی یا بصورت مخلوطی با سایر اسیدها استفاده می گردد ]8[.

HCI، قسمتهای کربناتی و دولومیتی مخزن را در خود حل نموده و ایجاد می نماید. اگر این کانالها گسترش یابند ایجاد worm hole می نمایند که میتواند در آسیب سازند نزدیک چاه ایجاد شکاف و میانبر نماید.

با این وجود، زمان لازم برای مصرف اسید هنوز کوتاه است . اغلب تنها طبقه در نزدیک چاه را می توان بصورت موثری انگیزش نمود. بنابراین می توان گفت که عملیات اسیدکاری ماتریکس موثر و با نتیجه خوب، دورتر از چند وفت از چاه تقریباً غیر معمول است ]9[ آسیب قابل انتقال بوسیلۀ اسید و یا آسیب سازند که اسید قادر باشد در آن میان بر ایجاد کند، باید وجود داشته باشد تا عملیات اسید کاری ماتریکس بصورت ایده آلی صورت پذیرد]3[.

3-1-3( اسید شکافی در سنگهای کربناته

عملیات اسید شکافی در سنگهای کربناته، به دو منظور ایجاد راه میان بر در زون آسیب دیده و یا ایجاد شکافهای تراوا در زونهای غیر آسیب دیده بکار می رود]7[.

همانطور که قبلاً ذکر شد اسید شکافی نوعی دیگری از شکست هیدرولیکی می باشد

 در اسید شکافی تراوایی شکاف بوسیلۀ خورده شدن دیواره های شکاف با اسید بدست می آید. ولی در این تراوایی بوسیلۀ پروپانت که دهانۀ شکاف را باز نگه می داد بدست یم آید.

دو روش کلی وجود دارد که بوسیلۀ آن ها می توان به شکافهای خورده شده توسط اسید دست یافت]7[:

  • Viscos fracturing
  • Viscos acid fracturing

در viscos fracturing ابتدا شکافی بوسیلۀ یک سیال غلیظ (غیر از اسید) ایجاد می گردد. سپس اسید با گرانروی کمتربه داخل شکاف تزریق می گردد. این اسید از داخل سیال غلیط به سرعت و بطور غیریکنواخت وارد شده و دیوارۀ شکاف را بصورت ناصافی در خود حل می نماید.

این روش در تمام سنگهای کربناته قابل اجرا است. اما در طبقات یکنواخت تر نظیر سنگ آهک وChalk های خالص مفید تر می باشد.

در روش دوم یعنی Viscos acid fracturing از اسیدی غلیظ نظیر اسید ژلی شده یا امولسیونی شده و یا اسید کفی و یا اسیدهای بصورت شیمیایی تاخیری شده استفاده می شود، که هم ایجاد شکاف می نماید و هم سطح و دیوارۀ شکاف را بصورت ناصافی در خود حل می نماید. این روش درکربناتهای غیر همگن، نظیر دولومیتها و یا سنگ آهکهای ناخالص کاربرد دارد.

در طبقات کربناتی انگیزش طبقاتی به خودی خود و بصورت ایده آل می تواند با روشهایی که در آنها طبقه شکافته می شود انجام گیرد. این روشها می توانند شکست هیدرولیکی و یا اسید شکافی باشند.

در انگیزش طبقات غیر آسیب دیده، می بایست مجرای جریانی گسترده و طولانی در طبقه ایجاد گردد. این مجرا را تنها می توان بوسیلۀ شکافتن طبقه ایجاد نمود.

طول شکاف ایجاد شده بستگی به موارد زیر دارد.]1[

الف- خصوصیات هرزروی اسید

ب-نرخ واکنش اسید

ج- نرخ جریان اسید در داخل شکاف

اما باید گفت که خصوصیات هرزروی اسید مهمترین عامل کنترل کنندۀ طول شکاف می باشد.

تراوایی شکاف به میزان زیادی به اینکه دیوارۀ شکاف چگونه خورده شده است بستگی دارد. این دیواره ها باید بصورت غیر یکنواخت خورده شده باشند تا بعد از بسته شدن شکاف تراوایی، در همان شکاف تا حد قابل قبولی باقی بماند. طول شکاف ایجاد شده و تراوایی آنرا به سختی می توان تخمین زد و پیش بینی نمود.

شیمی و فیزیک اسید کاری سنگهای کربناته موضوع بسیار دقیقی است. جنبۀ شیمیایی عملیات عبارتستس از واکنشها و تولیدات واکنشها و یا به عبارت دیگر شیمی اسید کاری مجموعه ای از سینتیک واکنش های اسیدهای مختلف را شامل می شود]3[.

جنبۀ شیمیایی اسید کاری سنگهای کربناته، از لحاظ پایه ای با اسیدکاری ماسه سنگها متفاوت است.

به عبارت دیگر کانیهای کربناته بسرعت و کاملاً با HCI ترکیب شده و تولید آب CO2 و نمکهای بسیار محلول می کنند. کانیهای سیلیکانه تنها به مقدار کمی در HCI محلولند.

اسیدکاری با HF بعلت تشکیل کلسیم فلوراید جامد در سنگ آهک و نیز منیزیم فلوراید در دولومیت کاربردی در کربناتها پیدا نکرده است.]1[.

واکنش HF در ماسه سنگ را نمی توان با واکنش HCI در کربنات مقایسه نمود. این واکنس در ماسه سنگ بوسیلۀ Surface area کانیهای سیلیکاته کنترل می شود. حال آنکه در کربناتها واکنش HCI با انتقال جرم اسید به سطح کانیها کنترل می شود. تفاوت دیگر بین اسید کاری در کربناتها وماسه سنگها اینست که شیمی اسیدکاری کربناتها معمولاً ساده است، ولی برعکس شیمی اسید کاری ماسه سنگها بسیار پیچیده است]8[ در اسید کاری کربناتها چه ماتریکس و چه شکافی واکنشها بسیار ساده اند و تولید رسوبات از واکنش معمولاً جدی نیست. در حالی که در اسید کاری کاسه سنگ ها اغلب ترکیبات، دوباره رسوبگذاری می کنند. اما در کربناتها رسوبگذاری دوبارۀ محصولات ناشی از واکنش اسیدها، تنها می تواند با اسیدهای آلی نظیر اسید سیتریک یا اسید فرمیک و تنها در صورت استفاده از غلظت های بالای آنها روی دهد، که البته هیچ دلیل منطقی برای استفاده از این نوع اسیدهای آلی در اسید کاری کربناتها با این غلظت وجود ندارد.

استفاده از اسید فرمیک با غلظتهای بالاتر از %10 می تواند تولید رسوب کلسیم نماید. همچنین استفاده از HCI در غلظتهای بالاتر از %20 در بعضی موارد، می تواند ایجاد رسوبات غیر قابل حل از ترکیبات کلسیم نماید.]8[

در اسیدکاری ماتریکس کربناتهاHCI به سرعت و کاملاً با کانیهای کربناته واکنش انجام داده و در میان ماتریکس سنگ کانالهای ماکروسکوپیک در ایجاد می کند. تولید worm hole می تواند توسط اسید استیک و یا اسید فرمیک هم انجام پذیرد.

اخیراً هیدروکربنهای کلردار تتراکلریدکربن، برا ی چاههای با دمای بالا مورد توجه قرار گرفته اند. این ترکیبات می توانند در چاه هیدرولیز شده و تولید HCI نمایند. البته استفاده از این هیدروکربنهای کلردار به علت اینگه در طبقه بندی مواد سرطانزا قراردارند، بسیار محدود می شود]3[

در اسید شکافی برای اینکه اسید دیوارۀ شکاف را در خود حل نماید، باید دارای قدرت حل کنندگی کافی باشد. بصورت واقع بینانه ای باید گفت که تنها اسیدی که می تواند به خوبی پاسخگوی این وع عملیات باشدHCI است.]3[

3-1-4(اسیدهای مورد استفاده در اسید کاری کربناتها

اسیدهای معمولی که در انگیزش طبقات کربناته بکار می روند عبارت ند از :]8[

الف. اسید کلریدریک (HCI)

ب. اسید استیک (CH3COOH)

ج.اسید فورمیک (HCOOH)

3-1-4-1(اسید کلریدریک

معمولیترین محلول عملیاتی، برای اسید شکافی و اسید کاری ماتریکس در سنگهای کربناته، محلول %15 HCI می باشد. غلظت اسید می تواند بین %3(برای کاربردهایی نظیر تمیز کردن لوله ها) تا %35

متغیر باشد، ولی غلظت آنها بین %28-15 می باشد.]3[.

3-1-4-2)اسید استیک

اسیداستیک بسیار کم یونیزه می شود و دارای واکنش ضعیفی با کربناتهاست. محافظت تجهیزات در مقابل خوردگی اسید استیک از HCI آسانتر است. به همین دلیل از این اسید به عنوان سیال عملیاتی در مشبک کاری طبقات کربناته و نیز به عنوان سیال انگیزش در طبقات با دمای بالا استفاده می کنند.]8[

اسید استیک فواید دیگری هم نسبت به HCI دارد.

این اسید بطور معمول آهن را جدا می کند و رسوب آن را کاهش می دهد. این اسید برای انگیزش چاههایی که دارای لوله ها و تجهیزات آلیاژی اند مناسب است]8[

غلظت اسید استیک مورد استفاده %10 می باشد.

3-1-4-3 )اسید فرمیک

اسید فرمیک هم مانند اسید استیک، بصورت ضعیفی یونیزه شده واسید آلی ضعیفی می باشد. این اسید از اسید استیک قویتر است و به همین برای محافظت در مقابل خوردگی در آن مشکل تر است. ولی به هر حال می توان از آن بخوبی در کاربردهای دمای بالااستفاده کرد. این اسیدها خصوصاً هنگامی مفیدند که با اسید استیک مخلوط شوند. مخلوط اسید استیک و اسید فرمیک می تواند یک سیال عملیاتی مناسب برای انگیزش در طبقات کربناتی عمیق و دمای بالا باشد. غلظت اسید فرمیک مورد استفاده %9 یا %10 است.

3-1-5 )واکنش اسید با سنگ آهک و دولومیت

فاکتورهایی که روی نرخ مصرف شدن اسید در سنگهای کربناته تأثیر می گذارند عبارتند از ]8[:

الف: دما

ب: فشار

ج: نوع اسید

د: غلظت اسید

ه: سرعت واکنش اسید

و: تولیدات واکنش

ز: نسبت سطح به حجم

ح: ساختار طبقه (ساختمانی و مینرالوژیکی)

3-1-5-1 )دما

نرخ واکنش اسید با افزایش دما افزایش می یابد. در دمای حدود 150 درجه فارنهایت نرخ واکنش HCI و سنگ آهک حدود دو برابر واکنش در دمای 80 درجه فارنهایت می باشد. نرخ واکنش HCI با سنگ آهم، از نرخ واکنش آن با دولومیت بیشتر است. البته این مسئله تا دمای 250 درجه فارنهایت صادق است. در دماهای بالاتر نرخ واکنش در سنگ آهک و دولومیت بصورت معادل و هم اندازه بالا می رود.]8[.

3-1-5-2)فشار

فشار بالاتر از psi 500 دارای تاثیر کمی بر نرخ واکنش است. در فشار کمتر از psi500 با افزایش فشار نرخ واکنش هم افزایش می یابد.]8[.

3-1-5-3)نوع اسید

قدرت اسید، با توجه و نوع به قدرت یونیزاسیون اسید یا درجه ومیزان تولید یون H+ در محلول شناخته یمش ود.

در حقیقت این یونهای هیدروژن هستند که با کانیهای کربناته واکنش انجام یم دهند(نه مولکولهای اسید)

واکنش یونیزه شدن اسید عبارتست از:

                                                                                                

H3C-COOH+H2O"H++H3C-COO-

HCOOH+H2O"H++HCOO-

HCI قویترین این اسیدهاست که تقریباً به طور کامل تبدیل به H+ و Cl- می شود. ]3[ اسید استیک و اسد فرمیک بصورت ضعیفی یونیزه شده و نمی توانند به طور کامل تبدیل به H+ و یون آنیون مربوطه شوند. در نتیجه اسیدهای آلی دارای سرعت مصرف شدن آهسته تری هستند وبه علت داشتن وزن بیشتر، دارای قدرت حل کنندگی کمتری برای درصد مشابه اسید در محلول هستند.]3[

3-1-5-4)غلظت اسید

نرخ مصرف شدن اسید HCI درغلظت حدود %20 به حداکثر می رسد. در غلظتهای بالاتر حجم بیشتر Co2 و CaCl2 تولیدی در محلول تأثیر کند کننده بر روی واکنشها دارد. اسید استیک و اسید فرمیک بصورت طبیعی بوسیلۀ تولیدات واکنش خود با طبقه، یعنی به ترتیب استات کلسیم و فرمات کلسیم ضعیف شده اند و فواید این اسیدها باافزایش غلظت کم می شود.]8[

 

 

3-1-5-5)سرعت اسید

سرعت اسید هم تاثیراتی بر روی نرخ مصرف شدن دارد. در اسید شکافی، افزایش سرعت باعث افزایش نفوذ اسید زنده می گردد.]8[

3-1-5-6)نسبت سطح به حجم

نرخ مصرف شدن اسید متناسب با میزان سطحی از سنگ، که با حجم معین از اسید تماس پیدا میکند می باشد. در اسید کاری ماتریکس، نسبت مساحت سنگ به حجم اسید بسیار زیاد است و اسید بسرعت مصرف می شود. به همین دلیل بسیار مشکل است که در اسید کاری ماتریکس، بتوان عمق نفوذ زیادی بدست آورد، مگر اینکه سیستم اسید فوق العاده تأخیری شده باشد، بحدی که بتواند تأثیرات عملیات را متعادل نمایند.]8[

در شکافهای طبیعی نسبت مساحت سنگ به حجم اسید بسیار کمتر است. و در نفوذهای عمیقتر شکست هیدرولیکی ممکن است این نسبت جتی کمتر باشد. به همین دلیل نفوذ عمیق در سازند در این نوع عملیات ممکن است، خصوصاً در سیستم اسیدی که تاخیری شده است و هرزروی و نشت آن کنترل شده باشد.

 

 

3-1-5-7)ساختار طبقه

ترکیبات فیزیکی و شیمیایی طبقه در شناسایی زمان مصرف شدن اسید بسیارر مهم هستند. اسید در کربناتهای فوق العاده خالص (%85) بسرعت حل می شود. زمان مصرف شدن اسید در طبقات با درصد کمتر کربنات (%85-65) بسیار کمتر است. همانطور که قبلاً اشاره شد، نرخ واکنش اسید در سنگ آهک تقریباً دو برابر نرخ واکنش اسید در دولومیت است.

بنابراین نفوذ اسید زنده و فعال در دولومیتها می تواند بیشتر باشد.

اسید بصورت زیر با کربناتها واکنش می دهد:

                                                                                2Hcl+CaCo3"CaCl2+Co2+H2O

4Hcl+CaMg(Co3)2"CaCl2+MgCl2+2Co2+2H2O

با اسیدهای ضعیف تر (اسید استیک و اسید فورمیک) ایجاد یونهای H+ بوسیله تولید Co2 و ایجاد یک اسید ضعیف در محلول محدود می شود. به همین دلیل در مخلوطHCl و اسیدهای آلی خصوصاً در دمای بالا اسیدهای آلی نمی توانند زیاد یونیزه شوند.

این نکته تا هنگامی صحت دارد که اسیدHCI بصورت قابل ملاحظه ای مصرف نشده باشد. هنگامی که HCI مصرف شد، اسیدهای آلی شروع به تفکیک و یونیزه شدن می نمایند]8[.

جدول 3-1- قدرت حل کنندگی اسیدهای مختلف را نشان می دهد.

                              جدول (3-1)       قدرت حل کنندگی اسیدهای مختلف ]8[

Calcium carbonate dissolved per gallon. Pound

Concentration%

Acid

1.84

15

HCI

1.08

15

Acetic

1.42

15

Formic

 

اسید فرمیک با غلظت%10 دارای قدرت حل کنندگی برابر با غلظت %80 از HCI است . اسید استیک %10 دارای قدرت حل کنندگی برابر  با HCI%6 می باشد. غلظت اسید فرمیک باید تا حدود %10 محدودبادش. چرا که در غلظتهای بالاتر از ین ، فرمات کلسیم شروع به رسوب کردن می کند. از اسید استیک می توان در غلظت های بالاتری هم استفاده کرد که در آنها استات کلسیم بصورت محلول باقی می ماند. ولی به هر حال غلظت معمول اسید استیک %10 است.

باید به این نکته توجه نمود که اسید های آلی نسبت به HCI بسیار گران ترند. هیچ کدام از این اسیدها به مقدار قابل ملاحظه ای با سیلیس واکنش انجام نیم دهند، ولی با ترکیبات آهن واکنش انجام می دهند اسید استیک در محلول با آهن، ایجاد یک کمپلکس نموده و از رسوبگذاری آهن انجام می دهند. اسید استیک در محلول با آهن، ایجاد یک کمپلکس نموده واز رسوبگذاری آهن جلوگیری می نماید]3[

طبقات آهن دار و منابع آن باید در طراحی اسید کاری کربناته مورد توجه قرار بگیرند. در طبقات با میزان آهن بالا شاید لازم باشد تا از میزان HCI کاسته و قسمتی، یا تمام مقدار HCI را بوسیلۀ اسید استیک جایگزین نماییم.]3[.

3-1-6)فیزیک عملیات

فیزیک عملیات چه در اسید شکافی و چه در اسید کاری ماتریکس پیچیده است]8[

3-1-6-1)فیزیک عملیات اسید شکافی

پاسخ و نتیجۀ اسید شکافی، بستگی به طول نهایی شکاف و تراوایی آن دارد و طول شکاف، بستگی به فاصلۀ نفوذ اسید زنده و تراوایی طبقه دارد ونیز عامل مهم دیگر نحوۀ اسید خوردگی دیواره های شکاف بوسیلۀ سیال واسید عملیاتی می باشد. ]8[.

هرزروی سیال بوسیلۀ عوامل زیادی کنترل می شود که شامل نفوذپذیری طبقه، تخلخل، ویکسوزیته سیالات مورد استفاده، قابلیت تراکم سیالات مخزن و تفاوت فشار بین شکاف و ماتریکس می باشد.

مشکل هرزروی و نشت سیالات در طبقه های با نفوذپذیری بالا جدی تر می باشد.

هرزروی و نشت اسید از داخل کانالهای ایجاد شده بوسیلۀ اسید یا worm hole هایی که از شکاف به داخل ماتریکس منشعب شده اند، اتفاق می افتد. هرچه واکنش اسید با طبقه آهسته تر باشد هرزروی سیال بالاترین اثر را در بهبود عملیات اسیدکاری داراست. هرزروی اسید را می توان تا حدودی بوسیلۀ کاهش worm hole های ایجاد شده با تأخیری ساختن اسید و یا با مسدود سازی مکانیکی worm hole ها کنترل نمود.

ایجاد شکاف عریضتر بوسیلۀ سیالات با گرانروی بیشتر، که به علت کم شدن هرزروی و افزایش عمق نفوذ اسید انجام می گیرد را می توان یک قانون دانست]8[

یکی دیگر از سیستمهایی که می تواند عمیقترین نفوذها را ایجاد نماید امولسیون سازی اسید با نفت است که در آن امولسیون، نفت بخش خارجی می باشد. البته می توان این امولسیون را به نحوی تهیه نمود که اسید قسمت خارجی آن امولسیون باشد. اما امولسیونی که در آن نفت قسمت خارجی را تشکیل می دهد، دارای قدرت حل کنندگی بیشتری به ازای واحد حجم است و معمولاً موثر است.امولسیون معمول مخلوطی از %70 اسید و %30 نفت می باشد. اما باید توجه داشت که،پمپ نمودن اسید امولسیونی در چاههای عمیق تر به علت زیاد بودن فشار اصطکاکی در طول تزریق مشکل است.محدودیت دما برای اسیدهای امولسیونی بین دماهای 300-270 درجه فارنهایت می باشدو]8[.

همچنین هرزروی سیال را می توان بوسیلۀ انسداد مکانیکی کانالهای جریانی که بوسیلۀ اسید ایجاد شده است کاهش داد. استفاده از یک سیال غلیظ روشی است که (1989)Coultez پیشنهاد نموده است ]3[ این سیال غلیظ مشابه سیالی است که در شکست هیدرولیکی از آن استفاده می شود. این سیال وارد worm hole ها و انشعابات آنها که توسط اسید ایجاد شده است می گردد و این انشعابات را به طور موقت مسدود می کند. بدین وسیله به اسید زنده اجازه میدهد تا در شکاف بیشتر نفوذ کند.

اساس نرم افزار تجاری که فرایند اسید شکافی را مدل سازی می کند، همانند همان نرم افزاری است که برای مدل سازی شکست هیدرولیکی با سیالات خنثی از آن استفاده می شود.

ولی به هرحال مدل سازی و پیش بینی اسید شکافی و تراوایی نهایی بسیار پیچیده و مشکل است.

3-1-6-2)فیزیک اسید کاری ماتریکس

فیزیک اسیدکاری ماتریکس در سنگهای کربناته هم پیچیده و مشکل است. مکانیسم عمل در اسید کاری ماتریکس عبارتست از ایجاد کانالها یا worm hole هایی که از مشبک کاری یا سطح طبقه به داخل ماتریکس طبقه ادامه داشته باشند.

فرایند ایجاد worm hole بصورت گسترده ای بیان و مدلسازی شده است.

ساختار کانالها، بستگی به نرخ تزریق و قابلیت فعالیت اسید با سنگ دارد که خود تابعی از خصوصیات سیالات انگیزش و دماست. برای هر طبقه و شرایط آن ترکیب بهینه ای از نرخ تزریق از اسید یا سیال واکنش کننده و درجهۀ فعالیت وجود دارد.

Worm hole , fredd های مهم و ساختارهای ممکن را مورد بررسی قرار داده (شکل 3-1) و نتایج زیر را ارائه داده است ]3[:

الف- حل شدن سطحی (worm hole ایجاد نمی گردد)

ب- worm hole مخروطی، یک کامال با انشعابات محدود

ج- worm hole های بارز و مشخص (worm hole اولیه با چند انشعاب)

د- worm hole های شاخه شاخه انشعابات زیاد.

Fredd این نتایج را با استفاده از Core flow test بدست آورده است]8[.

 

 

                                                         شکل (3-1)[8]

3-1-6-2-1)حل شدن سطحی طبقه

در نرخ تزریق کم و فعالیت بالا، اسید به اندازۀ کافی به داخل طبقه نفوذ نمی کند وتنها مقدار از سطح طبقه راحل می نماید، کانالسازی مهم و چشمگیری از داخل چاه ایجاد نمی گردد و نباید از این نوع مکانیسم انتظار داشت که بتواند آسیبهای جدی را رفع نماید]3[

3-1-6-2-2)کانال مخروطی

این نوع کانال با نرخ تزریق بیشتر و یا با فعالیت کمتر ایجاد می شود. اسید با دیواره های کانالهای ابتدائی ایجاد شده، واکنش انجام داده و نتیجه اش یک کانال عریض به شکل مخروطی است. این نوع کانال به ادامۀ تزریق می تواند بصورت یک worm hole طولانی باشد.

این طرح با حل شدن توسط یک اسید قوی نظیر HCI که تاخیری نشده باشد و در نرخ بالا تزریق گردد، بدست می آید و دلیل امر این است که با ادامۀ جریان، HCI به جای اینگه وارد کانالها و خلل و فرج دیگر گردد، شروع به حل کردن دیوارههای شکاف می نماید]3[.

3-1-6-2- 3worm hole( های مشخص

در نرخهای تزریق بالاتر اسیدهای ضعیف شده و یا با واکنش آرام، سیالات انگیزش فرصت آنرا دارند تا نوک کانالهایی که در حال تشکیل اند را گسترش دهند. این مسئله باعث ایجاد Worm hole های طوبلتر و فراختر می شود و چند انشعاب ایجاد خواهد شد. معمولاً طرح worm hole های مشخص در اثر بهینه سازی نرخ تزریق و فعالیت اسید است.

این نوع worm hole  ها بهترین شانس را برای توسعه و گسترش به فراتر از منطقه آسیب دیده دارند و دارای تراوایی و انشعابات کافی، برای تولید جریان چشمگیر به داخل worm hole و چاه می باشند.

3-1-6-2-4worm hole( با انشعابات زیاد

در نرخ تزریق فوق العاده بالا، ساختار worm hole ها می تواند بسیار منشعب و شاخه شاخه باشد. این انشعابات احتمال دارد بسیار گسترده باشند. مانند دو روش قبلی در صورتی که انشعابات و شاخه ها فراتر از منطقۀ آسیب دیده گستردگی نداشته باشند، نباید انگیزش زیادی را از آن انتظار داشت. با ادامۀ عملیات تزریق، این طرح با انشعبات زیاد صورت یکنواخت در می آید، که در حقیقت حل شدن کامل سطح تماس دراسید می باشد. این نوع شکافها می توانند بسیار تراوار باشند. تنها در یک حجم عملیاتی بسیار بزرگ که بتواند تا فراتر از منطقه آسیب دیده گسترش داشته باشد، هم در آزمایشگاه و هم در تئوری، ترکیب بهینه ای از نرخ تزریق و فعالیت سیال انگیزش را می توان برای مجموعه ای از شرایط داده شده تعیین نمود. این شرابط شامل نوع سازند و خصوصیات آن می باشد.]3[.

تعیین این شرایط بصورت سرچاهی اگر غیر ممکن نباشد بسیار دشوار است.

مسئله بسیار مهم این است که بدانیم نرخ تزریق بالاتر به نرخ تزریق پایین تر ترجیح داده می شود.

3-2)سیستمهای اسیدکاری ماتریکس در کربناتها و رویه عمل آنها

اغلب عملیات اسیدکاری در سنگهای کربناته در فشاری بالاتر از فشار شکست اجرا نی شوند]3[. اما به هر حال در بعضی از چاهها با آسیب سازند، این عملیات در فشاری پایین تر از فشار شکست طبقه انجام می گیرد]1[

همانطور که قبلاً بحث شد، هدف اسیدکاری ماتریکس، بهبود بخشیدن تراوایی منطقۀ نردیک چاه یا منطقه آسیب دیده اطراف چاه است.

منطقه آسیب دیده در حقیقت سوراخ شده از آن راه میان بر ایجاد می گردد و مستقیماً مورد عملیات قرار نمی گیرد. ضرورتی ندارد تا آسیب سازند در چاههای نامزد اسید کاری ماتریکس با طبقات کربناته، بوسیلۀ اسید قابل رفع باشند(نظیر آنچه در ماسه سنگ بدان نیاز بود)

3-2-1)اسیدکاری ماتریکس معمولی

مراحل انجام یک عملیات اسید کاری ماتریکس را مستقیماً می توان به صورت زیر شرح داد]3[

الف- مراحلۀ Pickling

ب-مرحلۀ پیش شویی

ج- مرحلۀ تزریق اسید اصلی (300-50 گالن به ازای هر فوت)

د- مرحلۀ بیش شویی

3-2-1-1Pickling(

چه در اسید کاری سنگهای کربناته و چه اسید کاری ماسه سنگها باید رشتۀ تزریق، لوله های تولیدی، لوله های حفاری و coiled tubing  قبل از پمپ اسید، به اسید آغشته شوند تا از رسوب ترکیبات آهن در طبقه جلوگیری گردد. معمولاً از اسید HCI %5 که با مواد ضد خوردگی همراه است، برای این منظور استفاده می گردد. البته عاملهای کنترل آهن را هم نباید در این مخلوط فراموش نمود]13[.

در مرحلل Pickling اسید می تواند همراه با حلالهای آروماتیک و مواد دیگر باشد. این افزایه ها می توانند در جاهایی که انتظار رسوبات و مواد آلی می رود، بسیار مفید باشند]13[

3-2-1-2)پیش شویی

هدف از پیش شویی انتقال خرده ریزه ها و رسوبات آلی و غیر آلی از چاه و لوله ها است که قبل از مرحلۀ تزریق اسید اصلی انجام می گیرد]3[. حلالهای آروماتیک نظیر Xylene را می توان برای انتقال ورفع رسوبات هیدروکربنی به کار برد. برای رفع و خارج نمودن رزین ها و سایر رسوبات غیرآلی پمپ نمودن %5-3؛ HCI بسنده خواهد بود]13[

مخلوط اسید فورمیک و اسید استیک ضعیف را می توان بصورت جانشینی استفاده نمود. خصوصاً در دمای بالا این مسئله می تواند بسیار سودمند باشد]3[ پیش شویی همچنین می تواند، برای دور نمودن نفت از منطقۀ نزدیک چاه برای جلوگیری از تولید امولسیون یا اسلاج عمل نماید. استفاده از Xylene و یا آب، که حاوی افزایه های مناسب باشد کافی خواهد بود]13[

3-2-1-3)مرحلۀ اسید اصلی

هدف از مرحلۀ اسید، رفع و خارج نمودن آسیب سازند، یا سوراخ نمودن منطقۀ آسیب دیده می باشد.

در این مرحله معمولاً HCI %28-15 مورد استفاده قرار می گیرد. حجم عملیات بطور معمول بین 300-50 گالن بر فوت می باشد. اغلب عملیات احتیاج به gal/ft 150-25 اسید دارند که بستگی به عمق پیش بینی شدۀ منطقۀ آسیب دیده و تخلخل طبقه دارد]13[

در یک طبقه با تخلخل %10 حجم gal 60 از اسید، به ازای هر فوت منطقه عملیاتی مورد نیاز است تا خلل و فرج تا فاصلۀ پنج فوت از چاه پر شود]3[

به هر حال نفوذ اسید در طبقۀ کربناته نخواهد بود. در اغلب طبقات خلل و فرج دارای اندازه و شکلهای مختلف اند.

این خلل و فرج ها می توانند مشتمل بر شکافهای طبیعی یا ترک و یا مجراهای پر پیچ و خم باشند. اسید HCI با قدرت بالا (%28) در رفع آسیبهای عمیقتر کاربرد دارد. اما برای اغلب موارد HCI %15 بسنده خواهد بود زیرا، در کاربردهای اسید شکافی، اسید HCI %28  ایجاد حساسیت می نماید]3[.

بالا رفتن غلظت اسید احتمال ایجاد امولسیون و اسلاج وحتی تولید مواد غیرقابل حل را بیشتر می نماید.]1[ بنابراین نباید از اسیدهای با قدرت بالا استفاده نمود مگر در مواردی که مطلقاً نیاز باشد.

استفاده از این نوع اسیدها باید محدود به طبقات با نفوذپذیری بالا باشد. مخلوط اسیدهای آلی و مخلوط HCI و آلی برای کاربردهای با دمای بالا (300<) مفید خواهند بود]1[

3-2-1-4)بیش شویی

هدف از مرحلۀ بیش شویی، جابجایی کامل اسید از چاه به داخل طبقه می باشد]3[.

آب معمولی ترین سیال شویی است ]7[ در چاههای نفتی می توان از نفت یا گازوئیل فیلتر شده استفاده نمود، ولی بهتر است که از این سیالات استفاده نشود، چون احتمال نازساگاری با اسید وجود دارد]7[.

گاز نیتروژن خصوصاً در چاههای گازی یک بیش شوی موثر می باشد]9[

 

3-2-2 )سیستمهای اسید تأخیری

سیستمهای اسید تاخیری می توانند عمق نفوذ اسید را با آهسته نمودن واکنش اسیدافزایش دهند]8[

همچنین این سیستمها می توانند نرخ هرزروی اسید را به داخل ماتریکس و یا محیط اطراف کانالهای worm hole کاهش دهند و به همیت دلیل می توانند باعث نفوذ بیشتر شده و کانالهای جریان را توسعه دهند]3[

تولید worm hole های کوچکتر و شاخه شاخه که بوسیلۀ اسیدهای تاخیری ایجاد شده است. می تواند تا حد زیادی مفید باشد. البته همانطور که قبلاً ذکر شد worm hole ها با انشعابات زیاد مطلوب نیستند. چون نفوذ اسید زنده را کم نموده و تراوایی را کم خواهند کرد. اسید را می توان بخه سه طریق تاخیری نمود]8[:

الف- افزودن افزایه ها

ب- اضافه نمودن اسیدهای آلی

ج- بصورت فیزیکی

 

 

3-2-2-1)تاخیری نمودن اسید با افزودن افزایه ها

 اسید را می توان تنها با اضافه نمودن افزایه هایی که طبقه را نفت تر یم کنند، تاخیری نمود. این مواد دیواره و سطح خلل و فرج را می پوشانند و بدین وسیله بصورت موقت،نرخ حملۀ اسید به دیواره های خلل و فرج را کندتر نموده و یا باعث توقف آن می گردند.]8[

این سیستم آسان و ساده است. به همین دلیل بسیار مطلوب و دلخواه می باشد.

این نوع تاخیری نمودن اسیدها در چاههای با دمای بالا بسیار مفید است. هم HCI و هم اسیدهای آلی می توانند بوسیلۀ این مواد تاخیری شوند]8[.

3-2-2-2)اضافه نمودن اسیدهای آلی

اضافه نمودن اسیدهای آلی و یا محصولات واکنش اسید Ca2 و Cacl2 آنرا بصورت شیمیایی تاخیری می کند. کلرید کلسیم در هنگامی که طبقات مورد اسید کاری محتوی انیدرید باشند. مفید است. چون Cacl2 قابلیت حل شدن انیدرید را در HCI کاهش می دهد و حجم انیدرید دوباره رسوب نموده کم می گردد.]8[

 

 

3-2-2-3)تاخیری نمودن اسید بصورت فیزیکی

تأخیری نمودن اسید بصورت فیزیکی با غلیظ نمودن اسید، که گاهی مشتمل بر افزایه های نفت ار است انجام می گیرد، که واکنش را در سطح سنگ متوقف می کند ]8[.

اسیدهای ژلی، امولسیونی و یا اسیدهای کفی شده از اسیدهای تاخیری شده بصورت فیزیکی            می باشند. ترکیبی از این انواع را هم می توان مورد استفاده قرار داد. اسیدهای را میتوان بخوبی بوسیلۀ افزایه های مناسب ژلی نمود. تمایل اسید غلیظ شده این است که نرخ واکنش اسید به سطح سنگ و نرخ هرزروی را بداخل ماتریکس کند نماید که هر دو باعث افزایش فاصلۀ نفوذ اسید زنده می گردند]8[.

بمانند آنچه در اسید شکافی وجود دارد، یکی از سیستمهای اسید تاخیری که بخوبی عمیق ترین نفوذ اسید را به داخل طبقه ایجاد یم کند، امولسیون اسید با نفت است. فشار اصطکاکی زیاد اینگونه سیستمها یکی از محدودیتها درانگیزش ماتریکس است]3[

اسیدهای کفی شده می توانند باعث ایجاد نفوذ عمیق تری گردند. سبکی و کم وزنی کف، آنرا بصورت یک سیال موثر انگیزش برای چاههای گازی آسیب دیده در آورده است.

همانند اسیدهای امولسیونی شده تزریق اسیدهای کفی در نرخهای بالا همیشه امکان پذیر نیست]3[

اسیدهای ژلی خیلی کمتر نسبت به امولسیونی و کفی ها در اسیدکاری ماتریکس کاربرد دارند. اگر بخواهیم در اسید کاری ماتریکس از اسیدژلی استفاده نماییم، میزان ژلی شدن آنها باید کمتر از میزانی باشد که در اسید شکافی مورد استفاده قرار می گیردو]8[

همین امر باعث می شود تا اسید به اندازه مناسب تاخیری نشده و درمواردی که تاخیری نمودن اسید بسیار مهم و حیاتی باشد، اسیدهای ژلی به اندازه کفی ها و امولسیونی ها مورد توجه نباشند]3[ اما در چاههای عمیق تر که فشار اصطکاکی کفی یا امولسیونی زیاد می باشد اسیدهای ژلی به علت فشار کم اصطکاکی، یک گزینۀ موثرند.

3-3)سیستمهای اسید شکافی در کربناتها

غالباً عملیات اسید کاری کربناته به منظور انتقال یا ایحاد راه فرعی در منطقه آسیب دیده انجام می گیرد. اگر آسیب سازند وجود نداشته باشد، اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی می تواند مورد توجه قرار گیرد.]8[.

اگر آسیب سازند وجود داشته باشد و اعتقاد بر این باشد که خیلی جدی و عمیق است، گزینۀ بهتر اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی می باشد.

 

 

3-3-1 )انتخاب اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی

اسید شکافی یا شکست هیدرولیکی گزینه های عملیات انگیزش، در سازندهای کربناتۀ بدون آسیب سازند و یا با آسیبهای فشرده و جدی اند. البته رویه های هر دو از نظر مبنایی با هم مشابه است. بوسیلۀ تزریق یک سیال غلیظ، شکافی در سنگ ایجاد می شود. طول و ارتفاع این شکاف اصولاً توسط تنشهای برجای سنگ کنترل می شود.

در شکست هیدرولیکی تراوایی شکاف بوسیلۀ پروپانت و یا مواد جامد دیگری نظیر سنگ و یا بوکسیت باقی می ماند. امادر اسید شکافی، خوردگی غیر یکنواخت و متفاوت سطح دیواره های شکاف تراوایی را ایجاد می کند]1[.

این مسئله تا هنگامی صحت دارد که یکسری نقاط ثابت وجود داشته باشد تا هنگامی که شکاف بسته شد، این نقاط پایدار، تراوایی را باقی نگاه دارند. روش کار دقیقی، مبنی بر اینکه سنگهای کربناته در چه زمانی می توان از اسید شکافی اسید استفاده کرد یا، شکست هیدرولیکی وجود ندارد]3[ این نوع تصمیم گیری بیشتر با توجه به تجربیات عملیات قبلی که در میدان های مشابه و یا تحت شرایطی نظیر هم انجام گرفتهاست، گرفته می شود. نتایج، مربوط به تولید، بهترین معیار برای تصمیم گیری بین دو روش می باشد.]3[ البته باید توجه داشت که هزینه نیز یک عامل فوق العاده مهم می باشد. علی رغم برداشته شدن گامهای بزرگ هنوز صنعت نفت واقعاً قادر به مدل نمودن و یا تخمین زدن دقیق نتایج عملیات اسید شکافی نیست. پیش بینی نتایج شکست هیدرولیکی بسیار آسان تر و دقیق تر از اسید شکافی خواهد بود. زیرا در آن از سیالات خنثی و بدون واکنش با طبقه استفاده می کنیم.

عواملی که می توانند برای انتخاب شکست هیدرولیکی موثر باشند عبارتند از ]3[:

الف- قابلیت حل شدن در HCI پایین تر از %75-65

ب- طبقه کربناته کاملاً همگن (سنگ آهک خالص)

ج- فعالیت کم اسید (دولومیتهای دمای پایین 150)

د- نفوذپذیری یا تراوایی فوق العاده پایین(که دراین نوع سنگها به شکاف با طول زیاد نیاز داریم.)

عواملی که با توجه به آنها می توان به انتخاب اسید شکافی متمایل شد عبارتنداز:

الف- طبقۀ کربناته بشدت و بصورت طبیعی شکافدر باشد که اجرای شکست هیدرولیکی را با مشکل مواجه کند.

ب- طبقه از لحاظ کانی شناسی غیریکنواخت باشد همچنین ازلحاظ تخلخل وتراوایی نیز یکنواخت نباشد، که نتیجه اش خوردگی متفاوت در سطح دیوارۀ شکاف است.

ج- نفوذپذیری طبقه خوب و قابل توجه است ولی آسیب سازند وجوددارد.

د- ازلحاظ مکانیکی چاه قادر به پذیرش پروپانت نباشد.

در حالت کلی باید گفت اسید شکافی طراحی بسیار محافظه کارانه ای است. چون در طول این عملیات پروپانت پمپ نمی شود. همچنین خطر احتمال شکست عملیات کمتر است. مثلاً این مشکل که لوله ها از پروپانت پر شوند وجود ندارد. همچنین خطر برگشتن پروپانت در جریان برگشتی وجود ندارد.

اسید شکافی گاهی از شکست هیدرولیکی گرانتر خواهد بود(خصوصاً درچاههای عمیق)

یکی دیگر از فواید اسید شکافی اینست که در شکافهایی که با اسید، خوردگی بر روی سطح آنها ایجاد شده است، امکان ایجاد آشفتگی در جریان بسیار کمتر است.

اما باید گفت که در اسید شکافی کنترل هرزروی اسید بسیار مشکل است ونیز پیش بینی طول شکاف و نفوذپذیری آن با اطمینان بالا ممکم نیست. در صورتی که در شکست هیدرولیکی شکل شکاف ایجاد شده را می توان با اطمینان بالاتری پیش بینی نمود و این بدان علت است که سیالات، عملیاتی با طبقه واکنش انجام نمی دهند.

در سازندهای عمیق تر و فشارهای بالا، پروپانت احتمالاً می تواند ایجادتراوایی بیشتری نسبت به اسید شکافی نماید. همین طور این مطلب می تواند در کربناتهای کم ضخامت هم صحیح باشد. در سازندهای نوع اخیر شکاف با طول بیشتری ایجاد می گردد.

در طبقات با درزه و شکاف طبیعی زیاد استفاده از شکست هیدرولیکی به علت هرزروی زیاد سیال منطقی به نظر نیم رسد. اسید شکافی تنها مواردی که خوردگی متفاوت امکان داشته باشد نتیجۀ خوبی می دهد.

3-3-2)روش اسید شکافی با اسید غلیظ

در اسید شکافی با اسید غلیظ از سیستم اسیدهای غلیظ نظیر ژلی ها امولسیونها و اسیدهای کفی شده یا اسیدهای بصورت شیمیای تاخیری شده استفاده می گردد. از این اسید هم برای شکست سازند و هم برای ایجاد خوردگی بر روی سطح دیواره استفاده می شود.

عملیات با اسید غلیظ در کربناتهای غیر همگن، نظیر دولومیتها یا سنگ آهکهای ناخالص کاربرد دارد.

استفاده از این نوع اسید غلیظ یکی از عمومی ترین روشهای عملیات اسید شکافی است.

یکی عملیات پایه ای اسید شکافی شامل موارد زیر است]8[:

الف- مرحلۀ پیش شویی

ب- مرحلۀ اسید غلیظ

ج- مرحلۀ بیش شویی

پیش شویی شروع کنندۀ شکاف وکم کنندۀ دمای اطراف شکاف می باشد. معمولاً پیش شویی عبارتست از آبی که بصورت ضعیفی ژلی شده است]8[.

هدف از مرحله اسید غلیظ تکثیر نمودن و توسعه داد شکاف و نیز حل کردن دیوارۀ سطح شکاف است.

اسید در این مرحله نوعاً اسیدی ژلی ، امولسیونی و یا کفی است که ترکیبهر سه آنها هم امکان دارد.

اما اغلب اسید شکافی ها با اسیدژلی شده انجام می گیرد. صمغ زانتان یکی از افزایه های ژل ساز عالی برای اسید HCI با غلظتهای بالاتر از %15 می باشد]13[ تنها مشکل استفاده از صمغ زانتان اینست که به طور کلی قابل ملاحظه ای در دماهای پایین پایدار است و متلاشی نمی شود.

یکی دیگر از عاملهای ژلی نمودن اسیدها، پلی اکریل آمید است از این عامل هم می توان در دماهای پایین و هم در دماهای بالا استفاده نمود. سیستمهای ژل سازی جدید وجود دارند که با ضعیف شدن اسید یا با افزایش HCI متلاشی می گردند.

در این نوع سیستمها هرچه اسید بیشتر مصرف گردد و PH بالاتر رود ژل بیشتر متلاشی می گردد و زمینه را برای بهبود جریان برگشتی آماده تر می نماید.

هدف از انجام بیش شویی جابجا نمودن و دور کردن اسید از چاه، به منظور افزایش میزان نفوذ اسید در طبقه است که باعث افزایش کارایی عملیات می گردد.

این مرحله یک مرحلۀ بسیار مهم و حیاتی در طراحی برنامۀ اسید کاری است. نرخ تزریق زیاد در طول این مرحله مفید می باشد]3[.

استفاده از اسید در مراحل متناوب با سای مواد نیز نوع دیگری از روشهای اسید شکافی است.

دراین نوع عملیاتی اسید و آب ژلی شده، بصورت تناوبی و یک در میان پمپ می شوند]8[ از مرحلۀ آب ژلی شده هدفهای زیر مورد انتظار است:

الف- مرحلۀ آب ژلی شده شکاف بزرگتری را به خاطر ویسکوزیته بیشتر ایجاد می نماید.

ب- مرحلۀ آب ژلی شده شکاف را خنک تر نموده و بدینوسیله عمق نفوذ اسید را افزایش می دهد. چون واکنش اسید گرمازاست بنابراین دمای محلی شکاف افزایش می یابد.

ج-تکنیک پمپ نمودن تناوبی در صورتی می تواند کمک به افزایش نفوذ اسید نماید، که اسید تاخیری شده باشد. چون آب ژلی به کاهی هرزروی اسید از شکاف کمک می کند]3[

در تکنیک اسید کاری تناوبی دو اسید با خصوصیات متفاوت را می توان بصورت تناوبی پمپ نمود.

در صورت دلخواه و مطلوب بودن عملیات اسید شکافی یک مرحلۀ کوچک پروپانت را هم میتوان به کار اضافه نمود. البته این پروپانت ها را باید در مرحلۀ پایانی اسید شکافی تزریق نمود، تا مطمئن شویم که تراوایی خوبی خواهیم داشت]3[

این عمل زیاد به تجریه نرسیده است و می تواند ایجاد حساسیت نماید.

د- Closed fracture acidizing

یک روش دیگر برای بهبود تراوایی نهایی چاه روش Closed fracture acidizing می باشد]3[.

ابتدا این مسئله مهم باید یادآوری گردد که روشهای اسیدشکافی که در قبل بحث شد، میتوانند در غالب شرایط بهینه باشند ولی شرایطی در طبقه وجود دارد که باعث می شود تا دیوارۀ شکاف به اندازۀ کافی خورده نشود. این شرایط شامل مورد ذیل می باشند]3[:

سنگ بخوبی در اسید قابل حل است و دیوارۀ شکاف بصورت یکسان و یکنواخت خورده می شود و خوردگی غیریکنواخت اتفاق نیم افتد در این صورت هنگام بسته شدن شکاف تراوایی صفر می گردد

1-طبقه دارای قابلیت حل شدن نسبتاً کمی  در HCI می باشد. هنگامی که قابلیت حل شدن پایین باشد ذرات غیرقابل حل دراسید امکان دارد که بر روی سطح و دیواره ی شکاف باقی بمانند و بدینوسیله واکنش اسید با سطح شکاف را محدود نمایند. در چنین موارد یتجربه نشان می دهد که بهتر است به دنبال مرحلۀ اسید شکافی، یک مرحلۀ اسید کاری ماتریکس هم داشته باشیم. به این نوع عملیات Closed fracture acidizing گفته می شود.

در CFA یک حجم اسید کم که درنرخهای پایین زیر فشار شکافتن سنگ و بعد از هنگامی که به شکاف اسید خورده شده اجازه داده شد که بسته شود، تزریق می گردد. با این عمل، شکافها و کانالهای عریض در نزدیک چاه در طول دیوارۀ شکاف و یا سطوح شکاف ایجاد می گرددو شیارها و شکافهای ایجاد شده، تمایل دارند تا باز باقی بمانند. که نتیجۀ آن حجم جریان خوب و مناسب می باشد.]3[.

تکنیک CFA را همچنین می توان به عنوان عملیات جدا کننده، در طبقات بصورت طبیعی شکافدار و یا طبقاتی که قبلاً بصورت شکست هیدرولیکی شکافته شده اند بکار برد]3[

ولی به هرحال CFA عبارتست از یک مرحلۀ اسیدکاری ماتریکس که متعاقب عملیاتی اسید شکافی انجام می گیرد.

CFA بصورت موفقیت آمیزی نتیجه داده است]3[.

HCI معمولی (%15) ومخلوط HCI و اسیدهای آلی اسیدهایی اند که عموماً بعنوان سیالات عملیاتی CFAکاربرد دارند.

 

 

 

3-4)راهکارهای اسیدکاری

3-4-1 )شناسایی آسیب سازند

هدف از عملیات اسیدکاری ماتریکس انتقال و رفع آسیب سازند است، که متعاقباً باعث کاهش skin و افزایش تولید می گردد. بنابراین اساساً شناسایی نوع آسیب سازند، میزان آن و مکان احتمالی آسیب سازند ضروری می باشد. معمولاً شناسایی میزان آسیب سازند بوسیلۀ اطلاعات که از تستهای مختلف چاه نظیر pressure transient test و یا drawdown test محاسبه می گردد.

نوع و محل آسیب سازند را معمولاً با مرور اطلاعات مربوط به حفاری، تکمیل و تاریخچۀ چاه می توان تشخیص داد.

4-3-2)انتخاب سیال عملیاتی مناسب

سیال عملیاتی مناسب با توجه به نوع آسیب سازند و محل آن انتخاب می گردد.

محل آسیب سازند در انتخاب سیال عملیاتی بسیار مهم است. زیرا سیال قبل از اینکه با زون آسیب دیده برخورد نماید، احتمالاً با مواد و بخشهای زیادی در تماس خواهد بود. این تماس ها امکان دارد خواص سیال را تغییر دهند و یا باعث اضافه شدن مواد جدیدی به آن گردند که در جریان عملیات انگیزش اختلال ایجاد نمایند. بنابراین تهمیدات لازم جهت جلوگیری از این نوع اختالات باید اندیشیده شود]8[.

در اغلب موارد نمی توان آسیب سازند را به طور دقیق تشخیص داد]1[

بعلاوه معمولاً در سازند ترکیبی از چند نوع آسیب وجود دارد. بنابراین شاید لازم باشد در طول عملیات از چند نوع سیال جهت رفع آسیبهای مختلف استفاده نماییم]1[

موارد ذیل باید در هنگام انتخاب سیال بخصوص هنگامی که عملیات CT انجام می شود در نظ داشت:

الف- خواص فیزیکی آسیب سازند.

خصوصیات فیزیکی آسیب سازند اغلب طبیعت سیال عملیاتی اصلی را تعیین خواهد نموداین خصوصیات نظیر جنس آسیب سازند و عمق نفوذ آن باید به خوبی شناخته شوند.

ب- واکنش سیال انتخاب با سازند.

این امکان وجود دارد که واکنش سیال عملیاتی به جای آنکه در جهت رفع آسیب سازند اقدام نماید، باعث ایجاد آسیب مجددی گردد.

با انتخاب افزایه ها پس شویی و پیش شویی مناسب، باید جهت حل این نوع مشکلات چاره اندیشی شود. جلوگیری از خورندگی اسید باید مورد توجه باشد. خوردگی می  تواند هم به CT و هم به تجهیزات سرچاهی آسیب وارد نماید . در صورت فشار بالای تزریق استفاده از کاهنده های اصطکاک نیز باید مورد توجه قرار گیرد.

3-4-3)پیش شویی و بیش شویی

در بعضی از انواع عملیات اسیدکاری، خصوصاً در مورد مخازن ماسه سنگی، برای جلوگیری از انجام

واکنشهای غیر مطلوب و یا رسوب نمودن ترکیبات نامطلوب از سیال عملیاتی، نیاز به طراحی بیش شویی و پیش شویی داریم.

هدف از تزریق پیش شویی عبارتست از ایجاد یک حدفاصل بین سیال مخزن و سیال عملیاتی و ایجاد زمینۀ مناسب جهت واکنش بهتر سیال عملیاتی با مخزن که به بهبود نتیجۀ عملیات کمک نماید. با وجود اتخاذ همه تدابیر پیش گیرانه این احتمال وجود دارد که دراثر واکنش سیال عملیاتی با سازند رسوباتی بوجود آید]7[

نخستین هدف بیش شویی اینست که این رسوبات را در سازند به اعماقی منتقل نماید که رسوب در آنجا بر تولید اثر نداشته باشد. یعنی رسوبات را از نقطۀ بحرانی نزدیک چاه دور نماید.]8[.

میزان حجم بیش شویی، پیش شویی را باید با توجه به عمق آسیب سازند و میزان مورد نیاز جهت دور نمودن رسوبات از زون بحرانی اطراف چاه محاسبه نمود.

پیش تزریق (Preflush)

به طور کلی پیش تزریق به موادی گویند که قبل از تزریق اسید در سازند تزریق می شوند تا سازند برای عملیات اسیدکاری آماده شود ونقش آن در لایه های ماسه سنگی عبارت است از :

الف) از بین بردن اندود گل (Mud Cake) و راندن آب نمک به داخل سازند تا اسید فلوریدریک در معرض ترکیب با آب نمک قرار نگیرد.

ب) زدودن کربنات ها(کاتیون های کلسیمی) و حل کردن کاتیون های سدیم، کلسیم و پتاسیم در لولۀ مغزی، دهانۀ چاه یا در مجاورت مخزن

ج)کاهش تمایل به امولسیون کردن اسید فلوریدریک (HF)

در پیش تزریق، اغلب اسید کلریدریک 15 درصد به کار می برند. اگر کربنات برای ایجاد رسوب در سازند وجود نداشته باشد. می توان نفت دیزل، کروزین، نفت خام یا کلراید آمونیم را به عنوان پیش تزریق به کار برد. معمولاً حجم اسید پیش تزریق نصف حجم اسید مخلوط انتخاب می شود. ترکیبات پیش تزریق (Preflush) به شرح زیر می باشند:[1]

1)اسید کلردریک 5 الی 15 درصد

2)مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactants)

3)مواد ضد خوردگی (Corrosion Inhioitors)

پس تزریق (Overflush or Afterflush)

در پس تزریق، اسید کلریدریک 15 درصد و کلراید آمونیم به کار می رود.

ترکیبات پس تزریق به شرح زیر می باشند:

1)اسید کلریدریک 5 الی 15 درصد

2)کلراید آمونیم

3)نفت دیزل ، گروسین یا نفت خام

معمولاً حجم پس تزریق را معادل حجم یک ستون از چاه درنظر می گیرند نقش پس تزریق در اسید کاری لایه های ماسه سنگی عبارت است از:

الف) ترکیبات رسوبی ایجاد شده در اثر تزریق اسید را خارج می کند.

ب) از فعل و انفعالات اسید باقی مانده و واکنش های بعدی مواد جلوگیری کند.[1]

 

3-5)محاسبات مربوط به اسیدزنی:

برای این منظور فعل و انفعالات شیمیایی زیر که اثر اسیداستیک بر سنگ آهک است، در نظر گرفته می شود.

2CH3COOH+CaCO3"(CH3COO)2Ca+CO2+H2O

نتیجه اثر اسید استیک بر سنگ آهک، به وجود آمدن یک نمک، آب و گاز کربنیک است. در فعل و انفعال فوق واضح است که در شرایط تعادل، از لحاظ مواد مصرفی و مواد به وجود آمده، موازنه وزنی موجود است.

به عبارت دیگر جمع جرم اتمی مواد تشکیل دهندۀ مولکول های طرف راست معادله برابر است با همین مجموع در طرف دوم فرمول و هر دو برابر با 19/220 می باشد. به طور اختصار، دو مولکول اسید استیک لازم است مصرف شود تا یک مولکول کربنات کلسیم(سنگ آهک) را کاملاً حل کند.

با در دست داشتن اطلاعات فوق می توان قدرت حل کنندگی اسید را محاسبه نمود که بیان گر حجم سنگ حل شده به حجم واحد اسید مرفی است. طبق رابطه بالا خواهیم داشت:

 

در رابطه بالا مشخص است که 100 گرم(یا پاوند) اسید استیک خالص فقط می تواند 3/83 گرم (پاوند) سنگ آهک خالص را در خود حل نماید.حال با توجه به این مطلب بدیهی است که در صورت داشتن ناخالصی در هر کدان نیز به همین روش می توان مقدار لازم اسید را محاسبه نمود.

واضح است با توجه به وزن مخصوص هر جسم، می توان حجم مواد لازم یا به وجود آمده در یک فعل و انفعال را محاسبه نمود.

 

3-5-1)محاسبه ضریب شکنندگی سنگ مخزن(Fracture Gradient)

ضریب شکنندگی سنگ مخزن توسط رابطۀ زیر محاسبه میشود:

FG=

FG: ضریب شکنندگی

 : مقداری است ثابت بین 33/0 تا 5/0

OG: ضریب فشار لایه های فوقانی

Pr: فشار مخزن (psi)

d: عمق چاه (ft)

مقدار  به نوع سنگ مخزن بستگی دارد و با آزمایش اندازه گیری می گردد. ضریب فشار لایه های فوقانی (Overburden Gradient) در اعماق کم تر از 10000 فوت برابر با 1 و در اعماق بالاتر از 10000 فوت بین 1 تا 2/1 در نظر گرفته می شود.

اگر ضریب شکنندگی سنگ مخزن خاصی در آزمایش های اولیۀ فشار اندازه گیری شده باشد، به کمک رابطۀ بالا، مقدار  را می توان محاسبه کرد. [8]

 

3-5-2)محاسبه فشار شکنندگی سنگ مخزن

میزان فشاری که در عمق مورد نظر باعث شکنندگی سنگ مخزن می شود، از رابطۀ زیر محاسبه می گردد:

d× PF=FG

PF: فشار ایجاد شکنندگی در سنگ در عمق مورد نظر (psi)

FG: ضریب شکنندگی

d:عمق مورد نظر (ft)

 3-5-3)حداکثر فشار پمپ

حداکثر فشار پمپ برای آزمایش تزریق پذیری که ایجاد شکنندگی نکند، از رابطۀ زیر قابل محاسبه

است:

 

 

(psi)

:حداکثر فشار پمپ برای تزریق

FG: ضریب شکنندگی

d: عمق مورد نظر (ft)

Pf: فشار ایجاد شده در اثر اصطکاک (psi)

Ph: فشار هیدروستاتیکی(psi)

 : ضریب ایمنی فشار از حداقل 25 تا حداکثر 200 پوند بر اینچ مربع (psi)

حداکثر فشار پمپ برای تزریق را می توان به صورت زیر نیز محاسبه کرد:

 - عمق × (ضریب فشار ستون مایع – ضریب شکنندگی)= حداکثر فشار پمپ برای تزریق ضریب شکنندگی بستگی به شرایط عمل دارد و هر گاه این ضریب مطئمن نباشد، ضریب ایمنی فشار زیادتر فرض می گردد.[7]

 

3-5-4)حداکثر دبی تزریقی (Maximum Injection Rate)

حداکثر دبی تزریقی مقدار دبی است که باعث شکست سازند نشود که حداکثر این مقدار توسط رابطۀ زیر قابل محاسبه است:[1]

 

که:

 : حداکثر دبی تزریقی (bbl/min)

K: نفوذ پذیری متوسط (md)

H: ضخامت لایه (ft)

FG: ضریب شکنندگی

d: عمق مورد نظر (ft)

Pr: فشار مخزن (psi)

: ضریب ایمنی فشار از حداقل 25 تا حداکثر 200 پوند بر اینچ مربع (psi)

:ویسکوزیته اسید (cp)

B: ضریب حجمی نفت

re: شعاع ریزش(ft)

rw: شعاع چاه (ft)

S: ضریب پوسته

یا به عبارت ساده تر :

 

که :

 : حداکثر دبی تزریقی (bbl/min)

K: نفوذ پذیری متوسط (md)

Pw: فشار تزریق در عمق مورد نظر(psi)

Pe: فشار مخزن (psi)

:ویسکوزیته اسید (cp)

re: شعاع ریزش(ft)

rw: شعاع چاه (ft)

3-5-5)محاسبه کاهش مقدار ضریب پوسته (skin factor)

کاهش مقدار ضریب پوسته توسط رابطۀ زیر محاسبه می شود:[10]

 

عدد پکلت (peclet Number) و ظرفیت اسید (Acid Number Capacity) با رابطه های زیر تعریف می شوند:

 

: کاهش مقدار ضریب پوسته

d: برای ماسه سنگ 2 و برای کربنات 6/1 (fractal Dimension)

b: مقدار ثابت (b=1/7×104)

Vacid : حجم اسید تزریقی (m3)

h: ضخامت لایه (m)

: درصد تخلخل

rw: شعاع چاه (m)

qi: دبی تزریقی (cm3/s)

: ثابت نفوذ (Diffusion)،  

C: غلظت اسید (mol/lit)

Ci: غلظت کانی که باید حل شود.(mol/lit)

V: ثابت استوکیومتری اسید در معادله واکنش

نکته: از آن جا که همیشه دبی تزریق بر حسب بشکه در دقیقه گزارش یم شود،جهت تبدیل به سانتی متر مکعب در ثانیه از رابطۀ زیر استفاده کنید.

 

 

 

فصل چهارم : فاکتورهای موثر در اسیدکاری:

4-1)فشار

جهت بررسی اثر این فاکتور، بد نیست که موضوع با توجه به فعل و انفعال شیمیایی زیر مورد بحث قرار گیرد. در مورد اسید کلریدریک و سنگ کربنات به اختصار خواهیم داشت:

2HCl+CaCO3"CaCl2+H2O+CO2

نتیجه فعل و انفعال، آب، گاز کربنیک و یک نمک محلول خواهد بود. محدودیت این فعل و انفعال در قدرت تماس (قابلیت تماس) یون های آزاد شده هیدروژن با سطح سنگ خواهد بود. اگر مجموعه فوق به حالت سکون باقی بماند و هیچگونه تغییر محلی نداشته باشد، تجزیه شدن مولکول ها خود باعث رکود فعل و انفعال خواهد شد. آزمایش های عملی نشان داده است که سرعت فعل و انفعال در اتمسفر، در مقایسه با تئوری تجزیه مولکولها ، تا حدود 20 برابر افزایش خواهد داشت. این بدان علت است که در فشار اتمسفر حرکت گاز دی اکسید کربن و خارج شدن آن از محیط باعث به حرکت در آمدن مجموعه باقی مانده شده و در نتیجه از حال سکون خارج می گردد و به همین سبب تماس یون های هیدروژن با سنگ آهک راحت تر صورت می گیرد. پس هر چه فشار بر مجموعه کم تر باشد، شدت فعل و انفعال بالاتر خواهد بود.

در این مورد لازم به یادآوری است که کلرید کلسیم به وجود آمده که خود نمک محلول می باشد، با حل شدن در آب موجود به مرور غلظت آن را بالاتر می برد وخود مساله ای در مورد فرار گاز از مجموعه به وجود خواهد آورد. [8]

درشکل 4-1 رابطه فشار بر زمان واکنش ونفوذ اسید نشان داده شده :

 

                                                                    شکل (4-1)

4-2) غلظت اسید

آزمایش های عملی و هم چنین تئوری های جدید در مورد اثر اسید کلریدریک بر سنگ آهک وجود رابطه زیر را ثابت کرده است.

 

Rh: شدت فعل و انفعال یون های آزاد شده هیدروژن بر حسب مول بر سانتی متر مربع بر ثانیه

:ضریب قدرت اسید کلریدریک در غلظت موجود در سطح تماس با سنگ آهک(ضریب اکتیویته)

c:غلظت اسید بر حسب مول بر لیتر

: قدرت اسید

K: ضریب شدت فعل و انفعال

در شکل زیر رابطه غلظت اسید کلرریدریک با سرعت واکنش را نشان میدهد

 

                                                                    شکل (4-2)

4-3)درجه حرارت

با توجه به فرمول ذکر شده در بالا، ضریب شدت فعل و انفعال در 75 درجه فارنهایت به میزان                6-10×7 محاسبه گردیده است. آزمایش عملی نشان داده است که هر چه درجه حرارت افزایش یابد،مقدار ضریب فوق بالا می رود، تا حدی که در 150 درجه فارنهایت اثر اسید کلریدریک بر سنگ آهک را می توان بی نهایت سریع تصور کرد. پس باافزایش درجه حرارت ، شدت فعل و انفعال بیش تر می گردد و فقط محدودیت در حرکت و خروج گاز باقی می ماند که فاکتورهای دیگری هم چون فشار در آن موثرند[2].

 

 

                                                                   شکل (4-3)

4-4) نوع اسید

مشخص است که نوع اسید و قدرت آن بستگی به قابلیت جدا شدن هیدروژن اسیدی (H+) آن دارد.

بطور مثال:

HA1 H++A-

HCl1 H++ Cl-

غلظت تعادلی مجموعه را می توان به شرح زیر تعریف کرد:

 

KHA : ضریب تعادل اسید یا ثابت تجزیه اسید

عامل قدرت اسید، هیدروژن جدا شده از آن می باشد و در تعریف بالا هر چه یون هیدروژن آزاد شده بیش تز باشد، مقدار KHA افزایش خواهد یافت و در نتیجه اسید قوی تر است. پس اسیدی که مقدار ثابت تجزیه آن بالا باشد، اسید قوی و اسیدی که این مقدار در مورد آن کم باشد، به عنوان اسید ضعیف معرفی می گردند.

برای درک بهتر موضوع و مقایسه قدرت اسیدها بهتر است که به جدول زیر توجه گردد:

 

جدول (4-1)

نوع اسید

وزن مولکولی

ثابت تجزیه

قدرت اسید

اسید کلریدریکHCl

47/34

بزرگتر از 10

اسید قوی

کلرواستیک CH2cl-COOH

5/94

3-10×5/1

اسید ضعیف

اسید فرمیک H-COOH

03/46

4-10×2

اسید ضعیف

اسید استیک CH3-COOH

05/60

5-10×8/1

اسید ضعیف

اسید پروپیونیک CH3CH3-COOH

08/74

5-10×3/1

اسید ضعیف

 

 

                                                                 شکل (4-4)

شکل فوق وروبرو اثر این پارامتر را بر نفوذ اسید نشان میدهند:

 

                                                       شکل(4-5)[11]                                                              

4-5)تعادل شیمیایی و نرخ تزریق

به طور کلی یک فعل و انفعال شیمیایی تا وقتی ادامه دارد که مواد موجود یا حاصل در مجموعه به حالت تعادل درآیند. در این حالت است که در مورد اثر یک اسید بر یک نمک امکان دارد که مقداری از اسید اولیه بدون تاثیر باقی بماند. به طور مثال در یک مجموعه اسید کلریدریک و سنگ آهک، پس از به وجود آمدن آب، دی اکسید کربن و نمک محلول، فعل و انفعال به حالت تعادل می رسد و حتی با وجود اسید و سنگ آهک در مجموعه، دیگر فعل و انفعال صورت نخواهد گرفت. در همین مورد اگر به نحوی گاز را از مجموعه خارج کنیم، مجدداً دو جسم(اسید و سنگ آهک) با هم ترکیب می گردند تا باز هم به حال تعادل درآیند. بدین ترتیب باید شرایط طوری فراهم آید که مدت زمان لازم برای رسیدن به تعادل بیش تر باشد و فرصت بیش تری به اسید داده شود تا تمامی قدرت خود را به کار بندد(به طور مثال فشار پایین باشد یا درجه جرارت زیاد باشد)

بدیهی است این مساله نیز به قدرت اسید بستگی دارد. برای مقادیر مساوی اسیدهای مختلف، مقدار درصد هر اسید که پس از به تعادل رسیدن فعل و انفعال مصرف می گردد، محاسبه شده است که در مورد بعضی از آن ها نتایج در جدول زیر آمده است.درصد مصرف شدۀ هر اسید پس از به تعادل رسیدن فعل و انفعال:

جدول (4-2)

نوع اسید

درصد اسید مصرفی بعد از رسیدن به تعادل شیمیایی

اسید کلردریک

5/99

اسید فرمیک

5/84

اسید استیک

0/46

اسید پروپیونیک

0/31

                   غلظت اولیه اسیدها در شروع فعل و انفعال 3 مول در لیتر بوده است.

4-5-1) نرخ های تزریق پائین:

زمانی که تولید واکنش هایی کمتر از میزان لازم برای شکستن سازند می کنند معمولاً اسید را  در نزدیک دیواره چاه درون ماتریکس سنگ و جاهایی که احتمالاً شکافهای طبیعی کوچکی دارد وارد می کنند. برای رفع آسیبهای کم ضخامت نرخ های تزریق کم پیشنهاد می گردد.

همینطور هنگامی که در نزدیکی زون با درجه اشباع آب بالا عملیات می گردد از نرخ های تزریق کم استفاده می شود.[7]

فاکتورهای تجربی که روی نرخ تزریق اعمال شده تاثیر می گذارند و نیز آنهایی که باعث می شوند تا نرخ تزریق را پائین نگه داریم  عبارت اند از:

الف) فشار بالای سر چاه

ب) محدودیت فشاری ابزار آلات

ج) محدودیت فشار تجهیزات چاه

4-5-2)نرخ های تزریق بالا:

به خاطر نرخهای واکنش بالا در اسید کلریدریک (با کربنات) برای نفوذ بیشتر اسید زنده نیاز به نرخ های بالاتر تزریق داریم. ولی باید توجه داشت که در نرخ های  تزریق خیلی بالا، طبقه احتمال دارد میل به شکستگی پیدا شود.

عملیات اسید کاری ماتریکس ، ماسه سنگ بر مبنای فشار کمتر از فشار شکست مبنا گشته است اگر شکاف ایجاد شود، سیالات به داخل شکاف که در آن محدودیت در مقابل جریان کمتر است هجوم آورده و زون عملیات به صورت یک پارچه انگیخته نمی شود.حداکثر فشار عملیاتی در سطح به صورت زیر محاسبه می شود.[2]

PS 300– فشاراصطکاکی +(گرادیان شکاف * TVD )=حداکثر فشار عملیات در قطع فشار PSI

300 برای اطمینان از اینکه سنگ مخزن نخواهد شکست اضافه گردیده.

واما نرخ تزریق بهینه در شکل زیر نشان داده شده است :

 

                                         شکل (4-6)[2]

4-5-3) shut – in – time:

طول زمانی است که چاه  بعد از اتمام عملیات انگیزش و قبل از جریان باید بسته باشد. این زمان بوسیله نوع اسید مورد استفاده و نیز فاکتور های مربوط به چاه نظیر  نوع طبقه، دمای چاه و فشار معین می شود.

4-5-3-1)اسید کلریدریک:

اسید کلریدریک با کربناتها به سرعت فوق العاده بالایی واکنش می دهد. این مسئله معمولاً در تمام دامنه های دما و فشار صادق است.

هنگامی که سنگ آهک به همراه مقادیر مختلفی از مواد غیرقابل حل در اسید تشکیل شده باشد ماندن اسید در طبقه می تواند تراوایی طبقه را کاهش دهد. در چنین موردی زمان shut – in باید صفر باشد.[7]

4-5-3-2)اسیدهای تاخیری ویاامولسیونی شده:

هنگامی که اسیدها به صورت شیمیایی تاخیری شده و یا اسیدهای امولسیونی شده را مورد استفاده قرار دهیم، زمان واکنش اسید می تواند از زمان جا به جایی اسید تجاوز نماید. در چنین مواقعی یک زمان shut – in در حدود یک تا دو ساعت برای بدست آوردن حداکثر انگیزش پیشنهاد می گردد.

در چاههای که فشار مخزن کافی برای پاکسازی سریع وجود داشته باشد می توان زمان  shut- in را بیشتر گرفت.

 

4-5-3-3)اسیدهای آلی مخلوط آنهابااسید HCL:

مخلوط نمودن اسید استیک با اسید فورمیک  و Hcl زمان لازم برای کامل انجام شدن واکنش مخلوط را به تاخیر می اندازند و بنابراین یک زمان shut – in لازم است.[7]

4-6)نسبت سطح تماس سنگ مخزن به حجم اسید مصرفی(S/V)

نسبت سطح تماس سنگ مخزن به حجم اسیدی که در نظر گرفته می شود از فاکتورهای بسیاری مهم به شمار می آید. بدیهی است که عوامل دیگر نظیر فشار و درجه حرارت نیز در انجام فعل و انفعال دخالت دارند، ولی این امر ثابت شده است که هر چه بیشتر سطح تماس به حجم اسید مصرفی بالاتر باشد، انجام فعل و انفعال سریع تر و راحت تر خواهد بود.

 

 

 

4-7) جنس و مشخصات سنگ مخزن

 هرگاه اسید به داخل سنگ مخزن پمپ گردد، به طور یقین قسمت هایی را که با آن ها در تماس باشد، در خود حل می کند  . آزمایش های متعدد نشان داده است که اثر اسید بر سنگ به صورت یکنواخت نیست، این بدان علت است که  تمامی قسمت های  سنگ  مخزن دارای خواص یکسان نیستند. بدیهی است در یک مسیر که خلل و فرج  موجود در سنگ مخزن بهتر به همد یگر مرتبط باشند ، اسید  راحت تر ا ز آن مسیر عبور کرده و چون در تماس  با آن  قسمت سنگ مخزن قرا ر میگیردبرآن  بهتر اثر می کند. به طور خلاصه، نوع و جنس سنگ مخزن خلل و فرج موجود در آن، شیارهاا، فشردگی و بعضی خواص دیگر آن در اسید زدن نقش مهمی دارند.

در شکل زیر این پارامتر به درستی نشان داده شده است.

 

شکل (4-7)[1]

 4-8)افزودنی های اسید کاری (Acid Additives)[8]

4-8-1) مواد منحرف کننده جریان (Diverting Agents)

اسید معمولاً جایی می­رود که کم­ترین مقاومت وجود دارد . برای انجام عمل اسید زدن به صورت یکنواخت (طوری که اسید بتواند به صورت یکنواخت، به حداکثر نقاط قابل دسترسی سنگ مخزن برسد) موادی به آن افزوده می­گردد که به مواد مسدود کننده  موقتی   (Bridging Agents) یا منحرف کننده  جریان (Diverting Agents) معروف هستند . این مواد در حقیقت به طور موقت باعث  مسدود شدن قسمت­ هایی که نفوذپذیری بیش­تری دارند  ( به طور نسبی و در مقایسه با سایر قسمت­های سنگ مخزن)، گردیده و جهت جریان بدین ترتیب به سمت قسمت­هایی دیگر منحرف و باعث باز کردن مسیر در آن­ها و در نهایت بالا بردن نفوذپذیری می­گردد، (معمولاً وقتی ضخامت لایه بیش از 30 فوت باشد، استفاده می­شوند). [1]

الف) اسید بنزوئیک ( به صورت پودری یا فلس)

ب) نمک غیرقابل حل در اسید

ج) اسید بنزوئیک+ سنگ نمک با نسبت 50 به 50

د) دانه­های کروی سرامیکی تو خالی (Ball Sealers)

هـ) دانه­های پارافینی (Wax) با نقطه ذوب مناسب

و) مواد نفتالینی (برخی از آن­ها محدودیت دمایی دارند.)

این مواد برای بستن موقتی (Bridge) لایه های با تراوایی بیش­تر و در نهایت برای قرار دادن لایه­های سخت در معرض اسید استفاده می­گردند.

مواد مذکور باید به گونه­ای انتخاب شوند که فقط یک دیواره فیلمی ایجاد نمایند و از فنوذ آن­ها به داخل سازندجلوگیری شود. ضمن این که دیواره­سازی برای لایه­های پرتراوا را انجام می­دهند، لازم است با سیال سازند هم­خوانی داشته باشند و در اثر جریان مواد هیدروکربوری از چاه خارج گردند.

سرعت ته­نشینی دانه های کروی از رابطه زیر محاسبه می­شوند:

Vs: سرعت ته نشینی دانه کروی

g: شتاب جاذبه

D: قطر دانه کروی

Δρ: اختلاف چگالی دانه و سیال

fb: ضریب اصطکاک دانه کروی

Ρf: چگالی سیال

سنگ نمک (Rock Salt) را نمی­توان همراه با اسید فلوریدریک به کار برد. در سازندهای کربناته ترک­دار عموماً از دانه­های کروی سرامیکی توخالی (Ball Sealers) استفاده می­گردد. انواع دیگر منحرف کننده­ها با ابعاد کم­تر نیز وجود دارد که در نفت حل می­شوند، در این نوع رزین­ها محلول در نفت، از ورقه­های نفتالین یا گلوله­هایی که در حرارت در نفت حل می گردند، استفاده می­شود.

4-8-2) مواد صمغی افزاینده گرانروی (Gelling Agents)

جهت کم کردن افت فشار (اصطکاک) در حین پمپ اسید، مواد ژلاتینی به آن افزوده می­گردد که عمر اسید و عمق نفوذ آن را افزایش می­دهند. اگر این مواد درجه روان بودن زیادتری داشته باشند، باعث جلوگیری از هرز روی اسید نیز می­شوند.

4-8-3) مواد ضد لجن (Anti Sludge)

هنگام اسیدکاری چاه های نفتی، ترکیبی از نفت و اسید به وجود می­آید که سفت بوده و باعث کاهش نفوذپذیری لایه­های نفتی و جریان نفت می­گردد. با افزودن فعال کننده­های سطحی خاصی که با حفظ حالت کلوئیدی مواد باعث جلوگیری از تشکیل رسوب و لجن (Sludge) در نفت سنگین می­شوند، این مشکل رفع می­گردد. مواد اولیه تشکیل لجن شامل آسفالتین، رزین­ها، واکس­های پارافینی و هیدروکربن­های سنگین می­باشند.

4-8-4) مواد کاهش دهنده کشش سطحی (Surfactants)

یکی دیگر از موادی که به اسید اضافه می­گردند، موادی هستند که تماس و حل شدن سنگ مخزن را در اسید افزایش می­دهند. در حقیقت این گونه مواد، قابلیت جذب اسید را در سنگ مخزن زیاد می­کنند و به علاوه از راکد ماندن اسید یا به صورت امولسیون درآمدن آن جلوگیری می­نمایند این مواد حالت صابونی دارند که نصف مولکول در آب و نصف دیگر در نفت حل می­شود.

نکاتی که قبل از انگیزش چاه­ها، باید در نظر گرفته شود، از عمل انگیزش مهم­تر است. عمده­ترین نکته­ای که باید مدنظر قرار گیرد، تشخیص نوع آسیب دیدگی است که مشکل­ترین قسمت کار می­باشد و سپس طراحی رفع آن، به طوری که باعث تشدید مسأله نشود و در آخر تهیه و تدارک لوازم مورد نیاز از جمله وسیله حمل، مخلوط کن، سیستم تزریق، سیال حامل و مواد کاهش دهنده کشش سطحی. تمیز نمودن لوله مغزی، حفره چاه و شبکه­ها از گرد و غبار، رسوب پارافین، آسفالتین، ماسه، سیلت، اندازه خورده ریزه­ها و مواد باقی مانده از مشبک­کاری مجدد شبکه­ها، از موارد ضروری عملیات می­باشد.

مواد کاهش دهنده کشش سطحی، در غلظت­های کم در سطح بین دو ماده امتزاج­ناپذیر مانند آب و نفت، گاز و نفت یا نفت و سازند قرار می­گیرند و دارای دو بخش آب دوست (Hydro Philic) و نفت دوست (Hydro phobic) هستند.

بخش اول با حلال واکنش دارد و بخش دوم خنثی است. بخش مواد ضدخورنده آلی و معدنی با ایجاد پوشش روی فلز از خورندگی لوله­های مغزی و جداری می­کاهند و به مقدار تقریبی یک تا دو درصد حجم اسید تزریق می­شوند. یکی از این مواد که در اسید کاری لایه­های ماسه سنگی به می­رود، ماده اتیل گلایکول منو بوتیل اتر EGMBE(Ethyl Glycol Mono-Butyl Ether) می­باشد که ترشوندگی سازند را از حالت نفت دوست به آب دوست تغییر می­دهد و به علاوه امولسیون شکن، تمیزکننده و جلوگیری کننده از خورندگی نیز می­باشد.

مواد کاهش دهنده کشش سطحی (Surfactants)، از لحاظ بار الکتریکی به 4 گروه، کاتیونی (Cationic)، آنیونی (Anionic)، آمفوتر (Amphoteric) و بدون بار (Nonionic) می­باشند.

از این مواد، برای ایجاد کف (Foam) مقاوم یا امولسیون­های مقاوم آب در نفت برای گل­های روغنی استفاده می­گردد. در اسیدکاری خصوصاً چاه­هایی با سنگ نفت دوست (Wet oil-)، برای جداسازی نفت از سازند و روان نمودن حرکت هیدروکربن استفاده می­گردند.

عملکرد مواد کاهش دهنده کشش سطحی:

1- کاهنده­های نوع آنیونی (Anionic) معمولاً:

الف) ماسه سنگ، پلمه سنگ (Shale) یا خاک رس را آب­تر و به طور منفی باردار (بار الکتریکی) می­نمایند.

ب) سنگ آهک یا دولومیت تا 8=pH را نفت­تر و از 5/9=pH یا بالاتر، آب­تر می­کنند.

ج) امولسیون آب در نفت را می­شکنند و باعث تشکیل امولسیون نفت در آب  می­شوند.

د) باعث پراکندگی خاک رس یا ذرات ریز در نفت و تجمع خاک­ رس در آب می­گردند.

2-کاهنده های نوع کاتیونی (Cationic)

الف) ماسه سنگ , پلمه سنگ یا خاک رس را نفت تر می نمایند.

ب) سنگ آهک یا دولومیت تا ph=8 را آب تر و از ph=9.5 یا بالا تر , نفت تر می کنند

ج) امولسیون نفت در آب را می شکنند و باعث تشکیل امولسیون آب در نفت می شوند .

د) باعث پراکندگی خاک رس یا ذرات ریز در نفت و تجمع 

3- کاهنده­های بدون بار (Nonionic)

این کاهنده­ها، بی­ثبات­ترین نوع ا ز انواع کاهنده ­ها در انگیزش چاه (به دلیل یونی نبودن ملکول­ های آن­ها) می­باشند. این کاهنده­ها در ترکیب با سایر مواد شیمیایی، می­توانند برای بالا بردن سختی آب و pH اسید استفاده شوند. اکثر کاهنده­های فاقد یونی، مشتقاتی از اکسید اتیلن یا مخلوط اکسید پروپیلن و اکسید اتیلن می­باشند. قابلیت حل آب در کاهنده ­های فاقد یونی سبب تشکیل باد هیدروژنی یا جذب آن از آب برای اکسیژن مربوط به اکسید اتیلن، محدود می­باشد. در ضمن، روند عمل جذب، در درجه حرارت بالا و غلظت بالای نمک، کاهش یافته و باعث جدا شدن مقدار زیادی از کاهنده­های فاقد یونی از محلول می­شود. به منظور تقلیل کشش سطحی و شکستن امولسیون­ها (بدون تغییر بار الکتریکی ساکن سنگ مخزن)، استفاده از این ماده در حل افزایش می­باشد.[8]

 

4- کاهنده­های نوع آمفوتریک (Amphoteric)

مولکول­های این نوع کاهنده­ها، دارای هر دو گروه بازی و اسیدی هستند. از آن جا که بار الکتریکی این نوع کاهنده­ها، مرتبط با pH اسید قسمت پایه یونیزه است، به مولکول­ها یک فعالیت سطحی می­دهد و در pH پایه، قسمت اسیدی به خودی خود خنثی و دارای فعالیت سطحی کم­تر نسبت به سایر مقادیر pH می­شود.

به طور کلی استفاده از این ماده، محدود و اغلب به عنوان مواد ممانعت کننده از خوردگی مورد استفاده قرار می­گیرد.

مشخصات کاهنده­های کشش سطحی مناسب:

کاهنده­ای که برای پیشگیری یا رفع آسیب دیدگی یک مخزن معمولاً به کار گرفته می­شود، باید دارای مشخصات زیر باشد:

الف) قادر به کاهش کشش سطحی و میان رویه­ایی باشد.

ب) از تشکیل امولسیون جلوگیری نموده و امولسیون­های تشکیل شده قبلی را نیز بشکند.

ج) با توجه به شوری و pH آب موجود در محیط، بتواند سنگ مخزن را آب­تر نماید.

د) عامل تورم، انقباض یا پراکندگی خاک رس در سازند نباشد.

هـ) قادر به ابقای فعالیت سطحی در شرایط مخزن باشد.

لازم به توضیح است که تعداد زیادی از کاهنده­های کشش سطحی تجاری، در محیط نمکی با شوری بالاتر از 50000 قدم (قسمت در میلیون) ، قدرت فعالیت سطحی خود را به مقدار قابل توجهی از دست می­دهند. برای غلبه بر چنین مشکلی، تزریق یک حلال یا آب نمک با شوری کم، قبل از شروع کار، می­تواند مثمرثمر باشد (در چاه­های تولید گاز خشک، نباید از حلال استفاده نمود).

و) قابلیت حل در سیال حامل یا سیال مورد استفاده را در درجه حرارت مخزن داشته باشد.

نکته: بعضی از کاهنده­های کشش سطحی، در سیال حامل پراکنده می­گردند.

ز) تحمل آب نمک سازند یا سیالات تولیدی را داشته باشد. به عنوان مثال، کاهنده­های نوع آنیونی و کاتیونی، تحمل آب نمک با غلظت­های بالا را ندارند ولی به هر حال درجه حرارت­های بالا، حلالیت آن­ها از کاهنده­های نوع فاقد یونی (Nonionic) بهتر است.

4-8-5) مواد کنترل هرزروی (Acid/ Fluid Loss)

این مواد به اسید افزوده می­شوند تا:

الف) هرز رفت سریع اسید در شکاف­ها و در بخش خورده شده توسط آن کم­ترشود.

ب) اسید به طور یکنواخت به سازند برسد.

همان­طور که گفته شد فلسفه اسیدکاری، تزریق اسید با جریان حجمی و فشار مناسب برای ایجاد پدیده­ای موسوم به Worm Holing در سازند است. معمولاً اسید در شاخه­های ایجاد شده مصرف می­شود و لذا، نفوذ این شاخه­ها محدود است. اسیدکاری مجدد تنها باعث گشاد شدن این شاخه­ها می­شود و نفوذ آن­ها را بیش­تر نمی­کند. این مواد باید از بین بروند یا کم کم در محلول حل شوند.

به عنوان مثال، جهت کاهش هرز روی سیال در اسیدکاری چاه­های گازی از ماده 11-Mater seal استفاده می­شود.

و اما در شکل زیر مشاهده می کنید که سیال LCA کمترین حجم leak-off را در یک زمان مشخص داردو سیال اسید نرمال بیشترین leak-off را دارد[14].

 

                                                      شکل (4-8)[14]

و انچه در شکل بعد مشاهده می کنید نشان دهنده این است که LCA بیشترین غلظت اسید باقیمانده را دارد که ناشی از واکنش کم اسید وFormation است .این مطلب به این معنا است که میزان واکنش اسید وFormation برای نفوذ عمیق تر اسید در طول شکستگی های اسیدی ما مفید است .

 

                                                         شکل(4-9) [14]

4-8-6) مواد ضدتعلیق (Suspending Agents)

این مواد به اسید افزوده می­شوند تا ذرات را به صورت معلق درآورند. آن­ها قادرند ذرات را تا 24 ساعت به حالت معلق نگه دارند.

4-8-7) حلال­های دوگانه (Mutual Solvents)

موادی هستند که برای حل کردن امولسیون­های به وجود آمده با هیدروکربن­ها که ناشی از نفوذ مواد

گل حفاری می­باشند، استفاده می­گردند. در حقیقت، مانند الکل­های مختلف، امولسیون شکن

 (Demulsifier) می­باشند.

4-8-8) کنترل کننده آهن (Iron Controls Or Complexing Agents)

وجود آهن و ترکیبات آهن و گوگرد در سنگ مخزن باعث می­شود تا در اثر حل شدن در اسید کلریدریک رسوبات مختلفی از ترکیبات آهن مانند هیدروکسید فریک (2(Fe(OH) تولید شود نمک­های آهن که به هر حال به دلیل وجود اسید، تولید می­گردند یا خود احیاناً در سنگ مخزن موجود هستند، در تماس با اسید کلریدریک به صورت کلرور در می­آیند و تا وقتی که محسط اسیدی است (هنوز اسید تمامی خاصیت اسیدی خود را از دست نداده است)، به صورت محلول می­باشند. با بالا رفتن pH محیط، به صورت رسوب در می­آیند و باعث مسدود کردن خلل و فرج موجود در سنگ مخزن می­گردند. جهت جلوگیری از رسوب این نمک­ها موادی به اسید افزوده می­شود که Sequestring Agents نیز نامیده می­شوند. در واقع مواد آهنی را به صورت کمپلکس در می­آورند تا از رسوب آن­ها جلوگیری شود. منابع تولید رسوب عبارتند از:

الف) اکسید آهن

ب) سولفید آهن

ج) کربنات آهن

اغلب از اسید استیک 10درصد به همراه 50 پوند اسیدسیتریک به ازای 1000 گالن استفاده می­شود.

4-8-9) مواد ضدخوردگی (Corrosion Inhibitors)

مواد ضدخورنده آلی و معدنی که با ایجاد پوشش روی فلز از تماس مستقیم اسید و فلز جلوگیری می­کنند، از خوردگی لوله­های مغزی و جداری می­کاهند و به طور موقت، فعل و انفعال اسید را روی فلزات کاهش می­دهند. برخی از این مواد دارای ترکیب کمپلکس مسی بوده که سطح آهن را می­پوشانند (طبق نیروی الکتروموتیو) و از طرفی دارای ترکیب شبه آسفالتی هستند که پوشش ثانویه از نوع کاتیونی و غیریونی تشکیل می­دهند.

این مواد به مقدار تقریبی یک تا دو درصد حجم اسید تزریق می­شوند. مقدار و نوع آن­ها، بستگی به شرایط موجود دارد و زمان اثر آن­ها به عوامل زیر وابسته است:

الف) غلظت اسید

ب) درجه حرارت محیط

ج) جنس فلز

د) غلظت و نوع ماده ضد خورنده

ماده ضد خورندگی آرسنیک در هر دمایی مؤثر است؛ اما، نسبت به انسان و کاتالیست­های پالایشگاهی سمی است.

4-8-10) مواد کندکننده اثر اسید (Retarding Agents)

اسید به محض تماس به سنگ مخزن شروع به حل قسمت­های در تماس با خود می­کند و هر چه که در سنگ مخزن فرو می­رود، از قدرت اسیدی آن کاسته می­گردد. در نتیجه اثر آن در فاصله­ای دورتر از چاه، چندان قابل توجه نخواهد بود. برای این که بتوان اسید قوی­تر را تا عمق بیشتری در سنگ مخزن نفوذ داد، موادی به آن افزوده می شود که عمل اثر کردن اسید را کندتر می­کنند. این امر باعث می­گردد تمامی قدرت اسید به محض تماس با سنگ مخزن از دست نرفته و در حین نفوذ به داخل سنگ نیز این قدرت را به همراه خود داشته باشد.

 شکل (4-10)Hcl20%[1]

 

 

                                                 شکل(4-11)Hcl15%[1]

 اشکال فوق نشان میدهند هرچه کندکار با HCL بیشتر مخلوط شود زمان واکنش بیشتر میشود ,از طرفی غلظت اسید هم موثر است یعنی بهترین واکنش در 15%Hcl است .

4-8-11) الکل­ها (Alcoholes)

در اثر افزایش اشباع آب و گیر افتادن قطره­های آب در روزنه­های نازک، مسی عبور جریال سیال مسدود می­شود (Water Blocks).

در صورت وجود رس و ایجاد تورم، کاهش تخلخل بیش­تر می­گردد و به مخزن آسیب می­زند. این مسأله با استفاده از الکل­ها (Alcoholes) که به اسید افزوده می­شوند، قابل حل است. از بین الکل­ها اغلب ایزوپروپانول و متانول به اسیدها افزوده می­گردند . خواص فیزیکی و شیمیایی این الکل­ها در جدول زیر بعد آمده است.[8]

                            جدول(4-3): خواص فیزیکی و شیمیایی ایزوپروپانول و متانول

 

خاصیت/ نوع الکل

ایزوپروپانول

متانول

چگالی در ˚C20

785/0

792/0

وزن (پوند در هزار گالن)

54/6

60/6

نقطه فلش (Flash Point)

˚C12

˚C12

حلالیت در آب

کامل

کامل


 
 
خواص گل حفاری
نویسنده : - ساعت ۱٢:٥٢ ‎ق.ظ روز ۱۳٩۱/۱/۱٧
 

 

خواص گل حفاری

 

 

 

الف- هدف : مطالعه خواص گل حفاری و طریقه کنترل آنها

 

ب- وسائل و مواد لازم :

 

Fann V-G meter بهم زدن – ساعت –  بنتونیت –  باریت – آهک-  کراچو

 

 

 

ج- کنترل خواص گل :

 

   تعریف : باید دانست که Apparent Viscosity تابع plastic viscosity و yield point می باشد.

 

د- دستورالعمل :

 

آزمایش اول :

 

مقدار 40 گرم بنتونیت را در 700 میلی لیتر آب شیرین ریخته مدت 15 دقیقه بهم بزنید و خواص زیر را اندازه گیری نمائید:

 

1-گرانروی ظاهری (Apparent Viscosity ) AV ,

 

2-گرانروی پلاستیکی (Plastic Viscosity )  PV ,

 

3-   نقطه واروی (  Yield Point)  YP ,

 

آزمایش دوم :

 

مقدار 5/0 گرم آهک را در 5 میلی لیتر آب حل نموده به 350 میلی لیتر از گل ساخته شده اضافه نمایند مدت 5 دقیقه بهم بزنید و خواص مذکور در آزمایش اول را دوباره اندازه گیری نمایید.

 

منظور:  مشاهده اثر بالا رفتن Yield Point  در روی Apparent Viscosity

 

در اثر اضافه کردن آ هک یون سدیم با یون سدیم آهک معاوضه شده در نتیجه نیروهای جاذبه ذرات بنتونیت افزایش می یابد و سبب بالا رفتن Yield point  میگردد. چون Apparent Viscosity تابعی از Yield Point  می باشد ازدیاد Yield Point  افزایش Apparent Viscosity را همراه دارد.

 

 

 

آزمایش سوم :

 

به گل آهک دار بالا مقدار 5 درصد حجمی آهک اضافه نمائید و مدت 3 دقیقه تعلیق را بهم زده خواص بالا را اندازه گیری کنید.

 

منظور: نشان دادن موثر نبودن آب در کنترل Yield Point

 

با اضافه کردن آب Yield pointپایین می آید ولی این عمل با مقدار زیادی آب انجام می گردد که درنتیجه تغییرات نامطلوب زیادی در افت صافی و استحکام بندش خواهد داشت.

 

آزمایش چهارم

 

از محلول ده درصد کراچو 3 میلی متر برداشته و به گل آهک دار اضافه نمائید و 5 دقیقه بهم زده سپس  خواص تعلیق را آزمایش نمایید.

 

منظور: مشاهده اثر موارد شیمیایی (تینرها) در پایین آوردن Yield Point

 

اضافه کردن تینر به گل در این حالت یونهایی را که سبب بالا رفتن Yield Point ، Apparent Viscosity می گردند از عمل خارج نمایید. تینرها بر روی ذراتی که دارای شارژ یا کشش یونی می باشند اثر نموده ، کشش آنها را تقلیل و در نتیجه باعث پایین آمدن Yield Point ، Apparent Viscosity می گردند.

 

 

 

 

 

آزمایش پنجم

 

به یک پارل (بشکه) از گل بنتونیتی مقدار 200 پوند باریت اضافه نموده مدت 5 دقیقه بهم نزنید و وزن مخصوص گل را اندازه بگیرید سپس بهمین گل مقدار 100 پوند دیگر باریت اضافه نمائید و پس از 5 دقیقه بهم زدن وزن مخصوص و خواص گل را دوباره آزمایش نمائید.

 

منظور :مشاهده اثر مواد جامد خنثی در روی Yield Point ، Apparent Viscosity , Plastic Viscosity

 

ازدیاد غلظت مواد جامد خنثی در داخل گل باعث افزایش اصطکاک بین ذرات شده و در نتیجه plastic viscosity گل بالا می رود ولی این موضوع در روی Yield Point چندان اثری ندارد. بدین ترتیب تینرها در پایین آوردن Apparent Viscosity گلهایی که دارای غلظت زیاد مواد جامع خنثی می باشند موثر نخواهد بود.

 

 

 

آزمایش ششم

 

مقدار 10 درصد حجمی آب بگل آزمایش پنجم اضافه نموده و 5 دقیقه بهم بزنید و خواص آنرا اندازه بگیرید.

 

منظور : مشاهده اثر آب و تقلیل غلظت مواد جامد بر روی Apparent Viscosity, Plastic Viscosity, و Yield Point
 رقیق شدن غلظت مواد جامد خنثی در حالیکه اصطکاک بین ذرات را کم می نماید Apparent Viscosity, Plastic Viscosity, را پایین می آورد. این نشان می دهد که Plastic Viscosity ارتباط مستقیم با مقدار مواد جامد موجود در گل دارد.

 

 

 

 

 

 

 

آزمایش شماره (2)

 

راندمان مواد رسی و افزایش وزن گل

 

مقدمه

 

     مقصود از این آزمایش ارزیابی مواد رسی با مشاهده راندمان آنها در آب شیرین و آب نمکی با غلظت های مختلف و همچنین آشنایی با افزایش وزن گل با استفاده از باریت می باشد.

 

قسمت اول – راندمان مواد رسی

 

       1 -  به سه قسمت یک بشکه ای (350 میلی لیتری) آب شیرین که در حال بهم خوردن است مقادیر 4/18 و 5/26 و 5/30 پوند بنتونیت (معادل با 5و 7 و 8 درصد وزنی از مواد جامد) بآهستگی بیافزائید و مدت 5 دقیقه خوب بهم بزنید. سپس تعلیق ها را بطور جداگانه در شیشه های سردار ریخته و تا روز بعد نگهدارید تا عمل هیدراسیون بنتونیت بطور کامل انجام گیرد.

 

2-  به سه قسمت یک بشکه ای از آب شیرین بترتیب مقدار 3 و7و 50 پوند نمک افزوده و بهم بزنید تا نمک کاملاً حل شود. سپس مقدار ppm   نمک محلول را از طریق اندازه گیری chloride معین و یادداشت نمائید.

 

3-     بهر یک از آب نمک های فوق مقدار 4/36 پوند بنتونیت بآهستگی و در حال بهم خوردن بافزایید و پس از 5 دقیقه بهم زدن تعلیق ها را در ظروف متناسب ریخته  بگذارید تا روز بعد مانده و  حداکثر هیدراسیون بدست آید.

 

      4 -  نمونه های هیدراته شده را تقریباً 3 دقیقه بهم زده و خواص زیر هر یک را اندازه گیری کنید :

 

وزن ،  ویسکوزیته ظاهری ،  ویسکوزیته پلاستیکی ،  نقطه ییلد ،  افت صافی تعلیق های آب شیرین ، و  PH گل

 

 

 

 

 

توجه

 

  نمونه های آزمایش شده را برای آزمایشات بعدی نگهدارید.

 

5 -    پس از تعیین خواص فوق منحنی تغییرات ویسکوزیته ظاهری (cps) را با تغییر درصد وزنی مواد جامد نمونه های بند(1) رسم نمائید و برای آزمایش بند (2) منحنی تغییرات ویسکوزیته را بر حسب مقدارppm نمک نمونه ها رسم کنید . ( از دو ورقه کاغد گراف معمولی استفاده نمائید . )

 

هدف

 

هدف از آزمایشات بالا بدست آوردن منحنی راندمان بنتونیت در آب شیرین و مشاهده پایین آمدن راندمان آن در آب های نمکی با غلظت مختلف می باشد.

 

قسمت دوم- افزودن وزن گل

 

      1 -  کلیه نمونه های آب شیرین آزمایش شده را در یک ظرف بریزید و ویسکوزیته ظاهری مخلوط را با استفاده از آب شیرین و یا بنتونیت به 15 الی 20 سانتی پواز برسانید ویسکوزیته پلاستیکی را نیز آزمایش کنید.

 

 2 -  نمونه مخلوط را به سه قسمت یک بشکه ای تقسیم نمائید و مقدار باریت لازم را جهت تهیه گلهای 10 پوندی و 12 پوندی و 14 پوندی محاسبه نموده و به نمونه ها افزوده 5 دقیقه بهم بزنید و خواص زیر را آزمایش کنید :

 

v   وزن گل  ، ویسکوزیته ظا  هری ، ویسکوزیته پلاستیکی ، نقطه ییلد و

 

سپس ارقام بدست آمده را با هم مقایسه نمائید.

 

هدف

 

آشنایی  با روش محاسبه مقدار باریت لازم برای تغییرات وزن گل به وزن دیگر می باشد.

 

 

 

 

 

آزمایش شماره (3)

 

خواص روانی گلهای حفاری

 

مقدمه :

 

هدف از این آزمایش مطالعه خواص روانی گل حفاری و چگونگی کنترل آنها می باشد.

 

قسمت اول –  اثر نقطه ییلد بر روی ویسکوزیته ظاهری

 

    1 -  معادل یک  بشکه تعلیق بنتونیت در آب شیرین با ویسکوزیته ظاهری 15 سانتی پواز تهیه و خواص زیر را اندازه بگیرید:

 

v   ویسکوزیته ظاهری

 

v   ویسکوزیته پلاستیکی

 

v   نقطه ییلد

 

    2 -  محلول 10% ( ده گرم درصد میلی لیتر آب) آهک تهیه نمائید و معادل نیم گرم آهک (پنج میلی لیتر محلول) به گل فوق بیافزائید و خواص فوق را پس از 5 دقیقه بهم زدن مجدداً آزمایش نمائید.

 

  3 -  نتایج دو آزمایش بالا را بر روی کاغذ گراف معمولی رسم نمائید و مقایسه کنید.

 

هدف

 

هدف آزمایش بالا مشاهده اثر افزایش نقطه ییلد بر روی ویسکوزیته ظاهری می باشد. افزودن آهک Ca(OH)2 به گل باعث افزایش نیروهای جاذبه بین ذرات رسی و در نتیجه بالا رفتن نقطه ییلد می شود . چون ویسکوزیته ظاهری تابع نقطه ییلد نیز می باشد بنابراین تغییرات آن مستقیماً بر روی ویسکوزیته ظاهری اثر می گذارد. بدین مناسبت موقعیکه در یک گل نیروهای جاذبه زیاد شوند ویسکوزیته ظاهری متناسب با افزایش نقطه ییلد بالا می رود.

 

قسمت دوم – اثر آب در کنترل نقطه ییلد

 

    1 - گل مورد آزمایش در قسمت اول مقدار پنج درصد حجمی (5/17 میلی لیتر) آب شیرین بیافزائید و پس از سه دقیقه بهم زدن خواص آزمایش شده را اندازه­گیری نمائید و در روی گراف رسم نمائید.

 

هدف

 

مشاهده موثر نبودن آب در کنترل نقطه ییلد هدف این آزمایش می­باشد. اگرچه افزودن آب تقلیل جزئی در نقطه ییلد را بعلت ترقیق ذرات رسی باعث می­شود ولی این بمعنی این نیست که نیروهای جاذبه  تقلیل یافته­اند بلکه این تغییر ظاهری در نقطه ییلد بعلت زیاد شدن فاصله بین ذرات ایجاد شده است. بنابراین با افزودن مقدار کافی آب می­توان نقطه ییلد و بهمراه  آن ویسکوزیته ظاهری را پائین آورد ولی این عمل مستلزم صرف مقادیر غیرعادی آب بوده  و تازه گل حاصله دارای استحکام بندش و افت صافی زیاد خواهد بود.

 

 

 

قسمت  سوم – اثر مواد شیمیائی بر روی خواص روانی گل

 

   1 - استفاده از یک محلول 10 درصد تترافسفات سدیم مقدار 3/0 پوند فسفات به یک نمونه یک  بشکه ای از گل قسمت دوم افزوده پس از پنج دقیقه بهم زدن خواص اندازه­گیری شده را مجدداً آزمایش نموده بر روی گراف منعکس نمائید.

 

 

 

هدف

 

   هدف از آزمایش فوق مشاهده اثر افزودن مواد شیمیائی برای تقلیل نقطه ییلد می­باشد. افزایش فسفات بگل در مورد این آزمایش ایون مسئول ایجاد ویسکوزیته ظاهری و نقطه ییلد زیاد را رفع نموده است. تینرهائی که به سیستم گلی با نقطه ئلید بالا افزوده می­شوند منتج به تقلیل ویسکوزیته ظاهری و نقطه ئیلد می­شوند. آنها بر اثر مواد آلوده کننده غلبه نموده و در عین حال نیروهای جاذبه ایجاد شده در اثر والانسهای باند شکسته را اشباع می­نمایند.

 

 

 

قسمت چهارم- اثر افزایش مواد جامد خنثی بر خواص روانی گل

 

 

 

   1 -   وزن نمونه گل بالا را اندازه گرفته مقدار باریت لازم را برای ازدیاد وزن به 12 پوند برای یک بشکه حساب نمائید. باریت محاسبه شده را افزوده پس از پنج دقیقه بهم زدن خواص اندازه­گیری شده را آزمایش نمائید  و بر روی گراف منعکس کنید.

 

  2 -    وزن گل را از 12 به 14 پوند برای یک بشکه برسانید و خواص بالا را مجدداً آزمایش کنید و بر روی گراف منعکس کنید.

 

 

 

هدف

 

 مشاهده اثر افزایش مواد جامد خنثی بر روی ویسکوزیته ظاهری و ویسکوزیته پلاستیکی   و نقطه ئیلد هدف این آزمایش می­باشند. در مورد آزمایش بالا مواد وزن دهنده افزوده شده باعث ازدیاد غلظت مواد جامد و افزایش اصطکاک بین ذرات شده است. این عمل سبب ازدیاد ویسکوزیته پلاستیکی و نتیجتاً ازدیاد ویسکوزیته ظاهری می­شود. نکته قابل توجه اینکه افزودن مواد جامد خنثی به گل باعث تغییر بسیار کمی در نقطه ئیلد شده و یا اینکه اصلاً در آن اثر نداشته است. بنابراین می­توان درک کرد که افزودن تینرهای شیمیائی به این گل در تقلیل ویسکوزیته ظاهری موثر نخواهد افتاد.

 

قسمت پنجم- اثر ترقیق غلظت مواد جامد بر خواص روانی گل

 

     1 -  مقدار 10 درصد حجمی (35 میلی لیتر) آب شیرین به یک بارل نمونه بالا افزوده پس از پنج دقیقه بهم زدن خواص آزمایش شده را اندازه گیری نمائید و بر روی گراف منعکس کنید.

 

هدف

 

مشاهده اثر افزودن آب به گل و تقلیل غلظت مواد جامد بر روی ویسکوزیته ظاهری و ویسکوزیته پلاستیکی و نقطه ئیلد هدف این آزمایش است. ترقیق غلظت مواد جامد در عین حال اصطکاک بین ذرات را کم نموده و ویسکوزیته پلاستیکی و بالنتیجه ویکسوزیته ظاهری را تقلیل میدهد. بنابراین ویسکوزیته پلاستیکی نمودار غلظت مواد جامد بوده و با کم نمودن مقدار مواد جامد تقلیل می­یابد.

 

 

 

قسمت ششم – اثر برش ذرات رسی بر روی خواص روانی گل

 

1 - معادل یک بارل تعلیق 30 سانتی پوازی از بنتونیت و آب تهیه نمائید و خواص روانی آن را آزمایش نمائید.

 

2 - نمونه بالا را در یک بهم زن Waring Blender ریخته مدت 10 دقیقه بهم بزنید و خواص بالا را مجدداً آ‍زمایش نمائید و با خواص بند (1) این آزمایش مقایسه کنید.

 

هدف

 

هدف این آزمایش مشاهده اثر برش ذرات رسی بر روی ویسکوزیته ظاهری و ویسکوزیته پلاستیکی و نقطه ئلید می­باشد. در نتیجه نیروی برشی حاصله از سرعت زیاد دستگاه بهمزن ذرات رسی بذراتی کوچکتر تقسیم می­شوند و در نتیجه ایجاد بارهای اشباع نشده در لبه­های ذرات رسی جدید نیروی کششی بین ذرات زیاد می­شود و با آن نقطه ئیلد بالا می­رود. عین این عمل بوسیله عمل آسیایی مته حفاری در داخل چاه اتفاق می­افتد.

 

 

 

نتیجه

 

1-    ویسکوزیته فانلFunnel) )   یک ویسکوزیته ظاهری می­باشد. وقتی ویسکوزیته فانل یک گل بالا باشد ویسکوزیته ظاهری آن نیز بالا خواهد بود. بالا بودن ویسکوزیته فانل یا بعلت زیاد بودن غلظت ذرات جامد گل و یا زیاد شدن آن ذرات (ویسکوزیته پلاستیکی) می­باشد و یا اینکه نقطه ئیلد گل در اثر آلوگی و یا وجود والانس­های شکسته اشباع نشده عامل افزایش ویسکوزیته مزبور می­باشند. بالا بودن ویسکوزیته ظاهری همچنین می­تواند معلول وجود هر دو عامل فوق باشد. بنابراین با استفاده از ( V G     ) بهتر می­توان معین نمود که چگونه و به چه نحوی با بکار بردن مواد شیمیائی با آب و یا هر دو ویسکوزیته فانل را بتوان تقلیل داد.

 

 

 

   وقتی باریت به گل حفاری افزوده می­شود غلظت مواد جامد بالا می­رود و ویسکوزیته ظاهری افزایش می­یابد. چون در عملیات حفاری اغلب لازم می­شود که وزن گل افزایش داده شود لذا قبل از افزودن باریت بایستی ویسکوزیته ظاهری را بدون تغییر دادن ماهیت گل به حداقل رسانید. این عمل باعث می­شود که ویسکوزیته گل در یک حدود مطلوب باقی بماند. بطور کلی در مواقعی که وزن گل را می­بایست مقدار زیادی افزایش داد اضافه کردن آب و مواد شیمیائی برای ایجاد خواص مطلوب روانی لازم خواهد بود.



 
 
mud testing
نویسنده : - ساعت ۱٢:٢٥ ‎ق.ظ روز ۱۳٩۱/۱/۱٧
 

PREFACE

 

The purpose of this manual is two fold: first to acquaint the Drilling engineering students with the basic techniques of formulating, testing and analyzing the properties of drilling fluid and oil well cement, and second, to familiarize him with practical drilling and well control operations by means of a simulator. To achieve this objective, the manual is divided into two parts.

 

The first part consists of seven experiments for measuring the physical properties of drilling fluid such as mud weight (density), rheology (viscosity, gel strength, yield point) sand content, wall building and filtration characteristics. There are also experiment for studying the effects of, and treatment techniques for, common contaminants on drilling fluid characteristics. Additionally, there are experiments for studying physical properties of Portland cement such as free water separation, normal and minim-um water content and thickening time.

In the second part, there are five laboratory sessions that involve simulated drilling and well control exercises. They involve the use of the DS-100 Derrick Floor Simulator, a full replica of an actual drilling rig with fully operations controls, which allow the student to become completely absorbed in the exercises as he would in an actual drilling operation. The simulator has realistic drilling rig responses that are synchronized to specific events, like rate of penetration, rotary table motion, and actual rig sounds such as accumulator recharge, break draw works, etc.

It is hoped that the material in this manual will effectively supplement the theory aspect presented in the main course.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

TABLE OF CONTENTS

PART  I:  DRILLING  FLUID 

 

 

Preface …………………………………………………………………...…....i

Table of Contents …………………………………………………..………...ii

Laboratory Safety Instructions……………………………………………...iii

 Experiment No. 1: Mud Weight, Marsh Funnel Viscosity and pH...................................... 4

 Experiment No. 2: Mud Rheology Test ……………………………………....11

 Experiment No. 3: Filtration, Wall Building and Resistivity ………………..16

Experiment No. 4. Mud Weight Control ……………………………………..21

Experiment No. 5. Drilling Fluid Contamination Test………………………. 24

Experiment No. 6. Solid, Liquid Content and Emulsion Characteristic                                of Drilling Fluids………….…………………………………………………27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

LABORATORY SAFETY INSTRUCTIONS

 

Safety in the laboratory must be of vital concern to all those engaged in experimental science work. It is therefore the responsibility of everyone to adhere strictly to the basic safety precautions provided and to avoid any acts of carelessness that can endanger his life and that of others around him. It is equally important to always abide by all the instructions for conducting the experimental work during the laboratory sessions. Below are some guidelines for general laboratory safety and procedures:

 

1-All students must be familiar with the locations and operational procedures of the

Emergency Shower, Fire Extinguishers, Gas Masks and Fire Blankets. These safety

devices pictured below.

 

2- Laboratory coats, safety glasses and safety shoes MUST be worn at all times during the laboratory session  NOTHOABS and open sandals are allowed during the laboratory sessions.

 

3- Eating, drinking and smoking are strictly. PROHIBITED in the laboratory at all times. Laboratory glassware should NEVER be used for drinking purpose.

 

4- Report any injury immediately for First Aid treatment, no matter how small.

 

5- Report any damage to equipment or instrument and broken glassware to the laboratory instructor as soon as such damage occurs.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.   EXPERIMENT NO. 1

1.1.  MUD WEIGHT, MARSH FUNNEL VISCOSITY AND PH

       1.1.1.     MUD WEIGHT or DENSITY   TEST:

Theory :

 

The density of the drilling fluid must be controlled to provide adequate hydrostatic head to prevent influx of formation fluids, but not so high as to cause loss of circulation or adversely affect the drilling rate and damaging the formation.

Normal pressure gradient by water is equal to (0.433 psi/ft) and equal to 433 psi/1000 ft.

 

Test Equipment

 

The Baroid Mud Balance as shown below is used to determine density of the drilling fluid. The instrument consists of a constant volume cup with a lever arm and rider calibrated to read directly the density of the fluid in ppg (water 8.33), pcf (water 62.4), specific gravity (water = 1.0) and pressure gradient in psi/1000 ft. (water 433 psi/1000 ft.)

 

 

 

Figure 1.1: Typical Mud Balance

 

Calibration

 

1.Remove the lid from the cup, and completely fill the cup with water.

2.Replace the lid and wipe dry.

3. Replace the balance arm on the base with knife-edge resting on the fulcrum.

4. The level vial should be centered when the rider is set on 8.33. If not, add to or remove shot from the well in the end of the bream.

 

Test Procedure

  1. Remove the lid from the cup, and completely fill the cup with the mud to be tested.

 

  1. Replace the lid and rotate until firmly seated, making sure some mud is expelled through the hole in the cup.

 

  1. Wash or wipe the mud from the outside of the cup

 

  1. Place the balance arm on the base, with the knife-edge resting on the fulcrum.

 

  1. Move the rider until the graduated arm is level, as indicated by the level vial on the beam.

 

  1. At the left-hand edge of the rider, read the density on either side of the lever in all desired units without disturbing the rider.

 

   7.     Note down mud temperature corresponding to density.

 

 

1.1.2.  MUD VISCOSITY:

 

Theory :

The viscosity of a fluid is defined as its resistance to flow. The desired viscosity for a particular drilling operation is influenced by several factors, including mud density, hole size, pumping rate, drilling rate, pressure system and requirements, and hold problems. The indicated viscosity as obtained by any instrument is valid only for that rate of shear and will differ to some degree when measured at a different rate of shear. For field measurements the marsh funnel has become the standard instrument. For laboratory, the Fann V-G meter, a direct indicating rotational multi-speed instrument, has become the standard, allowing measurements of plastic viscosity, yield point, gel strength to be made

The Stormer viscometer is still, however, used to some extent for single point (apparent) viscosity and 0-10 min. gel.

 

Test Equipment

The Marsh Funnel is a device that is common to every drilling rig. Details of the Marsh Funnel and receiving cup are shown in Figures 1-2, and 1-3. The viscosity is reported in seconds allowed to flow out of the funnel. API specifications call for 1500 ml and one quart (946) ml out. For API water at 70 F + 0.5 oF  = 26 + 0.5 sec. The Marsh Funnel measures the apparent viscosity.

 

Calibration :

Fill the funnel to the bottom of the screen (1500 ml) with water at 70 F (plus or minus 0.5 F) time of outflow of the quart (946 ml) should be 26 seconds plus or minus 1/2 second

 

 

Figure 1.2: Marsh Funnel and One-liter Cup

 

 

 

 

 

 

Fann VG Meter

 

Test Procedure

 

 

1.    With the funnel in an upright position, cover the orifice with a finger and pour the freshly collected mud sample through the screen into a clean, dry funnel until the fluid level reaches the bottom of the screen (1500 ml).

2.   Immediately remove the finger from the outlet and measure the time required for the mud to fill the receiving vessel to the 1-quart (946 ml) level.

3.    Report the result to the nearest second as Marsh Funnel Viscosity at the temperature of the measurement in degrees Fahrenheit or Centigrade.

 

1.1.3.       HYDROGEN ION CONCENTRATION (PH):

Theory :

The acidity and the alkalinity of the drilling fluid can be measured by the concentration of the (H+) ion in the fluid. As for instance, if H+ is large
(I x 10-1), then the (OH-) hydroxyl concentration is very low (1 x 10­13),the solution is strongly acidic. If the (OH-) concentration is (1 x 10­1)very high then (H+) concentration is very low then the solution is strongly alkaline. The pH of a solution is the logarithm of the reciprocal of the (H+) concentration in grams moles per liter, expresses as:

PH = 

Example: If the solution is neutral then H+ and OH- concentrations are the same equal to 1 x 10-7.

PH = log

 

Therefore, if the pH of a mixture drops from 7.0 to 6.0, the number of (H+) increase ten times.

The pH of a mud seldom is below 7 and in most cases fall between 8 and 12.5 depending upon the type of mud. The pH is important because the pH affects the solubility of the organic thinners and the dispersion of clays presents in the mud.

 

 

Methods of measuring pH in the laboratory:

 

1.      The pH Paper: The pH papers strips have dyes absorbed into the paper display certain colors in certain pH ranges. It is useful, inexpensive method to determine pH in fresh water muds. The main disadvantage is that high concentrations of salts (10,000 ppm chloride) will alter the color change and cause inaccuracy.

 

2.       The pH Meter: The pH meter is an electric device utilizing glass electrodes to measure a potential difference and indicate directly by dial reading the pH of the sample. The pH meter is the most accurate method of measuring pH.

 

Figure 1.3 : Hydrion pH Dispensers .

 

                                       

Figure 1.4 : pH Meter

EXPERIMENT

 

The Laboratory Test:

 

1-           Take 2 samples of mud from each of the mud tanks.

 

2-           Stir the samples for 2 minutes and determine:

                          (a)       The Mud Weight

                        (b)      Marsh Funnel Viscosity in seconds

                          (c)      pH value using      - pH meter

-          Hydrion papers

 

RESULTS OF MUD PROPERTIES TEST WATER BASED MUD

(Density, Viscosity, pH)

Room Temp :            °F/          °C

Sample

No.

Mud Weight

Viscosity

 

(Marsh Funnel)

PH

(Hydrogen Ion Conc.')

 

 

ppg

psi/1000

pcf

Sec.

Phydrion

PH Meter

l.

 

 

 

 

 

 

2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

QUESTIONS ON EXPERIMENT NO. 1

 

Answer the following:

1..         List any five (5) very important functions of the drilling fluid?

 

 

2.        What requirements should a drilling fluid meet?

 

 

3.           Using the mud weights (ppg) obtained for Samples #1 and 2 of your experiment, calculate, how much hydrostatic pressure that each sample will exert on a formation at a depth of 10,000 ft.

 

 

4.        What is the difference between Over-balance and Under-balance?

 

 

5.        Estimate the mud weight needed to balance a formation pressure equivalent to 10,000 ft. depth with 0.561 psi/ft. pressure gradient

2.  EXPERIMENT   NO. 2  

 

2.1.            MUD RHEOLOGY TEST


Viscosity, Gel Strength and Yield Point

 

Introduction

 

Rheology refers to the deformation and flow behavior of all forms of matter. Certain rheologic measurements made on fluids, such as viscosity, gel strength, etc. help determine how this fluid will flow under a variety of different conditions. This information is important in the design of circulating systems required to accomplish certain desired objectives in drilling operations

 

 

2.1.1.      VISCOSITY:

 

          Theory :

 

Viscosity is defined as the resistance of a fluid to flow and is measured as the ratio of the shearing stress to the rate of shearing strain.

Two types of fluid characterizations are:

1.     Newtonian (true fluids) where the ratio of shear stress to shear rate or viscosity is constant, e.g. water, light oils, etc. and

2.    Non-Newtonian (plastic fluids) where the viscosity is not constant, e.g. drilling muds, colloids, etc.

                                

                                    300                           600

 RPM SETTING            

Figure 2.1: Flow Curves of Newtonian and non-Newtonian Fluids

Test Equipment

 

The Baroid (Model 286) Rheometer is a coaxial cylindrical rotational viscometer, used to determine single or multi-point viscosities. It has fixed speeds of 3 (GEL), 100, 200, 300 and 600 RPM that are switch selectable with the RPM knob.

                       

 

Figure 2.2: Variable Speed Rheometer

 

Additionally, the same switch set to the VAR position enables speed selection of between 3 and 625 RPM, by manual adjustment of the variable knob.

 

 

VISCOSITY MEASUREMENT PROCEDURE

 

1.                 Place a recently agitated sample in the cup, tilt back the upper housing of the rheometer, locate the cup under the sleeve (the pins on the bottom of the cup fit into

the holes in the base plate), and lower the upper housing to its normal position.

 

2.       Turn the knurled knob between the rear support posts to raise or lower the rotor sleeve until it is immersed in the sample to the scribed line.

 

 

3. Stir the sample for about 5 seconds at 600 RPM, then select the RPM desired for the best.

 

4.  Wait for the dial reading to stabilize (the time depends on the sample's characteristics).

 

5.  Record the dial reading and RPM.

RHEOLOGICAL CALCULATIONS

 

  1. 1.              Plastic viscosity (in centipoises-up):

 

 

Plastic Viscosity = PV= 600 RPM reading  -  300 RPM Reading

 

  1. 2.              Apparent Viscosity (in centipoises-cp):

 

 

    Apparent Viscosity = AV = 600 RPM Reading    2

 

 

  1. 3.              Yield Point (in lb/100 ft2):

 

 

Yield Point = Y.P = 300 RPM Reading  -   Plastic Viscosity

 

2.1.2.      GEL STRENGTH:

 Theory :

The Baroid Rheometer is also used to determine the Gel strength, in lb/100 sq.ft., of a mud. The Gel strength is a function of the inter-particle forces. An initial 10-second gel and a 10-minute gel strength measurement give an indication of the amount of gellation that will occur after circulation ceased and the mud remains static. The more the mud gels during shutdown periods, the more pump pressure will be required to initiate circulation again.

Most drilling muds are either colloids or emulsions which behave as plastic or non-Newtonian fluids. The flow characteristics of these differ from those of Newtonian fluids (i.e. water, light oils, etc.) in that their viscosity is not constant but varied with the rate of shear, as shown in Figure 2.2. Therefore, the viscosity of plastic fluid will depend on the rate of shear at which the measurements were taken.

 

Gel Strength Measurement Procedures

  1.    Stir a sample at 600 RPM for about 15 seconds.
  2.    Turn the RPM knob to the STOP position.
  3.    Wait the desired rest time (normally 10 seconds or 10 minutes).
  4.    Switch the RPM knob to the GEL position.
  5.    Record the maximum deflection of the dial before the Gel breaks, as the

Gel strength in lb/ 100 ft2.        (lb/100 ft25.077 = Gel strength in dynes/cm2).

 

2.1.3.     YIELD POINT(YP):

         Theory:

 

This is the measure of the electro-chemical or attractive forces in the mud under flow (dynamic) conditions. These forces depend on (1) surface properties of the mud solids, (2) volume concentrations of the solids and (3) electrical environment of the solids. The yield point of the mud reflects its ability to carry drilled cuttings out of the hole.

 

Measurement:

 

 
   

 

                                    YP = 300 RPM - Plastic Viscosity

 

 
   

 

 

 

Experimental Procedure

1.     Obtain a recently agitated mud sample from each of mud tanks (1) and

 

2.       Using the Baroid Rheometer, obtain dial readings at 3, 300 and 600

RPM.

 

3.   By means of the Theological calculations procedure, determine the Apparent and Plastic Viscosities, Yield Point and initial 10 sec. and final 10-minute Gel Strength parameters.

 

4.    Tabulate your results as in the given table below:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

MUD RHEOLOGY TEST WATER BASE MUD

 

Sample

No.

VISCOSITY

 CP

Gel strength lb/ 100 ft2

θ600

θ300

PV

 

AV

 

YP

lb/100 ft2

Initial

 (10 sec.)

 

Final

(10 min).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

QUESTIONS ON EXPERIMENT NO. 2

 

1.      (a)     What is Plastic Viscosity?

        (b)    What does it characterize?

        (c)    What is the difference between the Plastic Viscosity and Apparent  

          Viscosity of a drilling fluid?

 

2.       Which role does Gel Strength play in the drilling process?

 

3.       What type of fluids does drilling fluid belong to?

 

4.          (a) What is the Yield Point?

            (b) What does it characterize?

            (c) What is the difference between Gel Strength and Yield Point of a

          drilling mud?

 

5.     Explain what you know about one point and two points curve fluids? Give one example of each type of fluid.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.  EXPERIMENT NO. 3

 

3.1.   FILTRATION, WALL BUILDING, AND RESISTIVITY

 

3.1.1.      FILTRATION:

 

   Theory:


The loss of liquid from a mud due to filtration is controlled by the filter cake formed of the solid constituents in the drilling fluid. The test in the laboratory consists of measuring the volume of liquid forced through the mud cake into the formation drilled in a 30 minute period under given pressure and temperature using a standard size cell.

 

It has been found in early work that the volume of fluid lost is roughly

proportional to the square root of the time for filtration, i.e.

 

α  √t

 

The two commonly determined filtration rates are the low-pressure, low temperature and the high-pressure high-temperature.

 

 

Test Equipment

 

The low-pressure test is made using standard cell under the API condition of 100 ± 5 psi for 30 minutes at room temperature. Another special cell will be used to measure filtration rate at elevated temperatures and pressure. Filter press used for filtration tests consists of four independent filter cells mounted on a common frame.

 

Each cell has its own valve such that any or all the cells could be operational at the same time. Toggle valve on the top of each cell could be operated independently for the supply of air for each individual cell. Special high pressure and high temperature filtration tests are run in the laboratory simulating formation temperature and formation back- pressure.

 

 

 

 

TEST PROCEDURE FOR FILTRATION RATE AT 100 PSI & ROOM

TEMPERATURE

  1.       Detach the mud cell from filter press frame.

 

  1.      Remove bottom of filter cell, place right size filter paper in the bottom of the cell.

 

  1.     Introduce mud to be tested into cup assembly, putting filter paper and screen on top of mud tighten screw clamp.

 

  1.    With the air pressure valve closed, clamp the mud cup assembly

to the frame while holding the filtrate outlet end finger tight.

 

  1.    Place a graduated cylinder underneath to collect filtrate.
  2.    Open air pressure valve and start timing at the same time.

 

  1.    Report cc of filtrate collected for specified intervals up to 30 minutes.

 

          8.    Tabulate the results in an appropriate table.

3.1.2.   WALL BUILD:

 

MEASUREMENT PROCEDURE FOR MUD CAKE THICKNESS

(32nd of an inch or cm)

 

It should be reported in thirty-second of an inch in whole number. Vernier caliper could be used to measure the thickness, however, while measuring care should be taken not to press vernier jaw on mud cake to penetrate through.

Results on mud cake thickness should be reported in whole number.

 

Example: 0.75/32" should be reported as 1/32.

                i.e. closest to the whole number.

                Likewise 1.75/32" should be reported as 2/32"

 

 

3.1.3.   MUD RESISTIVITY:

 

Theory :

 

The resistivity (Wm) of a drilling mud is influenced by the dissolved salts (ppm) or (gpg, grain per gallon) in the water portion and the insoluble solid material contained in the water portion. The greater the concentration of dissolved salts, the lower resistivity of the solution. Unlike metals, the resistivity of a solution decreases as temperature increases. It is necessary to measure resistivity because the mud, mud cake, mud filtrate resistivity exert a strong effect on the electric logs taken in that mud. The mud resistivity varies greatly from the actual resistivity values due to the various factors encountered in the actual operation.

 

 

Test Equipment

 

Equipment used is the Baroid Resistivity Meter (Fig. 3.3).

 

 

 

 

 

 

Figure 3.3: Analog and Digital Resistivity Meters

 

 

(i)       MEASUREMENT  PROCEDURE  FOR  MUD  CAKE  ESISTIVITY

 

  1. Remove excess water from filter cake.

 

  1. Fill the slot on top of the cell with mud cake.

 

  1. Press black button and adjust for full scale.

 

  1. While keeping the black button depressed, press red button.

 

  1. Reading on the meter is the resistivity of mud cake.

 

  1. Record the resistivity of the mud cake and the temperature of the cell.

 

7.    Remove the cell and clean thoroughly with distilled water

 

 

( ii)     MEASUREMENT  PROCEDURE  FOR  MUD  FILTRATE  RESISTIVITY

 

  1. Fill cell with mud and remove excess mud from the top of the cell surfaces).

 

  1. Connect cell to the resistivity meter.

 

  1. Press black button and adjust for full scale reading on the meter.

 

  1. While keeping the black button depressed, press the red button.

 

    5.         The reading on the meter is the resistivity of the mud (when testing mud it may be necessary to allow 3-5 minutes after putting mud in the cell before taking a reading to allow cell and the mud filtrate to reach temperature equilibrium).

 

   6.        Record the resistivity reading and the temperature of the cell.

 

   7.       Remove the cell and clean with distilled water. (Pipe cleaner can be

used to remove particles of mud filtrate that cannot be flushed out with water).

 

 

 

QUESTIONS ON EXPERIMENT NO.3

 

1 .    By comparing the Spurt Loss of Sample # 1 and Sample #2 in part A of your experiment results , determine which of the two samples plugs the filter paper faster and explain why .

 

2.      Describe how the filter cake is formed on the walls of a hole during a normal drilling operation.

 

3.    What are the factors controlling the rate of filtration ?

 

4.     What is sloughing of shale and how can it be controlled ?

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.  EXPERIMENT NO. 4

 

4.1.  CONTROL OF MUD WEIGHT

4.1.1.    EFFECT OF ADDING BENTONITE ON MUD PROPERTIES FOR FRESH AND SALT WATER BASE MUD:

 

 

Procedure

 

1.           Add to every 400 c.c batch of fresh water base mud 2 4, 6 and 8 grams of

bentonite and stir for 10 minutes.

 

2.     Measure the density lb/gal, viscosity c.c. (Apparent and plastic) and yield point Ib/100 ft, using the Rheometer for every batch.

 

3.    Add 20.6 ml of 10% by weight salt water to every batch. Stir for 5 minutes and repeat step (2).

 

4.       Report all the results (density, viscosities, yield) for every batch in a

convenient table. Plot them versus the amount of bentonite in gram in two

plots, one for fresh water and the other for salt water.

 

 

Discussion:

 

Include the following points in your discussions:

 

1.     Discuss the effect of adding bentonite on density.

2.     Discuss the effect of adding bentonite on the rheological properties.

3.      Correlate and justify the results obtained for fresh and salt water.

4.      What is the effect on yield point?

 

 

4.1.2.       EFFECT OF ADDING WEIGHT MATERIAL (BARITE):

 

Theory

Barite was first used, in California, in a well being re-drilled with cable tools in 1923. According to that case, density of the mud was raised to 90 lb/ft3(1.44 gr/cm3 to control gas in flow and to stop caving.

One function of barite has developed - the preparation of a temporary high- density plug formed from slurry of a barite in water (2.65  SG). Such slurry contains the maximum concentration of barite that is used - about 750 lb/bbl

(2 100 kg/cm3).The minimum concentration of barite might be as low as 10 lb/bbl (28 kg/m3), although usually it would be substantially higher.

The quantity of barite required to raise the density of a given volume of mud a specific amount can be readily calculated from the relation, in consistent units:

 

 

 
   

 

 

 

 
   

 

Where

 

              Pf =  Final Mud Density

              Po  = Original Mud Density

              P= Barite Density = 35.82 ppg  

              Vo = Vo= Original Mud Volume

              VB = Barite Volume

              WtB  = Barite Weight

 

Test Procedure

 

  1. Calculate and list the amount of barite required increasing the density of each batch from 8.6 ppg to 9, 10, 11 and 12 ppg.

 

  1. Obtain 400 cc of original base mud (density 8.6)

 

     3.   Add the calculated amount of barite to each batch, stir for about 2 minutes and measure the Apparent and Plastic Viscosities and Yield Point.

    4.      Repeat step 3 for Salt water-base mud

    5.    Tabulate the results and plot the density (ppg ), viscosity (apparent and plastic) and yield point versus the amount of barite added..

 

 

4.1.3.       WATER-BACK (ADDING WATER TO A CHEMICALLY TREATED MUD):

 

  1.    Obtain a 350 c.c. Of water base mud of 13.5 ppg weight and 9.5 pH.

 

  1.   Add water incrementally and measure the Mud weight every time to reach 10.5 ppg and same (9.5) pH.

 

  1.    Measure the viscosity and gel-strength and check if any change occurred.

 

  1.    List your results in an appropriate table.

 

 

 

QUESTIONS ON EXPERIMENT NO. 4

 

  1. List the advantages obtained by adding weighting material to mud.

 

  1. List three (3) names of weighting material.

 

  1. What are the disadvantages of adding solids to the water based mud?

 

     4.     Give reasons for adding water to your mud.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.  EXPERIMENT NO. 5

5.1.  DRILLING FLUID CONTAMINATION TEST

 

 

Introduction

In preparing a bentonite slurry using fresh water, the bentonite will hydrate and agitation furnished by a mixer is sufficient to separate the hydrated clay plate lets and result in a viscosity and gel strength increase, if the bentonite is placed in salty water or water containing dissolved hardness (calcium or magnesium) the hydration and subsequent dispersion by agitation is reduced.

The question arises, what occurs when salt or hardness is added to a dispersed bentonite drilling fluid and what is necessary to return the slurry to an acceptable condition for drilling?

In this test we will study the effect of contamination of monovalent chemicals (NaCI and KC1) and divalent chemicals that cause contamination are calcium sulfate (CaSO4), cement (Ca (OH)2 ), and Gypsum (CaSO4 – 2H2O). These soluble salts are commonly encountered during drilling, completion or workover operations.

 

 

TEST PROCEDURE FOR MUD CONTAMINATION

1.    Test base mud for weight ppg, Plastic Viscosity cp, Apparent Viscosity

c.p., Yield Point lb/100 ft2.

 

2.      Add to 400 ml base mud, 0.75, 1.5, 2.5, 3.5 and 5.0 grams NaCl and

repeat step (1) after each addition (stir every time).

 

3.    Add to a new 400 ml base mud 0.75, 1.5, 2.5, 3.5 and 5.0 grams Gypsum (CaSO4 - 2H2O) and repeat step (1) after each addition (stir every time).

 

4.     Add to a new 400 ml base mud 0.75, 1.5, 2.5, 3.5 and 5.0 grams anhydrite (CaSO4) and repeat step (1) after each addition (stir everytime).

 

5.      Report the results in a convenient table for the three contaminants and plot in three different plots the effect of contamination with salt, gypsum and anhydrite on mud density and viscosities and yield point.

TREATMENT OF THE CONTAMINATED DRILLING FLUID

5.1.1.        SALT CONTAMINATION:

Test Procedure

1.    Test 525 ml of the base mud sample for weight ppg, viscosity cp, yield point Ib/100 ft2 and pH.

 

2.    Add 27 ml of 10% by wt salt water (NaCI) to the base mud sample (525 ml) stir 2 minutes after adding salt. Age for about 15 minutes and stir again for 2 minutes. Determine its viscosity, density and pH.

 

3.    Add to the contaminated sample 1/2 cc increments until the original viscosity is restored.

 

4.    Continue to add (SAPP) in 1/2 cc increments until the original viscosity is restored.

 

5.     Plot the result on a curve showing the viscosity and pH as a function of (SAPP) concentration.

 

 

5.1.2.         GYPSUM  CONTAMINATION:

 

Test Procedure:

  1. Repeat step No. 1 in (A).

 

2.      Contaminate the base mud by (525 ml) with 6 gr of Gypsum, stir for 3

minutes. Age the sample for 15 minutes and stir again for 2 - 3 minutes.

Determine the viscosity cp and density ppg and pH.

 

3.    Add 3 gr soda ash (Na2CO3) to remove the hardness from sample in step # 2. Stir for 10 minutes and test.

 

4.   Add 4 gr Carbonox and 1 gr of Caustic Soda to sample in step # 3. Stir 10 minutes and test.

 

5. Add 4 gr Gypsum to a 525 ml sample of base mud and stir 10 minutes

 and add 5 gr Q-Broxin and 3/4 of Caustic Soda. Stir 10 minutes and test.

5.1.3.      CEMENT CONTAMINATION:

 

Test Procedure

1.      Repeat Step No. 1 in (A).

 

  1. Contaminant the base mud (525 ml) by 1.0 PPB and stir for two minutes. Age for 15 minutes. Stir and test.

 

3.    Add to the contaminated sample 1/2 cc (SAPP).

 

4.   Continue to add SAPP in 1 /2 cc increments until the original viscosity is restored measure pH every time.

 

5.   Plot the result on a curve showing the viscosity and pH as function of (SAPP) concentration.

 

6.    Add to the base mud 1.5 cc (SAPP) and 1.0 Sodium Bicarbonate and stir for 10 minutes.

 

7.    Add 1.0 gr of cement while mixing the sample after aging and test.

Experimental Results

Tabulate all results in the appropriate table and present graphs where necessary.

 

 

 

QUESTIONS ON EXPERIMENT NO. 5

 

1.     Would it be better to treat the mud before or after cement contamination? Discuss this question using your experimentally obtained data.

2.     Discuss and compare the effectiveness of various materials in treating contaminated muds.

  1. Did the CARBONEX treated Gypsum contaminated mud or the Q­BROXIN treated Gypsum contaminated mud exhibit better flow properties? State why?

 

 

 

6.  EXPERIMENT NO. 6

 

6.1.   SOLID & LIQUID CONTENT AND EMULSION CARACTERISTICS
OF DRILLING FLUID

 

6.1.1.   SAND CONTENT DETERMINATION:

 

       Theory

Periodic sand content determination of drilling mud is desirable, because excessive sand may result in the deposition of a thick filter cake on the wall of the hole, or may settle in the hole about the tools when circulation is stopped, thus interfering with successful operation of drilling tools or setting of casting. High sand content also may cause excessive abrasion of pump parts and pipe connections.

 

Sand content is determined by elutriation, settling, or sieve analysis. Of the three methods, sieve analysis is preferred because of reliability of test and simplicity of equipment. The volume of sand, including void spaces between grains, is usually measured and expressed as percentage by volume of the mud.

 

Experiment Equipment : Baroid Sand Content Set:

 

The Baroid Sand Content Set consists of a 200-mesh sieve, funnel, and a glass measuring tube calibrated from 0 to 20% to read directly the percentage sand by volume.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 6.1 : Sand Content Set

 

Test Procedure

 

1.     Pour mud into the Baroid Sand Content Tube until it fills up to the mark labeled "Mud to Here".Then add water to the mark labeled "Water to Here". Cover mouth of the tube with thumb and shake vigorously.

 

2.    Pour this mixture through the screen, being careful to wash everything out of the tube with clear water through the same screen. Wash sand retained on screen with a stream of water to remove all mud and shale particles.

 

  1. Fit funnel down over top of screen, invert slowly turning tip of funnel into mouth of tube, and wash sand back into tube with a fine spray of clear water on the back side of the screen. Allow the sand to settle.

 

4.     Observe the quantity of sand settled in the calibrated tube as the sand

content of the mud.

 

 

Results

Report the sand content of the mud in percent by volume (% by volume). Take into account coarse solids obtained on the screen.

 

Core of instrument

 

After each use, wash the screen, funnel and tube free of any dirt, and dry thoroughly. Take special care to clean and dry the 200-mesh screen

 

Remarks

  1. In step 2 of the procedure, the pouring of the mud and water mixture through the screen can be facilitated by tapping the side of the screen with a spatula handle.

 

  1. Contents retained on the screen in Step 2 of the procedure should not be mashed, stirred, or mutually forced through the screen with a finger, pencil, or the like, as this will give an erroneous reading and may pull the screen loose from the side of the container.

 

 

 

6.1.2.  EMULSION TEST

 

Theory

Emulsion testers are used to indicate the stability and type of emulsion whether water-in-oil or oil-in-water. They are used in the evaluation of inverted emulsion drilling fluids, cements, and fracturing fluids. Time stability and resistance to electrolyte contamination of these systems can be predicted from a measurement of relative emulsion stability.

 

Test Equipment

 

Figure 6.2 : Fann Emulsion and Electrical Stability Testers

 

Test Procedure

1.            The Fann Emulsion Tester may be operated from self-contained batteries,

external 12 volt DC or from 115-volt AC 50-60 cycle current. Select power source desired and set power switch accordingly (D.C. position

is for either self-contained battery or for external storage battery).

 

2.        Set meter multiplier switch at the XI position with the voltage control knob at zero.

 

3.       Immerse probe in well-stirred sample so that electrodes are covered.

 

4.   Raise voltage slowly by turning control clockwise and watch the flag indicator below meter. When movement of the red flag occurs, indicating current flow between electrodes, read breakdown voltage on meter. If breakdown does not occur, set range switch to X2 or to X4 position and repeat above steps.

 

5.      Clean probe carefully after each use, using care not to alter the spacing of

electrode.

 

6.    When internal batteries are depleted (indicated by a marked fall-off in output voltage as shown on the meter) remove panel from carrying case and replace the 8 No. 2 flashlight cells. Only leak-proof batteries should be used.

 

Caution

 

1.      Do not touch bare metal of electrodes when instrument is turned on. 2.

 

2.      Do not short out electrodes.

 

6.1.3.      OIL, WATER, SOLID & CLAY CONTENT DETERMINATION:

Theory

Knowledge of the liquid and solids content of a drilling mud is essential for good control of the mud properties. Such information will often explain poor performance of the mud and indicate whether the mud can best be conditioned by the addition of water or whether treatment with chemical thinner or the removal of the contaminant is required. Similarly, proper control of an oil emulsion mud depends upon a knowledge of the oil content.

For muds containing only water and solids, the quantity of each can be determined from the mud density and from the evaporation of a weighed sample of mud. Oil and water content can also be obtained measuring the liquid fraction. The latter method is only applicable to oil emulsion muds.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Test Equipment

 

The Baroid Oil and Water Retort Kit

The apparatus required to determine the oil, water and solids content of the mud is included in the Baroid Oil and Water Retort Kit (See figure below).

 

 

 

 

Figure 6.3 : Oil/Water Retort Kit

 

 

Test Procedure

 

1.       Lift retort assembly, out of insulator block. Using the spatula as a screwdriver, remove the mud chamber from the retort.

 

2.      Pack the upper chamber with very fine steel wool.

 

3.       Fill mud chamber with mud and replace lid, allowing excess to escape. (This is a point where error is often introduced. Be sure that no air is trapped in the chamber. An accurate charge of mud is essential).

 

4.    Wipe off excess mud and screw mud chamber into upper chamber.

 

5.    Replace retort in insulator block and put insulation cover in place.

 

6.    Add a drop of wetting agent to graduate and place under drain of condenser; then turn heater on.

 

7.       Heat mud until oil stops coming over or until the pilot light goes out on thermostatically controlled units. For diesel oil this time will be about 15 minutes with the thermostated retorts and about 20 minutes in the uncontrolled units at 110 volts. Low or high voltage will cause variations in time required. Crude oils may require longer heating periods.

 

 

NOTE:

 

Nearly 100% recovery of refined oil will be obtained with this retort. If the mud is made up with crude oil, calibration runs should be made on mud containing a known percentage of the crude used. Recovery on some crudes may be as low as 60%. If the distillation is being carried on for more than 30 minutes, the retort should be removed occasionally in the uncontrolled units and observed for temperature. In any case, the retort should never be heated above a DULL RED HEAT. The heater will burn out is left on too long.

 

8.     Read the volume of oil and of water. (A drop of wetting agent at this time will often improve the menisci for easier reading).

9.    Where the new style thermostated retort is used faster heating can be obtained and the temperature is controlled to prevent overheating.

 

Care of Equipment

 

Before each retorting the following should be done:

1.       Use the spatula to scrape the dried mud from the mud chamber and lid to

assure correct volume.

 

2.     Remove and replace any mud-caked steel wool.

3.    Clean the retort drain tube and condenser with a pipe cleaner.

 

 

THEORY AND CALCULATIONS OF SOLID CONTENT :

The solid phase of a drilling mud units of two components, i.e. (i) High specific gravity solids with a specific gravity of 4.3 and (ii) Low specific gravity solids with a specific gravity of 2.5.

 

The total solids phase, in volume %, is found by the Baroid Oil and Water Retort.

 

The information (data) from the retort test can be used to calculate the average specific gravity of solids, the % of different types of solids, and the % solids by weight in the mud, as shown below:

 

NOTE :

The accuracy of your calculations depends on the retort test data. These care should be taken while running the equipment to ensure good results.

 

CALCULATIONS

 

A-      % oil by volume                             = ml oil x 10

B-      % water by volume                         = ml water x 10

C-       % solids by volume                      = 100 - (ml oil + ml water) x 10

*D-    Grams oil                                       = corrected ml oil x 0.8

E-       Grams water                                   = ml water

F-        Grams mud                                   =  lb/gal mud weight x 1.2

G-       Grams solids                                 =   F- (D+E)

H-       ml solids                                       = 10 - (ml oil + ml water)

I-        Average specific gravity of solids          =

J-      Solids % by weight                          =

K-    High gravity (4.3)  solids % by volume      = (I - 2.5) x 55.6

L-    Low gravity (2.5) solids   % by volume         = 100-K

 

* Corrected ml of oil  = ml of oil

 

 

 

Table 6. 1 :  Specific Gravity and Percent by Weight of Mud Contents

 

Sp. Gr. of Solids

2.6

 2.8

3.0

3.2

3.4

3.6

3.8

4.0

4.3

%by Weight Barite

0

18

34

48

60

71

81

89

100

%by Weight Clay

100

82

66

52

40

29

19

11

0

 

Presentation of Experimental Results

1. Using your calculated results of the average specific gravity of solids, determine the solid content of each of the samples from Table 6.1 (either directly or by interpolation, which ever the is applicable).

2. Present the results of your findings in (1) in an appropriate table.

 

 

 

QUESTIONS ON EXPERIMENT NO. 6

 

(1)      From the results of your experiment in part (A), is there a correlation between the mud weight of the sample and the % sand by volume?

Explain.

 

(2)    What problems are you likely to encounter during drilling operations if you have a high sand content in your drilling mud?

 

(3)   What is the importance of conducting Emulsion Stability tests on drilling fluids?

 

(4)     From the results of your experiment in part (C), which of the samples has the highest clay content?

 

 

 

 

 

 

 

7.    APPENDICES

 

 

7.1.    A PPENDIX  A:         REFERENCES  

 

  1. Manual of Drilling Fluid Technology, NL Baroid/NL Industries Inc. 1979, 3-24, 37-39.
  2. API Specification for Material and Testing for Well Cements, 2nd Edition, API Production Department, Washington D.C., (June 1984). 18-47.
  3. 3.      Simtran Drilling Simulator Operating Manual, Simtran corporation,  Medway, Massachusetts, (July 1980), 1-65

7.2. APPENDIX   B:        FORMAT FOR LABORATORY REPORTS

Laboratory reports should be prepared in a style roughly comparable to that of a research paper. They should be typed, or neatly handwritten, using one side of the page only. While accuracy of data and calculations will account for about 60% of the grade, neatness and clarity of presentation are important and will constitute the other 40%. Use the following format as guide in preparing reports:

7.2.1.   TITLE PAGE

The title page serves as a cover for the report. Its main function is to identify the author and the subject of the report. It should include the following:

       (a)    Course and section numbers

       (b)    Experiment number

       (c)    Title of experiment

       (d)    Name, LD. # and Group #

       (e)    Date experiment was performed

       (f)    Date experiment was submitted

 

7.2.2.   INTRODUCTION

This section should give a brief discussion of the general background and basic theory of the subject in the report. Pertinent equations can be included if any.

7.2.3.   OBJECTIVE OF EXPERIMENT

This should be a brief statement of the purpose of the experiment

 

 

7.2.4.  PROCEDURES

This section should describe the steps used in securing the experimental data. The description must be in sufficient detail so that the reader could repeat the experiment by using this stated account of the procedure. Write what you did and do not repeat the instructions.

 

7.2.5.  RESULTS

The final results obtained from analyzing the raw data of the experiment are (given in this section. These can be presented in tabulated or graphical forms. All tables and figures should be labeled and given sequence of proper identification. All graphs should be made on standard graph paper, with the data clearly connected with smooth curves or straight lines, which ever is applicable. Intermediate data used in obtained the result should not be included in this section.

7.2.6.  SAMPLE CALCULATION

Where a calculation is required in connection with the results of an experiment, one complete sample calculations should be included. The equation used should be indicated and all variables used in the equation should be cited.

7.2.7.  DISCUSSION OF RESULTS

This section is used to explain the data given in the results section. Brief comment should be made on the experimental errors, data reproducibility and

Discrepancies between experimental and theoretical results. A description of the practical application of the results can also be included.

 

 

 

7.2.8.   ANSWERS TO GIVEN QUESTIONS

Answer any questions given at the end of each lab material.                           References and material for these questions can be found in the laboratory manual as well as your course textbook.

 

7.2.9     REFERENCES

The sources of any literature referred to in the report should be listed in order of appearance in the report. This should be in accordance with the standard format used in technical literature. For petroleum engineering subjects, the SPE standards should be adopted and this be arranged as follows:

         (a)   Author's last name followed by his initials

         (b)  The name of the book or article

          (c)   If it is an article, the name and volume of the journal.

                 (d)  If it is a book, the date of publication, publisher and edition

(e)   Page number

 

EXAMPLES:

(a) For a Book:

Katz, D.L., Cornell, D., Kabayashi, R., Poetman, F., Vary, J.A., Elenbass, J.R. and weinaug, C.F.: Handbook of Natural Gas Engineering, McGraw-Hill Book Co. Inc., New York, N.Y. (1959) 10-20.

(b) For a Paper:

Swift, G.W. and Kiel, O.C.: "The Prediction of Gas Well Performance Including the Effect of Non-Darcy Flow," J. Pet. Tech. (July, 1962) 791

 

 

7.3.   APPENDIX C: CLASSIFICATION, COMPOSTION AND PREPARATION OF DRILLING FLUIDS

 7.3.1 . CLASSIFICATION OF DRILLING FLUIDS

7.3.1.1.   WATER BASE FL UIDS:

                  (a)      Fresh water muds - little or no chemical treatment

                         1.       Spud Mud

                                       2.       Natural Muds

               (b)     Chemically treated muds - No calcium compounds added

                                     l.         Phosphate muds

                                       2.     Organic treated muds

                                                        (i) Lignite

                                                        (ii) Quebracho and other extracts

                                                        (iii) Chrome lignosulfonates

 

            (c )      Calcium treated muds

                       l.    Lime

                                    2.  Calcium chloride

                                    3.  Gypsum

          (d)        Salt water muds

                                  1.   Sea water muds

           2.   Saturated salt-water muds

 

                  (e)      Oil - Emulsion Muds (Oil-in-water)

                     Special modifications

                                   1.   Low solids oil-emulsion muds

                                   2.   Low clay solids weighted muds

            3.    Surfactant muds

 

 

 

 

 

7.3.1.2.   OIL BASE MUDS

       (a) Oil base muds

      (b) Inverted Emulsion Muds (water-in-oil)

                     (c)  GASEOUS DRILLING FLUIDS

                                  (i)   Air or Natural gas

               (ii)   Aerated muds

 

 

7.3.2.    COMPOSITION OF WATER-BASE MUD

 

7.3.2.1.            Water-base mud consists basically of:

 

                        (a)  Liquid phase

                                         (i)   Water

                                         (ii)   Oil

                                         ( iii) Emulsion

 

                       (b)   Solids phase - Inert, non-reactive components

                (i)    Sand, silica, limestone, chert, dolomite, etc.

              (ii)   Barite, Galena

 

 

                        ( c)  Colloidal phase - Small particle size

                                           (i)   Non-swelling

                  (ii)  Swelling clay – bentonite

 

                        (d)  Miscellaneous (Chemical phase)

                                           (i) Thinners, lost circulation material, dissolved solids, filtrate reducing agents, surfactants, corrosion inhibitors and other chemicals.

7.3.3 .   LABORATORY PREPARATIONS OF WATER BASE MUD

          1.      Add enough bentonite to calculated amounts of sweet water to give muds of specified densities in ppg. or pcf.

 

         2.     Stir these with the standard mixer for 30 min. After 25 minutes stirring scrape down by lumped material adhering to the spindle or side of the container. Adjust the pH to 9.5 ± 0.1 with either phosphoric acid or a caustic solution as required.

Resume the stirring for the period specified.

        3.      At the end of the stirring time transfer the samples to a sealed jar and age for 24 hrs at room temperature.

        4.      After aging, readjust the pH to 9.5 ± 0.1 as before stir the sample for 5 minutes and test immediately after stirring.

      5.   Measure the mud properties as in the proceeding experiments.

 

 

7.4.    APPENDIX D:  MISCELLANEOUS FORMULAS

     7.4.1.  Hydrostatic Head (Hs)

           (a)   Hs, psi/ft = 0.052 X mud wt., (ppg) or

                Psi = 0.052 X mud wt., (ppg) X depth, (ft.)

           (b)   Hs, psi/ft = 0.00694x(mud wt.,lb/ft3 ) or

                 Psi = 0.00694 X (mud wt., lb/ft3) X depth. ft.

              (c)   To estimate Hs the following rule can be used in the field:

One-half of the mud wt.in ppg is approximately equal to the hydrostatic head in psi 10 ft. or

 

 
   

 

Mud weight (ppg)         = psi/10 ft 2

7.4.2.    Estimation of volume displacement of barite: 15 sacks of Barite will increase the volume of a mud by approximately one barrel.

 

   7.4.3.  Hole Volume:

         Diameter of the hole (inches) squared is approximately equal to the hole          volume in barrel per 1000 ft.

bbl/1000 ft = (D, in)2

 

  7.4.4.  Pit volume, bbls   =  Length(ft) x Width(ft) x Depth(ft)

5.62 ft3/bbl

   Pit capacity bbl/inch = Volume, bbl = bbl/inch Depth, inches

7.4.5.    For laboratory purposes:

                   1 bbl = 42 gal.

                   1 bbl of water = 350 lbs., of water

 

 
   

 

                   1 bbl of water in the field = 350 cc of water in laboratory

 

 

 
   

 

     Therefore,

                   1 gr. / 350 cc  is equivalent to 1 lb./bbl.

                    

                   lb./ft3  =  7.5 * ppg.