سیالات حفاری

معماری فرهنگ قوم لر حفاری وسیالات حفاری تمدن لرستان

 
Dewatering
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:۳٢ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

مقدمه:

در عملیات حفاری به طور کلی حجم زیادی از سیلات پسماند محتوی آلاینده های مختلف وجود دارد ، که درمان و جداسازی بعضی از آنها بسیار مشکل و گران است. Dewatering ، فرآیندی است که طی آن سیالات نه تنها در حفاری با گل پایه آبی ، بلکه در حفاری با گل پایه روغنی نیز تصفیه شده و به حد قابل قبولی برای دفع در محیط زیست می رسد. از این فرآیند در میادین نفتی ایران ، به ویژه در میدان نفتی آزادگان برای درمان آب استفاده می شود. تکنولوژی Dewatering ، یک فرایند توسعه یافته و پذیرفته شده در صنایع مختلف است. فرایند Dewatering دارای مزایایی است ، از جمله :

  • توانایی رسیدن به حد قابل قبولی برای تخلیه
  • یک تخلیه صفر یا سیستم های حلقه بسته ایجاد می کند
  • استفاده از سیالات بازیافت شده برای عملیات رقیق سازی
  • کاهش رد باقی مانده از دکل
  • کاهش هزینه های گل
  • کاهش مصرف آب
  • کاهش هزینه های دفع و حمل و نقل
  • بهبود ROP و خواص گل
  • بهبود تدارکات و آماده سازی در مکان های دور
  • هزینه های پایین تر پروژه
  • بهبود HSE

Dewatering فرایندی است برای جدا کردن عمده ذرات در اندازه های کلوئیدی از یک سیال حفاری یا دیگر سیالات پسماند است. در این فرایند ذرات در اندازه های کوچکتر از 2 میکرونی توسط منعقد کننده ها و لخته کننده ها به صورت توده های بزرگتر در آمده و به وسیله سانتری فیوژها ، از سیال خارج می شود. سیستم Dewatering برای کاربردهای مختلفی استفاده می شود:

  • برای رسیدن به قوانین زیست محیطی سخت گیرانه تر
  • در مکان های کوچک در جایی که فضای مخزن ذخیره برای تولیدات گل محدودیت ایجاد می کند.
  • در مکان های که دارای ذخیره کمی از آب هستیم
  • در مکان های دور افتاده که تدارکات برای دفع و ذخیره مشکل هستند
  • برای کاهش هزینه های سیالات حفاری گران و بازیافت مایع باارزش آنها
  • برای کاهش نیاز به رقیق سازی و هزینه های تخلیه

در این فرایند باید پیش از عملیات ، یک طرح کلی ارائه داد که طی آن هدف خودمان را از پروژه به طور واضح تعریف کنیم. اینکه در پایان فرایند می خواهیم از سیالات بازیافت شده ، مجددا استفاده کنیم یا آنرا درون محیط زیست تخلیه کنیم. تعیین میزان خدمات و تجهیزات مورد استفاده و مقادیر و نوع مواد شیمیایی نیز در قالب این برنامه ریزی قرار می گیرد. همچنین بایستی یکسری تست های راهنما در صورت تغییر نوع گل و یا سازند حفاری شده انجام و افزودنی ها و میزان دز آنها دقیقا اندازه گیری می شود. هدف از این تست ها و برنامه ریزی ها پیش از انجام عملیات ، ایجاد یک درمان شیمیایی موثرتر و اقتصادی تر سیال حفاری است.

پایداری ذرات کلوئیدی :

جامدات در سیال حفاری و آب پسماند به یکی از سه گروه زیر تقسیم می شوند.

-       جامدات محلول   ته نشین نمی شوند و از صافی ها عبور می کنند. مانند، نمک های محلول.

-       جامدات کلوئیدی این جامدات پایدار هستند و به صورت یکنواخت در محل پخش می شوند. در محلول های آبی معمولا دارای بار منفی هستند. ته نشین نمی شوند، ابعاد آنها کوچکتر از 2 میکرون است و با تجهیزات کنترل جامدات استاندارد خارج نمی شوند.

-       جامدات معلق غیر محلولند و می توانند ته نشین شوند. مانند، جامدات حفاری شده (رس) و    افزودنی های گل.

در نتیجه این جامدات در آب پارامتری مهم ، چون کدریت آب مطرح می شود. وجود کدری به دلیل اهمیت عوامل بیماری زا از قبیل ، ویروس ها و باکتری ها بسیار نگران کننده است. کلوئید در محلول کدر حفظ می شوند و پایدار باقی می مانند. ذرات کلوئیدی در آب دارای بار منفی هستند، که یکدیگر را دفع و از تجمع موثر ذرات جلوگیری می کنند و در نتیجه ذرات کلوئیدی پایدار و به صورت مجزا در محلول معلق باقی می مانند(شکل -----) به همین دلیل از منعقد کننده ها به عنوان بی ثبات کننده ساختار ذرات استفاده می کنند و به دنبال آن لخته کننده ها ذرات غیر پایدار را بع یکدیگر متصل  و باعث تجمع آنها می شوند. بی ثبات کردن کلوئیدها توسط منعقد کننده ها و لخته گذاری موفق می تواند باعث ایجاد 4 مکانیزم مختلف شود.

  • خنثی سازی بار :  در این مکانیزم از منعقد کننده های معدنی و پلی مرهای کاتیونی که سد انرژی کمتری برای جذب درون سطح ذرات دارند ، استفاده می شود. در نتیجه بار منفی ذرات را خنثی و نیروهای دافعه را خارج می سازد.
  • تله گذاری کلوئیدی : اگر از منعقد کننده های معدنی (چون آلوم و نمک های آهنی) با میزان دز بالا استفاده کنیم ، این حالت اتفاق می افتاد. آنها تشکیل رسوب های ژلاتینی هیدروکسیدهای فلزی نامحلول را می دهند در نتیجه ذرات کلوئیدی در این شبکه به دام     می افتند و با آنها سقوط می کنند و خارج می شوند.
  • انتقال بین ذرات (Bridging) : منعقد کننده معدنی و پلی مر های آلی با وزن مولکولی بالا می توانند باعث اتصال و چسبیدن ذرات به یکدیگر شوند. در نهایت توده های بزرگی تشکیل می شوند. این مکانیزم اکثرا در Dewatering با مکانیزم خنثی سازی بار استفاده می شود.
  • فشردگی لایه دوتایی : در غلضت بالایی از نمک ها مانند الکترولیت کلرید سدیم ایجاد     می شود. با کاهش یا از بین بردن نیروی دافعه سبب فشردگی لایه بار دار شده اطراف ذرات  می شود. این فرایند در Dewatering مناسب نیست. ولی معمولا در صنعت در جاهایی که یونهای دو و سه ظرفیتی وجود دارند ، مورد استفاده قرار می گیرند.

فرایند Dewatering در یک نگاه کلی :

  • پیش درمان سیال پسماند (رقیق سازی و تنظیم PH)
  • افزودن منعقد کننده ها برای خنثی سازی بارهای منفی و ناپایدار کردن کلوئید
  • هنگام مخلوط کردن منعقد کننده در سیال کلوئیدی میزان برش (سرعت مخلوط کردن) بالا (High Shear)
  • شروع تجمع ذرات با یکدیگر
  • افزودن لخته کننده های پلی مری به منظور تجمع ذرات با فرایندهای اتصال
  • سرعت مخلوط کردن لخته کننده در این بخش پایین ، به منظور جلوگیری از تجزیه توده های تجمع یافته
  • بزرگتر و محکم تر شدن توده های تشکیل شده
  • جدا سازی جامدات تجمع یافته از سیال توسط سانتری فیوژها

انعقاد         Coagulation :

انعقاد فرایندی پیچیده است ، اکثرا با استفاده از هیدرولیز نمک های فلزی چون سولفات آلومینیوم ، کلراید آهن، سا سولفات آهن برای تولید کاتیون های سه ظرفیتی ( Fe+3و AL+3) در محلول آبی انجام می شود. قدرت منعقد کنندگی یک یون وابستگی زیادی به ظرفیت و بار آن دارد. یک کاتیون سه ظرفیتی 10 – 20 برابر موثرتر از یون دو ظرفیتی که خود 30 – 60  برابر موثرتر از یون تک ظرفیتی است. این فرایند طی سه مرحله انجام می پذیرد.

  1. تشکیل منعقد سازها : اکثر منعقد کننده های معدنی در حین و بعد از زمان مخلوط شدن تشکیل می شوند مانند سولفات آلومینیوم . بعضی از آنها مانند آهک به صورت مواد شیمیایی خشک (پودر) مستقیما اضافه می شوند. تعدادی از منعقد کننده ها پیش از اضافه شدن به صورت محلول یا معلق آماده می شوند مانند پلی آلومینیوم (PAC) و پلی آهن کلراید (PIC)
  2. بی ثبات کردن ذرات  : انعقاد یا انباشتگی زمانی اتفاق می افتد، که ذرات کلوئیدی از نظر شیمیایی ، با خنثی سازی بارهای الکترو استاتیکی سطحی شان توسط کاتیون های معدنی ، پلی مرهای کاتیونی و اسیدها ناپایدار شوند. برای تعیین مقدار مناسب برای اضافه کردن تست پایبوت نیاز است. (شکل----------)
  3. پیوند های درون ذره ای: در طول انعقاد باید شرایطی برای پراکندگی یکنواخت و سریع مواد شیمیایی و افزایش فرصت تماس بین ذرات با یک اختلاط سریع (flash mixing  ) ایجاد شود. معمولا فرایند کامل انعقاد در کمتر از یک ثانیه اتفاق می افتد و این به وسیله مخلوط کن استاتیک یا پمپ سانتری فیوژی انجام می پذیرد.

منعقد سازهای متداول :

نمک های فلزی معدنی :

طیف وسیعی از منعقد کننده های معدنی که در Dewatering  و درمان آب مورد استفاده قرار     می گیرند. اکثرا بر پایه نمک های کلراید و منیزیم هستند. از دیگر نمک های متداول می توان به آهک ، سولفات کلسیم و نیترات کلسیم نیز اشاره کرد. در صورت استفاده از این منعقد کننده ها هر چه بار کاتیون بیشتر باشد ، منعقد کننده بهتر عمل می کند. البته بستگی به PH و غلظت مواد افزودنی نیز دارد.

  1. سولفات آلومینیوم :  یا آلوم که بسیار در درمان آب مورد استفاده قرار می گیرد. به صورت پودر خشک یا مایع موجود است. آلوم در آب با هیدروکسیدها و بی کربنات ها واکنش      می دهد. آلوم در PH   5.5 – 7.8  موثر است ، در جایی که هیدروکسید آلومینیوم نسبتا نامحلول است. اما بهترین کارایی آن در PH  6.8 – 7.5  است، جایی که کمترین حلالیت را دارا است. رسوبات هیدروکسید به صورت AL(OH)3>   جامد خارج می شوند. آلوم یک آمفوتر است ، یعنی در محیط های باز و اسیدی محلول است، اما در PH های خنثی نامحلول است(شکل  ------ ) . در محلول های اسیدی و PH  کمتر از 5.5 آلوم تشکیل یک محلول اسیدی قرمز رنگ می دهد. در PH های خنثی یک محلول آبی رنگ با رسوب تیره تشکیل می شود. با افزایش یون هیدروکسیل تشکیل AL(OH)3 نامحلول در PH های متوسط را    می دهد.
  2. کلراید آهن :   بیشتر به صورت مایع یا جامد بی آب در دسترس است. کلراید آهن مایع بسیار خورنده است، و بایستی توسط فلزات خورده شدنی پوشیده می شود. کلراید آهن به عنوان یک اسید در آب برای کاهش قلیائیت عمل می کند. نه تنها به عنوان یک منعقد کننده و لخته کننده عمل می کند، بلکه نقش یک واکنش دهنده برای خارج کردن ناخالصی های آب را نیز ایفا می کند. کلراید آهن موثر تر از منعقد کننده های پایه سولفات به دلیل چگالی بار کاتیونی بیشتر و سفت و مجزا بودن از نظر فیزیکی، است.

دو ویژگی مهم دیگر در صورت استفاده از کلراید آهن یکی توانایی برای تشکیل توده ها در محدوده مختلفی از PH ( شکل ----- ) و دیگری حلالیت بسیار کم هیدروکسید آهن در مقایسه با هیدروکسید آلومینیوم است.

  1. سولفات آهن، Fe+3 و Fe2(so4) : دارای محصولات سف، سرعت ته نشینی توده ها بالا و PH بهینه در محدوده 4-12 است.
  2. سولفات آهن، Fe+2، Feso4 : بصورت ساختارهای آبدار موجود است. نوعی از آن دارای هفت ملکول آب است Feso4.7H2O که زاج مبنی نامیده می شود. برای واکنش سریع نیازمند یون هیدروکسید است واکنش در PHهای بیش از 9.5 اتفاق می افتد.
  3. هیدروکسید کلسیم آهک : آهک معمولاً به یک محیط قلیایی برای ایجاد یک PH بهینه در صورت استفاده از منعقد کننده های معدنی افزوده می شود.

در جدول زیر انواع بیشتری از نمک های فلزی معدنی و توصیه های کاربردی آنها آورده شده است:

 

 

نمک فلزی

فرمول

توصیه ها

کلراید آلومینیوم

ALCL3

استفاده برای خارج کردن فلزات، جداسازی گریس و روغن و شفاف سازی آب

کلرو هیدرات آلومینیوم

AL2(OH)5CL

بیشترین غلظت از PAC هشت ماه عمر مفید

نیترات کلسیم

Ca(No3)2

نیازمند محیط قلیایی کربنات برای تولید یک سوب کربنات کلسیم است

سولفات آلومینیوم آهن

AL2(SO4)3 , Fe2(SO4)3

مخلوطی از آلوم و سولفات آهن در محلول

کلراید آمونیاک کلسیم

5Ca(No3)NH4CL3

مخلوطی از نیترات آمونیاک و کربنات کلسیم

کلراید کلسیم

Cacl2

برای خارج کردن فلزات استفاده می شود، کاهش مواد آلی و درمان آب

هیدروکسید منیزیم

Mg(OH)2

برای کنترل PH استفاده می شود ( حداکثر ---- = PH ) و به کاهش حجم توده ها کمک می کند

سولفات آهن هیدروکسیل دار

Fe5(SO4)7(OH)

جایگزینی مابع برای آلوم خیلی اسیدی و خوانده است

نمک فلزی

فرمول

توصیه ها

کربنات سدیم

هیدروکسید سدیم

هیدروکسید پتاسیم

اسیدسولفوریک

Na2Co3

NaOH

KOH

H2So4

بسیار مورد استفاده برای تنظیم PH و یا ----- کردن

ادامه جدول صفحه قبل

  اثرات غلظت نمک های فلزی :

غلظت کلی نمک فلزی هیدرولیز شده روی فرآیند انعقاد اثر مشخصی دارد. برای مثال غلظت های پایین مقدار کمی از رسوب AL(OH3)، بین 5.8-65 PH، تشکیل می شود. ( شکل ---- ) در 6.1 PA، جایی که مقدار رسوب ---- حداکثر است AL(OH)4- و AL(OH)+2 محصولات اصلی هیدرولیز هستند که بیان کننده بیش از %70 AL کل در سیستم است. در این حالت خطر انتقال AL در سیال خروجی وجود دارد. در غلظت های بالا ( شکل ---- ) حداکثر رسوب AL(OH)3 در PH 4.5-9 است. در این حالت رسوب AL(OH)3 هیدروکسید عمده است. حجم زیادی از رسوب که به صورت نا محلول است تشکیل می شود . خطر کمتری در رابطه با انتقال AL نیز وجود دارد. سیستم بطور کلی ممکن به طرف 4 فاز جدا با افزایش غلظت منعقد کننده ها پیش رود:

فاز1. دز خیلی پایین از منعقد کننده :

در دزهای پایین منعقد کننده، ذرات به صورت باردار منفی و پایدار باقی می مانند. این حالت نشان دهنده واکنش محصولات هیدرولیز فلزی با محل های اتصال فلزی روی سطوح ذره است.

فاز2. میزان دز کافی برای خنثی سازی بار :

هنگامیکه کاتیون های فلزی چون، Fe+3 یا AL+3، کافی باشند، توسط برهم کنش استاتیکی درون ذرات برای خنثی سازی بار و بی ثباتی کردن ذرات کلوئیدی جذب می شوند. انباشتگی صورت می گیرد. بنابراین فرآیند اصلی خنثی سازی بار است. اکثراً محلول مورد نظر اقتصادی است کنترل دقیق میزان دز مورد نظر PH در این بخش ضروری است.

فاز3 افزورن بیش از نقطه الکترو استاتیکی خنثی:

در نتیجه درمان اضافی با منعقد کننده، کاتیون زیادی جذب می شوند. بار خالص روی ذرات کلوئید به بار مثبت تبدیل می شود، و محلول معلق دوباره پایدار می شود در این هنگام که دافعه الکترو استاتیکی از نیروهای جاذبه و اندرواس تجاوز می کند. ( شکل ----- )

فاز4 در غلظت های بسیار بالا :

در این محصولات هیدرولیز رسوب یافته، بری مثال  AL(OH)3 و Fe(OH)3، سنگین، چسبنده و بسیار بزرگترند از ذرات کلوئیدی که در محلول معلق ته نشین می شوند. این فرآیند را معمولاً لخته گذاری روبنده یا تله گذاری می نامند. محلول مورد نظر بسیار موثر به صرفه است. روسوبات آهن و آلومینیوم در این حالت دارای کمپلکس های بزرگ اند که به سرعت ته نشین می شوند. رسوبات پون های فلزی به صورت ترکیبات هیدروکسید خارج می شوند.( شکل ---- )

بنابراین اممکانیزم مختلف، خنثی سازی بار و تله گذاری کلوئید ( لخته گذاری روبنده ) طی این 4 فاز، بسته به PH و غلظت منعقد کننده اتفاق می افتد.

در جدول زیر می توانیم تعدادی از مزایا و معایب منعقد کننده های معدنی را مشاهده کنیم :

 

منعقد کننده های پلی مری :

آنها پلی مرهای کاتیونی با وزن ملکولی نسبتاً پایین هستند. معمولاً به تنهایی کار نمی روند و در ترکیب با منعقد کننده ها یا لخته کننده ها استفاده می شوند. بازدهی شان شدیداً به طبیعت ذرات منعقد شده، مقدار ذرات موجود، و میزان آشفتگی در طول انعقاد بستگی دارد. دارای فرآیندی ساده اند زیر که خنثی سازی بار تنها مکانیزو انعقاد است. در این فرآیند میزان دز پلی مر امری بحرانی است. اگر محلول بیش از اندازه درمان شود، بار ذره معکوس و به مثبت تبدیل می شود، و در نتیجه باعث پایداری مجدد ذره کلوئیدی می شود.

دو نوع متداول از منعقد کننده های پلی مری از گروه آمین های چند جزئی هستند؛ epi-DMA و Poly DADMAC. هر دو به صورت محلول آبی هستند. آمین های چهار جزئی شامل یک اتم نیتروژن که به چهار اتم کربن متصل شده است و دارای یک بار مثبت است.

 

 

مزایا و معایب منعقد کننده های پلی مری :

مزایا

معایب

میزان دز پایین تر از منعقد کننده های معدنی ( بیش از %90 کمتر )

به میزان دز های غیر دقیق حساس اند. درمان مضاعف دوباره کلوئید ها را پایدار می کند.

حجم پایین تر توده ها ( %50-%90 ) نسبت به مواد معدنی

توده ها راحتر آبگیری می شوند

تمیزی پساب معمولاً کمتر از منعقد کننده های معدنی است. برای NTu<0 نیاز به استفاده از منعقد کننده های معدنی است.

به PH حساس نیستند

بدون جامدات اضافی

برای خارج کردن مواد آلی ( سیال پلی مر دار ) مناسب نیست. در این صورت باید از منعقد کننده های معدنی استفاده کرد.

بدون انتقال فلزات

جدول مزایا و معایب منعقد کننده های پلی مری

عوامل موثر بر انعقاد سیالات یا پسماندهای حفاری :

-1 نوع سیال حفاری : سیالات حفاری با افزودنی های مختلف که هر کدام برای کنترل و حفظ خواص مورد نیاز هستند موجود است. که این افزودنی ها بسته به شرایط چاه و سازند حفاری شده اضافه می شوند. علاوه بر این کنده های حفاری نیز ممکن باعث تغییرات در خواص فیزیکی و شیمیایی سیال شوند. بنابراین ماهیت کنده های حفاری و افزورنی های سیال ممکن فرآیند انعقاد را تحت تأثیر قرار دهد. به طور مثال، پراکنده سازها و تیزه ها که برای کنترل ویسکوزیته بکار می روند، به طور مستقیم با انعقاد مخالف می کنند. نمک ها و آنیوین های دو و سه ظرفیتی PH بهینه را به میزان کمتر تغییر دهند و ویسکوزی فایرها از تشکیل توده و ته نشینی آنها ممانعت به عمل می آورد.

-2 PH : PH عامل بسیار مهم و با اهمیت در فرآیند انعقاد است. زیرا بر روی بار سطحی ذرات کلوئیدی، منعقد کننده ها و ذرات انباشته شده اثر می گذارد. و همچنین بر روی حلالیت منعقد کننده تأثیر گذار است.

-3 میزان انرژی مخلوط کردن : منعقد کننده ها نیاز به اختلاط سریع برای اطمینان از انتشار کامل مواد شیمیایی دارند. معمولاً یک دقیقه اختلاط با مقدار g، 300 s-1 متداول است.

-4 مقدار جامدات :  مقدار جامدات یک رابطه ی خطی با میزان دز منعقد کننده مصرفی دارد. در صورتی که مقدار جامدات بیش از %5 شود باید میزان دز منعقد کننده را نیز افزایش داد.

-5 انتخاب منعقد کننده : انتخاب منعقد کننده موثر یک عامل مهم و بحرانی است. این کار به وسیله جار تست تعیین می شود.

لخته شدگی Flocculation :

لخته کنندگی معمولاً به دنبال انعقاد انجام می گیرد و به این صورت تعریف می شود که، اتصال یا تجمع شیمیایی و فیزیکی ذرات منعقد شده درون ساختار سه بعدی متخلخل طی این فرآیند لخته کننده ها با یک اختلاط آهسته به ذرات تا زمانیکه مجزا شوند و تشکیل توده های معلق دهند، اضافه می شوند. پس از اینکه پلی مرها با زنجیره طولانی ذرات را گرفتند و توده ها به اندازه کافی بزرگ شدند، جداسازی مایع از جامدات تجمع یافته توسط سانتری فیوژها صورت می گیرد. پلی مرهای سنتری مورد استفاده در لخته کنندگی دارای وزن ملکولی بالا هستند و بسته به نوع بار روی زنجیره پلی مری شان به سه دسته آنیونی، کاتیونی و غیریونی تقسیم می شوند. ( شکل ------ )

 

مکانیزم لخته شدگی :

لخته گذاری اتصالی، با استفاده از پلیمر با وزن ملکولی بالا، فرآیندی پیچیده است. توده های تشکیل یافته در نتیجه اتصال پلی مری به متغیرهایی چون، وزن ملکولی پلی مر، روش و سرعت اختلاط با سیال کلوئیدی و غلظت نسبی پلی مر و ذرات بستگی دارد. فرآیند لخته کنندگی درون دو فاز صورت می گیرد. فاز ول که مرحله ای بحرانی در فرآیند است، جذب ذره به سطح ذرات کلوئیدیست. فاز دوم وارفتگی پلی مر درون سطح ذرات برای پوشش سطح است، که در نهایت باعث تشکیل توده ها می شود. جذب پلی مر درون ذرات کلوئید ممکن است به خاطر بارهای مخالف سطح ذره با پلی مر یا به دلیل زنجیره های هیدروژنی که اغلب در پلی مرهای غیریونی دیده می شود، صورت گیرد. ابته اگر بارها نیز همنام باشند، به دلیل ساختار ناهمگن روی سطح جامدات، جذب می شوند. ولی در این حالت توده ها حالتی ------ دارند. تشکیل توده ها براساس دو فرضیه است یکی چسبیدن پلی مر همزمان به دو ذره با دو انتهای خود که این تئوری عملاً غیر محتمل است، زیرا ملکول پلی مر خطی نیستند. ( شکل ----- ) دیگر فرضیه چسبیدن پلی مر از چند نقطه به سطح ذره است در این صورت ملکول پلی مر کاملاً روی سطح جذب می شود. این احتمالاً در غلظت های بالای پلی مر اتفاق می افتد. این تئوری پذیرفته تر است. ( شکل ----- )

 

فاکتورهای موثر در لخته کنندگی :

-1 میزان دز پلی مر : یک میزان بهینه برای دز لخته کننده وجود دارد، که بیشتر از آن باعث کاهش بازدهی می شود. این دز بهینه از میزان ته نشینی در جای تست تعیین می شود.

-2 PH : PH یک عامل مهم در لخته کنندگی است. PH بالا می تواند چگالی بار و حلالیت پلی مر را افزایش دهد. پلی مرهای آنیونی در PH پایین چگالی شان از دست می رود.

-3 غلظت ذرات کلوئیدی : میزان جامدات زیاد در لخته گذاری ایجاد مشکل می کند و باعث افزایش غلظت لخته کننده می شود مخصوصاً زمانی که ذرات بیش از %5 حجمی باشند. براساس (شکل ----- ) مقدار لخته کننده از 325 ppm در %4.85 حجمی جامدات به 600 ppm در %5.1 می رسد.

-4 وزن مولکولی : در پلی مرهایی با وزن مولکولی پایین، درجه لخته کنندگی با افزایش پلی مر کاهش می یابد. در پلی مرهایی با وزن مولکولی بالا مقدار جذب بیشتر است و میزان دز بهینه و ته نشینی با افزایش وزن مولکولی افزایش می یابد.

-5 اثر سرعت اختلاط : یک انرژی و سرعت پایین در لخته کنندگی نیاز است. هنگامی که توده ها بزرگ می شوند برای برش مستعدند، و اگر سرعت کاهش یابد تغییر حالت نمی دهند.

-6 نقطه افزورن پلی مر : نقطه افزورن دقیق پلی مر عاملی بحرانی است. این عامل به پلی مر، سیال پردازش و نوع سانتی فیوژ بستگی دارد. ( شکل ------ )

لخته کننده های پلی مری و انواع بار آنها :

پلی مرهای مورد استفاده در فرآیند لخته کنندگی براساس بار باقی مانده روی پلی مر از محلول به سه دسته تقسیم می شوند :

پلی مرهای غیریونی : یک گروه یونی ساده ندارند. به آرامی بار دار می شوند. یک نوع از آنها پلی اکریل آمیدها ( PAA ) هستند. کاربردی شبیه به پلی مرهای آنیونی دارند.

پلی مرهای آنیونی : این نوع پلی مرها می توانند از اختلاف چگالی بار بین یک پلی مر غیر یونی و پلی مر آنیونی خیلی قوی ساخته شوند. چگالی بار متوسط آنها بسیار مفید است. لخته کننده های متداولی هستند و اکثرا از دو مونومر اکریلیک و اکریل آمید ساخته می شوند. پلی مرهای آنیونی قادرند ذرات لخته شده بزرگ ایجاد کنند. معمولاً به همراه منعقد کننده های معدنی استفاده می شوند. در گل های پایه نشاسته ای و گل های بنتونایتی، لخته کنندگی موثری از خود نشان می دهند.

پلی مرهای کاتیونی : این نوع پلی مرها دارای محدوده گسترده ای به لحاظ نوع، چگالی بار و وزن مولکولی هستند. ای نوع پلی مرها ممکن نیازی به منعقد کننده ها نداشته باشند. در انواع گل ها نمکی       ( KCL، Nacl و آب دریا ) بیشتر مورد استفاده قرار می گیرد.

انواع پلی مرها :

-1 پلی مرهای پودری شکل :

 این نوع پلی مرها به شکل پودرهای دانه ای سفید رنگ هستند و بسته به روش ساختشان دارای مدت نگه داری بیش از یک سال هستند. کنش ---- بالا و در حدود %80 - %90 دارند. از آنجا که مرطوب کردن آنها مشکل و حل شدن آنها آرام است باید قبلاً مرطوب شوند. زمان ---- شدن آنها حداقل 30 دقیقه است.

-2 پلی مرهای مایع :

کنترل آنها بسیار آسانتر از پلی مرهای پودری خشک است و نیازی به پیش اختلاط ندارند. عمر مفیدشان 1-2 سال است. متداول ترین آنها پلی آمین ها، آمین های رزیتی و Poly DADMAC هستند. تنها در وزن های ملکولی پایین تا متوسط به دلیل محدودیت های ویسکوزیته ( 0 – 600 ---- ) موجود هستند. در صد فعالیتشان %6 - %50 است. وزن مخصوص 1.01 – 1.18 و PH شان معمولاً اسیدی است                 ( PH 4 – 6 ) (شکل ------- )

پلی مرهای امولسیونی :

در این حالت ذرات پلی مر در روغن پخش می شوند. دارای وزن مولکولی بسیار بالایی هستند. محدوده جامدات کل در آنها %28 - %52 است. 6 – 9 ماه عمر مفید یا مدت نگه داری آنهاست. اغلب قبل از استفاده باید در آب مخلوط یا فعال شوند. فعال سازی آنها دو مرحله دارد : وارونگی امولسیون و کهنه شدن محلول.

وارونگی در آب امولسیون ابتدا درون قطرات نفت مجزا پراکنده می شود. این فرآیند در زمان کوتاه و با سرعت اختلاط بالا صورت می گیرد و پلی مرهای هیدرولیز شده جزیی را رها می کند و اجازه می دهد آنها درون آب پخش شوند.

وارونگی کامل فرآیندی پیچیده و شامل چند مرحله است، پراکندگی، بار کردن، انفجار و رها سازی. در نهایت امولسیون به صورت قطرات ریز نفت پراکنده در آب معکوس می شوند.

کهنگی محلول : زمان برای مولکول پلی مر که از حالت مارپیچ خارج شود ایجاد می کند، که با یک سرعت پایین و میزان برش کم یا حالت خاموش انجام می شود. اکثر امولسیون ها در مدت 20 – 30 دقیقه کاملاً فعال می شوند اگر تماماً معکوس شوند. ( شکل ---- )

 

لخته کنندگی سیالات پایه روغنی :

گل های پایه روغنی دارای امولسیون معکوس هستند که در آنها نفت فاز پیوسته یا خارجی و آب فاز گسسته یا داخلی است. میزان آب در این گل ها به بیش از %50 نیز می رسد. مکانیزم لخته کنندگی در سیالات پایه روغنی متفاوت از سیالات آبی است. در اینجا براساس خاصیت تر شوندگی پلی مرهای آبدوست به جامدات آبدوست نظیر، باریت و جامدات حفاری شده می چسبند. برا ی تغییر تر شوندگی جامدات در این نوع سیالات ممکن از سورفاکنانت ها استفاده کنند.

سورفاکنانت ها همچنین پایداری امولسیون را کاهش می دهند. موفقیت لخته گذاری در گل های پایه روغنی زمانی اتفاق می افتد که دانسیته گل به کمتر از 0.95 sg و در صد آب نیز کاهش یابد. به ای منظور از تکنولوژی احیا ------------؟؟؟؟؟

 

تست پایلوت:

هدف از تست پایلوت تعیین درمان شیمیایی موثرتر و اقتصادی تر برای سیستم سیال مورد نظر به خصوص زمانی که هیچ سابقه ای از سیال Dewatering شده در دست نداریم. پس از انجام تست های راهنما ، نتایج را بایستی طبقه بندی کنیم. مهم ترین تست پایلوت جارتست است. این آزمایش سریعترین و مقرون به صرفه ترین روش برای دست یابی به اطلاعاتی معتبر از متغیرهایی است که بر Dewatering ، فرایند درمان و پارامترهای طراحی تاثیر می گذارد. دستگاه این آزمایش شامل چندین همزن ، چند شیشه (Jar) یا بشر پلاستیکی و یک موتور برای به حرکت درآوردن همزمان آنها است. این تست برای ارزیابی منعقدکننده ها و لخته کننده ها و تعیین متغییرهای مختلفی چون سرعت اختلاط ، طول مدت همزدن ، نوع و مقدار ماده منعقد کننده و لخته کننده ، PH ، دما و ..... پیش از انجام فرایند است. در هر بار انجام تست تنها باید یک متغییر مورد ارزیابی قرار گیرد. جار تست نشان داده شده در شکل ------ برای تست همزمان 6 سال طراحی شده است. مثلا اگر بخواهیم بهترین دز از منعقد کننده را برای گل خاصی مشخص کنیم ، کافی است که در هر یک از بشرها حجم مساوی از گل نمونه و آب رقیق کننده ریخته و مقادیر مختلفی از منعقد کننده مورد نظر را در هر یک از بشرها بریزیم و موتور را روشن کنیم تا اینکه همزن ها شروع به کار کنند. پس از گذشت مدت زمانی معینی موتور را خاموش و اجازه می دهیم ذرات درشت تر شروع به ته نشینی ، زلال بودن محلول نهایی و نیز حجم لجن تولید شده در هر یک از بشرها می تواند به آزمایشگر کمک کند که نتیجه بگیرد، کدامیک از دزهای منعقد کننده مناسب اند.

خروج جامدات لخته شده توسط سانتی فیوژها :

در محل دکل در صورت استفاده از فرآیند Dewatering همواره یک سانتری فیوژ مخصوص برای جدا سازی ذرات لخته شده از مایع وجود دارد. طبق شکل ... ( فصل 5 ) ، پس از ورود سیال به دلیل اختلاف سرعت بین کاسه و پره های نقاله ( ∆RPM ) ، جامدات از بخش بالایی سانتری فیوژ و مایعات از بخش پایینی خارج می شوند. البته سانتری فیوژها به طور معمولی در محل دکل یکی از تجهیزات کنترل جامدات استاندارد هستند. ولی در فرآیند Dewatering  میزان خارج سازی جامدات آنها به دلیل لخته شدگی بیشتر از حالت معمولی است. مرحله جداسازی ذرات در عملیاتDewatering ، توسط سانتری فیوژهای سر ریزی طولانی است و معمولاً حدود 99% زمان جداسازی در این بخش صورت می گیرد. به فرآیند جداسازی انواع سیالات توسط سانتری فیوژها در فصل دوم به طور کامل پرداخته شده است.

سیستم Dewatering و اجزای آن :

هدف کلی سیستم Dewatering پردازش پسماند حفاری است. کاربردهای مختلفی دارد :

(i)                کاهش حجم پسماند مایع تولیدی

(ii)              بازیافت سیال به سیستم فعال گل

(iii)            دفع بهینه

(iv)            رها سازی به روش ایمن و به صرفه تر در محیط زیست

هدف عمده کاهش هزینه های چاه است. بسته به فاکتورهایی چون حجم سیال درمانی، آب و هوا، حمل و نقل و نوع پلی مرهای مورد استفاده، طرحهای مختلفی از سیستم Dewatering وجود دارد.

به طور کلی هر واحدی Dewatering سه بخش اصلی دارد:

a)     سیستم اختلاط و ذخیره برای انعقاد و لخته کنندگی

b)    سیستم تحویل دهی برای افزودن مواد شیمیایی به سیال مورد پردازش

c)     سیستم جداسازی برای خارج کردن جامدات تجمع یافته از مایع ( شکل فصل 6 )

سیستم اختلاط :

این بخش دارای مخازن پیش مخلوط و مخلوط کن های مختلف است. سرعت اختلاط فرآیندهای انعقاد و لخته شدگی متفاوت است. یک انعقاد بهینه زمانی رخ می دهد، که واکنش سریع و در ثانیه و با ایجاد یک حالت آشفتگی باشد. در مقابل لخته شدگی، فرآیندی آرام است تا اجازه تجمع ذرات منعقد شد، کوچک را به توده های برارگستر دهد. یک فرآیند لخته کنندگی به انتخاب صحیح زمان بهینه اختلاط، شدت اختلاط بهینه و شکل مناسب مخزن برای اختلاط یکنواخت بستگی دارد. زمان ناکافی اختلاط باعث یک لخته شدگی ضعیف و زمان اختلاط اضافی باعث تجزیه توده ها می شود. یک آماده سازی نامناسب پلی مر روی دزوکارایی پلی مر مورد نیاز در فرآیند Dewatering تأثیر می گذارد و به موجب آن افزایش شدید هزینه استفاده از پلی مرها در پروژه را باعث می شود. معمولاً ممکن پیش از افزودن منعقد کننده ها و لخته کننده ها به سیال مورد نیاز پردازش یک پیش اختلاط انجام می دهند، که بیشتر برای پلی مرهای جامد انجام می شود. در این حالت برای مخلوط کردن پلی مر و آب، حداقل 30 دقیقه زمان هم زدن برای آب دهی مناسب و آزاد سازی زنجیره های آزاد لازم است.

فرآیند انحلال پس از پیش مخلوط باید یک آشفتگی مناسب داشته باشد برای :

-1 حفظ ذرات در سوسپانسیون، برای جلوگیری از ته نشینی درون لایه ژل مانند بدون حرکت روی کف مخزن ترکیب

-2 کمک به آزاد سازی زنجیره های پلی مری آزاد

-3 کاهش اندازه ذرات ژله ای شده به منظور افزایش میزان آزاد سازی زنجیره های آزاد.

به طور کلی اختلاط منغقد کننده ها در سرعت زیاد ( high shear rapid mixing ) و اختلاط لخته کننده ها در سرعت پایین ( low shear mixing ) صورت می گیرد.

سیستم تحویل دهی:

این سیستم به منظور تحویل مواد شیمیایی به درون سیال یا سیالات لخته شده به سمت تجهیزات جدایش به کار گیری می شود. کلیری شلنگ و پمپ های تصاعدی یا مونو پمپ است. این سیستم برای اطمینان از پلی مرها در نقطه بهینه لخته کنندگی و همچنین یک آشفتگی مناسب، پیش از ورود به سانتری فیوژ است.

این نقطه بهینه افزورن، بستگی به طراحی سانتری فیوژها و اینکه چطور عمل می کنند، و نوع سیال مورد پردازش دارد. این نقطه افزورن می تواند اگر سرعت سانتری فیوژ آرام، منطقه تغذیه پیش از سانتری فیوژ و اگر سرعت سانتری فیوژ بالا معمولاً در محفظه جدایش برای ورود به حوض به صورت جداگانه و مخلوط شدن خوراک باشد. این از آسیب به زنجیره های پلی مری و تجزیه توده ها جلوگیری می کند. پمپ های مورد استفاده در این سیستم باید از نوع جابجایی مثبت و غیر برش، برای جلوگیری از تجزیه پلی مر ها و ایجاد یک برش ثابت مستقل از هد سیال روی پمپ ها باشد. به هیچ وجه نباید از پمپ های سانتری فیوژی استفاده کرد. بیشتر از پمپ های کاویتی تصاعدی یا مونو پمپ ها استفاده می شود.

نقطه افزورن لخته کننده :

بسته به بازدهی فرآیند لخته کنندگی، نیازمند تغییر زمان بین افزورن پلی مر و جداسازی توده ها هستیم. اگر این زمان کافی نباشد، ساختار توده ها کامل نمی شود و یک لخته کنندگی ضعیف خواهیم داشت. این زمان توسط تست های پایلوت محاسبه می شود. معمولاً چندین نقطه افزورن لخته کننده برای تغییر زمان مناسب وجود دارد:

  • سمت مکش پمپ تغذیه سانتری فیوژ
  • سمت تخلیه پمپ تغذیه سانتری فیوژ
  • مستقیماً درون گلوگاه یا کاسه سانتری فیوژ
  • یک یا چند نقطه بین پمپ تغذیه و سانتری فیوژ

نقطه افزورن لخته کننده مرحله بسیار بحرانی است که باری اطمینان از موافقیت باید چک شود.               ( شکل ------ ) زمان توقف سیال درون پمپ در این شرایط، بسیار مهم است.

سیستم جدا سازی :

متداول ترین تجهیزات جداسازی ذرات کلوئیدی لخته شده، سانتری فیوژ سرریزی است. حدود 99% زمان عملیات Dewatering در این مرحله سپری می شود. معمولاً میزان دبی برای سانتری فیوژ          15 – 35 GPM  و در هر روز 500 – 1200 شبکه است. عوامل مختلفی بر روی عملکرد سانتری فیوژ  اثر می گذارد. از جمله می توان به دبی خوراک ورودی، سرعت چرخش عمق حوض، میزان منعقد کننده و لخته کننده مورد استفاده و حوض ذرات توده شده چون اندازه، مشکل دانسیته و ویسکوزیته سیال اشاره کرد.     ( شکل ها ---------- )

پساب خروجی از Dewatering :

سیال خروجی از سیستم  Dewatering می تواند :

  • به سیستم فعال گل برگردد
  • استفاده برای رقیق سازی و یا مخلوط کردن با گل جدید
  • استفاده مجدد در Dewatering به عنوان سیال رقیق سازی
  • درمان بیشتر برای رسیدن به استانداردهای تنظیمی استاندارد برای رها سازی در محیط زیست

کیفیت پساب خروجی کاملاً بستگی به موارد فوق دارد. اگر دوباره برای استفاده در گل یا Dewatering باز گردانده شود، نیازی به سیال تمیز نیست. در نتیجه هزینه درمان شو پتانسیل انتقال منعقد کننده و لخته کننده کاهش می یابد. اما اگر هدف تخلیه در محیط زیست باشد، نیازمند مطابقت با قوانین دولتی و درمان اضافی برای شفاف کردن، خارج کردن فلزات سنگین، از بین بردن کدریت و دیگر آلودگی هاست، که در نتیجه باعث افزایش هزینه های درمان می شود. ( مقادیر -------- )

مسائل اقتصادی در Dewatering :

اگر چه Dewatering می تواند یک صرفه جویی 40% در هزینه سیال داشته باشد، اما استفاده از آن در همه جا مقرون به صرفه نیست. به طور مثال اگر گل از زیست محیطی مخرب پایین داشته و ارزان قیمت باشد، استفاده از Dewatering مقرون به صرفه نیست و اقتصادی تر این است که گل را بدون درمان کردن دفع کنیم.

هزینه ها و آنچه باعث صرفه جویی احتمالی در هزینه ها می شود، بایستی به دقت مورد توجه قرار گیرند.

-1 صرفه جویی هزینه سیال حفاری: با دانستن و تخمین حجم سیال تولیدی در محل دکل، این امکان خواهد بود که صرفه جویی هزینه های موجود با dewatering را تخمین زد.

-2 هزینه دفع مایعات: صرفه جویی این هزینه ها از طریق کاهش حجم گل، یک تأثیر عمده و مستقیم بر روی هزینه های دفع خواهد داشت.

-3 هزینه دفع جامدات: ثابت شده در صورت استفاده از واحد Dewatering هزینه دفع جامدات کاهش می یابد. به طور کلی انتخاب و طراحی مناسب سیال با توجه به ویژگیهای زمین شناسی محل بر روی حجم جامدات تولیدی، پایداری دیواره چاه، کاهش Woshsut و کاهش اثرات برخورد چاه و گل تأثیر دارد.

-4 هزینه های تدارکات و حمل و نقل: هزینه های انتقال در نواحی دور دست و در جاهایی که       هزینه های حمل و نقل بالاست، محدودیت هایی روی مقدار آب موجود در دسترس ایجاد می کند. به همین خاطر در این گونه محل ها برای کاهش هزینه ها آب تا آنجا که امکان دارد بازیافت می شود.

-5 هزینه سیال تمیز خروجی ( Centrate ): اگر سیال خروجی از Dewatering دارای فرمول گرافی باشد ( مانند گلیکول و آب شور اشباع )، بازیافت مایع شدیداً مقرون به صرفه است.

-6 تجهیزات کنترل جامدات: بازدهی تجهیزات خروج جامدات کلی به طور قابل توجهی با استفاده از سیستم Dewatering افزایش می یابد.

-7 هزینه های محل چاه: استفاده از Dewatering به دلیل داشتن مخازن ذخیره کوچک برای ساختن، هزینه های کلی محل چاه را کاهش می دهد.

مقایسه هزینه برای Dewatering در برابر روش های نرمال :

برای تعیین میزان مقرون به صرفه بودن یک سیستم حلقه بسته Dewatering ، بایستی هزینه هایی را که در صورت استفاده نکردن از Dewatering به وجود می آیند، تحلیل کنیم.

(i)                     انتخاب تجهیزات کنترل جامدات که تعیین کننده هزینه هاست. بازدهی سراسری تجهیزات برای چگونگی خارج شدن بیشتر جامدات حفاری شده پیش بینی می شود.

(ii)                   محاسبه جامدات کل در هر فاصله ای که تولید می شوند. بایستی میزان جامدات جدا شده توسط تجهیزات کنترل جامدات و هزینه های دفع آنها تعیین شوند. جامدات تولید شده خشک نخواهند بود، زیرا که مقداری مایع بسته به نوع و اندازه جامدات به آنها متصل هستند. جامدات ریزتر به دلیل مساحت سطحی بیشتر دارای فاکتور مرطوبیت بیشتر و در حدود 50% حجمی مایع هستند.

(iii)            حجم های رقیق سازی شده مورد نیاز برای حفظ درصد جامدات حفاری شده در حد مطلوب محاسبه می شود. هزینه های سیستم Dewatering شامل تجهیزات، پرسنل و مواد شیمیایی مورد استفاده در فرآیند لخته گذاری است. هزینه پرسنل و تجهیزات نسبتاً ثابت، ولی هزینه مواد شیمیایی مورد استفاده متغیر است این هزینه ها بسته به غلظت مواد شیمیایی و هزینه تولید آنها متفاوت است. افزایش درصد جامدات مخصوصاً در غلظت های بیش از 5% و همچنین نوع سیستم سیال حفاری باعث افزایش و تغییر غلظت لخته کننده های مورد استفاده می شود.

(iv)             میزان هزینه های دفع جامدات در صورت استفاده از سیستم Dewatering به آرامی افزایش    می یابد، چنانچه جامدات زیادی از گل خارج شوند.

(v)                    بازیافت یک پساب خروجی گران می تواند صرفه جویی اقتصادی داشته باشد. اگر سیستم سیال آب شیرین باشد، که ارزان و در دسترس است، نیازی به سیستم Dewatering نیست ولی پساب خروجی شامل نمک، گلیکل، یا پلی مرهای گران باشد، بازیافت مایع توسط واحد Dewatering می تواند بسیار اقتصادی باشد.

هزینه های نظارتی Dewatering و بازدهی :

این هزینه ها به صورت دلار ($) برای هر شبکه پردازش شده گل حساب می شود ( $/bbl )، فاکتورهایی در تعیین سودمندی هزینه کل شرکت دارند، عبارتند از a) هزینه تجهیزات Dewatering، مواد شیمیایی و پرسنل b) حجم مایع پردازش شده.

گاهی اوقات که حجم فرآیند و اندازه چاه کاهش می یابد، هزینه Dewatering افزایش می یابد. در بعضی مراحل کاملاً مشهود، که هزینه Dewatering از هزینه دفع خیلی بیشتر است. باید توجه داشت که هرچه فاصله یا عمق بیشتر می شود، سایز چاه کوچکتر می شود و در نتیجه گل گروئی پایین تر می آید. مثلاً در شکل ... ( شکل ------ ) نقطه ای که هزینه های Dewatering پایان حد فاصل 3 است. ادامه فرآیند گل در حد فاصل 4 سبب گرانی بیشتر نسبت به دفع مایع می شود. در این حالت دو نکته قابل تأمل است : 1) قطع و توقف عملیات Dewatering 2) قرار دادن واحد در حالت انتظار تا زمانی که حجم کافی تضمین کننده فرآیند  Dewateringجمع شود.

 

 

مقایسه هزینه های  Dewatering سیال پایه روغنی و پایه آبی :

در سیالات پایه آبی بیشترین هزینه ها مربوط به افراد و تجهیزات است و هزینه درمان شیمیایی نسبتاً پایین است. اما در سیالات پایه روغنی هزینه افراد و تجهیزات مانند گل های پایه آبی است، ولی هزینه درمان شیمیایی بالاست.

عملیات dewatering کارایی خود را به لحاظ اقتصادی در قاره اروپا با کاهش هزینه های دفع تا 80% نشان داده است. ( شکل --- )

دستور العمل های راجع به درمان Dewatering چند سیال حفاری :

در یک تست چند نوع سیال حفاری را توسط منعقد کننده های آلی و معدنی و لخته کننده های پلی مری، طی فرآیند Dewatering مورد آزمایش قرار گرفتند که نتایج آن برای استفتده میدانی جالب توجه است.

در این آزمایش برای هر سیال از %80 آب رقیق سازی و %20 گل نمونه استفاده شد. غلظت منعقد کننده های معدنی %1 حدود 10 mg برای 1 ml بود، که غلظت نهایی آن در 20 ml گل نمونه 500 ppm یا 500  برای گل نمونه بود.

مواد شیمیایی مورد استفاده :

منعقد کننده های معدنی ( %1.0 )                               منعقدکننده های پلی مری ( %0.2 )

سولفات آلومینیوم                                                    پلی آمین

کلراید آلومینیوم                                                      پلی دی اکیل –  دی متیل – آمونیوم کلراید

کلراید آهن                                                           ( Poly DADMAC )

سولفات آهن

آهک

ژیپس ( سولفات کلسیم )

لخته کننده های پلی مری :

پلی مرهای آنیونی با چگالی بار -30، -10، -5 : AP(-30)، AP(-10) و AP(-5)

پلی مرهای کاتیونی با چگالی بار +10، +30، +60 و +80 : cp(+10)، cp(+30)، cp(+60)، cp(+80)

پلی مر غیر یونی : NP(0)

گل های آزمایش شده :

-1 گل بنتونایتی آب شیرین spud

-2 گل لیگنوسولفونایت پراکنده

-3 گل پلی مری KCL

-4 گل KCL PHPA

-5 گل ultradril آب شیرین

-6 گل Nacl اشباع

در جدول زیر خواص ابتدایی این شش گل آورده شده است.

     خواص گل

نوع گل

MW

(ppg)

T

(0F)

600

rpm

300

rpm

200

rpm

100

rpm

6

rpm

3

rpm

PV

(cp)

Yp

(lb/100ft2)

10

ثانیه

10

دقیقه

PH

صافاب

(ml)

Spud

9

120

30

19

15

10

2

2

11

8

4

12

8.5

15.8

لیگنوسولفونات

12

120

65

38

30

20

5

4

27

11

5

7

11.9

3.6

KCL

10.5

120

39

25

17

11

3

2

14

17

3

3

9.3

7.4

KCL PHPA

12

120

68

45

36

24

6

4

23

22

5

18

8.9

6

Ultradril

12

120

66

41

32

21

5

4

25

16

5

7

9.6

4.6

Nacl

12

120

58

38

30

20

6

4

20

18

5

10

10.6

5.8

 

نتایج Dewatering بدست آمده :

راهنمای جداول

شفافیت آب : ت = تیره، ش = شفاف، ک ت = کدر تیره،

اندازه توده های تشکیل شده : ک = کوچک، م = متوسط، ب = بزرگ، ح = حجیم

سرعت تشکیل توده ها / سرعت ته نشینی توده ها: آ = آرام، م = متوسط، س = سریع

-1 گل نبتونایتی نشاسته دار آب شرین

گل spud آب شیرین (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده

%1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی (ml)

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

ـــــــ

CP(+10)

ـــــــ

7

20

ح

س

س

ش

ـــــــ

CP(+60)

ـــــــ

8

20

ح

س

س

ش

ـــــــ

CP(+80)

ـــــــ

9

20

ح

س

س

ش

 

گل spud آب شیرین (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

پلی مر %2

پلی مر %2

پلی مر مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

پلی آمین

AP(-10)

3

1

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

AP(-5)

3

2

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

NP(0)

3

3

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

CP(+10)

3

2

20

ب

س

س

ش

پلی آمین

CP(+30)

3

3

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

CP(+80)

3

4

20

ح

س

س

ش

پلی DAPMA

AP(-10)

2

1

20

ح

س

س

ک ت

پلی DAPMA

AP(-5)

2

1

20

ح

س

س

ش

پلی DAPMA

NP(0)

2

2

20

ح

س

س

ش

پلی DAPMA

CP(+10)

2

1

20

ب

س

آ

ش

پلی DAPMA

CP(+10)

2

2

20

ب

س

آ

ش

پلی DAPMA

CP(+30)

2

2

20

ح

س

س

ش

 

  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی به تنهایی کارایی ندارند.
  • پلی مرهای غیریونی و آنیونی به تنهایی کارایی ندارند.
  • پلی مرهای کاتیونی با چگالی بار +10، +60 و +80 به ترتیب با غلظت 700، 800 و 900 ppm کارایی خوبی دارند.
  • منعقد کننده های معدنی به همراه لخته کننده های پلی مری کارایی ندارند. ولی منعقد کننده های پلی مری و لخته کننده های پلی مری با یکدیگر عمل می کنند.
  • منعقد کننده های پلی آمینی با پلی مرهای آنیونی، غیر یونی و کاتیونی در 300، 100 و 400 ppm کار می کنند. اکثر پلی مرهای آنیونی غلظت های پایینی برای استفاده دارند. یک پلی مر آنیونی با چگالی بار  -10در 100 ppm کار می کند.

-2 گل لیگنوسولفونات پراکنده

سیال لیگنوسولفونات (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیلی

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

کلراید آهن

AP(-10)

6

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

6

3

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

6

2

20

ب

س

س

ش

کلراید آهن

NP(0)

6

1

20

ب

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

6

2

20

ب

س

م

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

8

1

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

8

1

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

NP(0)

8

3

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

8

3

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

8

3

20

ب

س

م

ت

  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی و لخته کننده های آنیونی، غیر یونی و کاتیونی به تنهایی و ترکیب منعقد کننده های پلی مری و لخته کننده های پلی مری کارایی ندارند.
  • کلراید آهن و سولفات آلومینیوم در ترکیب با لخته کننده ها کار می کنند.
  • کلراید آهن نسبت به سولفات آلومینیوم کارایی بهتری دارد. بهترین کیفیت محصول با کلراید آهن و پلی مرهای آنیونی حاصل می شود.
  • بهترین نتایج در کلراید آهن 3000 ppm ( 300 mg/L ) و AP(-10)، 200 ppm است.

 

-3 گل پلی مری KCL غیرپراکنده :

گل پلی مری KCL  (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات افزوده شده به گل

گل مصرفی ml

توده تشکیلی

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

4

2

20

ک

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

ــــــ

12

ــــــ

20

ک

س

م

ش

کلراید آهن

CP(+30)

2

1

20

ب

س

س

ش

ــــــ

CP(+30)

ــــــ

7

20

ح

س

س

ک ت

کلراید آهن

ــــــ

6

ــــــ

20

ک

س

آ

ش

کلراید آهن

پلی آمین

2

2

20

ک

س

آ

ش

  • افزایش دادن PH تا 7 با HCL پس از افزودن منعقد کننده به منظور لخته کردن جامدات
  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی و پلی مرهای آنیونی و غیریونی و پلی مری به تنهایی یا ترکیبی از منعقد کننده های پلی مری کارایی ندارند.
  • تنها منعقد کننده های موثر سولفات آلومینیوم و کلراید آهن و تنها لخته کننده موثر CP(+30) با کلراید آهن و سولفات آلومینیوم است.
  • ترکیبی از کلراید آهن و پلی آمین توده های کوچک و پساب شفافی می دهد.
  • CP(+30) به تنهایی در 700ppm توده حجیم ولی با پساب کدر تیره به دست می دهد.
  • کلراید آهن از سولفات آلومینیوم بهتر است و در غلظت های پایین تر با غلظت پایین CP(+30) تولید توده های بزرگ می کند.
  • بهترین نتیجه با کلراید آهن 1000 ppm ( 1000 mg/L ) و CP(+30) در 100 ppm بدست آمد.

-4 گل پلی مری KCL PHPA

گل KCL PHPA %5 (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

4

1

20

ک تا م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

6

2

20

م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

4

1

20

ک تا م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

6

1

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

2

3

20

م

م

س

ش

کلراید آهن

AP(-10)

2

2

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

2

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

2

1

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

2

1

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

3

2

20

ک تا م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

2

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

2

1

20

م تا ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

2

1

20

ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

2

1

20

م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+80)

2

1

20

ح

س

س

ش

  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی، پلی مرهای آنیونی، غیریونی و کاتیونی به تنهایی و منعقد کننده های پلی مر با لخته کننده های پلی مری کارایی ندارند.
  • عملکرد کلراید آلومینیوم و کلراید آهن شبیه به هم هستند.
  • سولفات آلومینیوم و کلراید آهن با لخته کننده های آنیونی و کاتیونی در محدوده مختلف، تولید پساب شفافی می کند.
  • بهترین نتیجه با کلراید آلومینیوم 1000 ppm و پلی مر کاتیونی (+80) 100 ppm به دست می آید.

 

 

 

-5 گل Ultradril آب شیرین :

گل Ultradril (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

سولفات آلومینیوم

AP(-30)

9

2

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

9

1

20

ک تا م

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

9

2

20

ک تا م

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

9

1

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

9

1

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

8

1

20

ح

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+60)

9

1

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+90)

9

1

20

ک تا م

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-10)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

NP(0)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+60)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+90)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

6

2

20

م

س

س

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+60)

6

1

20

ح

س

س

ش

ژیپس

CP(+30)

10

3

20

ح

س

س

ت

P-DADMAC

CP(+10)

3

3

20

ح

س

س

ک ت

  • منعقد کننده های معدنی و پلی مری و پلی مرهای کاتیونی، آنیونی و غیری یونی به تنهایی کارایی ندارند.
  • تنها ترکیب از منعقد کننده پلی مری 300 ppm  P-DADMAC با پلی مر کاتیونی 300 ppm(+10) تولید توده حجیم اما با پساب کدر تیره می کند.
  • سولفات آلومینیوم، کلراید آلومینیم و کلراید آهن نتایج جزئی با یک محدوده از لخته کننده ها می دهند.
  • لخته کننده های کاتیونی در این گل با غلظت ما بین 100 ppm کارایی بهتری از خود نشان می دهند.
  • بهترین نتایج با کلراید آهن 2000 ppm با انواع لخته کننده ها در غلظت 100 ppm بدست آمد.
  • سولفات کلسیم ( ژیپس ) در غلظت بالا، 5000 ppm، تولید توده های حجیم با پلی مر کاتیونی (+10) با یک پساب تیره می کند.

-6 گل Nacl اشباع :

گل Ultradril (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

ــــــ

CP(+8)

ــــــ

4

20

ک

م تا س

م

ک ت

ــــــ

CP(+30)

ــــــ

4

20

ک

م

م

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

2

2

20

م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

3

2

20

خ ک

آ

آ

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

2

2

20

خ ک

آ

آ

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

3

2

20

م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

4

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

2

2

20

خ ک

آ

آ

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

3

2

20

م تا ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

4

2

20

م تا ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

1

2

20

ک

م

م

ک ت

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

2

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

1

2

20

ک

م

م

ک ت

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

2

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

2

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

3

1

20

خ ک

آ

آ

ت

کلراید آهن

AP(-30)

1

2

20

خ ک

آ

آ

ت

کلراید آهن

AP(-10)

2

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

2

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

1

2

20

ک

س

س

ک ت

کلراید آهن

CP(+10)

2

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

3

2

20

ک

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-30)

2

2

20

ک

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-30)

3

3

20

ک

آ

آ

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

4

2

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

4

1

20

م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

3

1

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

4

2

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

3

1

20

خ ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

4

1

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+60)

1

2

20

ک

م

م

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+60)

3

1

20

خ ک

آ

آ

ش

v    با سولفات آهن، سیال درمان شده دارای رنگ زرد متمایل به نارنجی است.

  • منعقد کننده های معدنی و پلی مری به تنهایی کارایی ندارند. تنها لخته کننده های پلی مری با چگالی بار +8 و +30 به تنهایی کارایی دارند که تولید یک توده کوچک با رنگی تیره می کنند.
  • تنها ترکیبی که توده های حجیم با ته نشینی بالا و پساب شفاف تولید می کنند، لخته کننده های آنیونی و کلراید آهن هستند. تا لخته کننده های کاتیونی توده های کوچک تشکیل می شوند.
  • کلراید و سولفات آلومینیوم پساب شفاف، اما با غلظتی بالا و توده های کوچک تولید می کنند.

بهترین نتیجه با کلراید آهن 1000 ppm و پلی مرهای آنیونی با چگالی بار -5 و -10 در غلظت 100 ppm بدست می آی


 
 
Dewatering
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٢۸ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

دستور العمل های راجع به درمان Dewatering چند سیال حفاری :

در یک تست چند نوع سیال حفاری را توسط منعقد کننده های آلی و معدنی و لخته کننده های پلی مری، طی فرآیند Dewatering مورد آزمایش قرار گرفتند که نتایج آن برای استفتده میدانی جالب توجه است.

در این آزمایش برای هر سیال از %80 آب رقیق سازی و %20 گل نمونه استفاده شد. غلظت منعقد کننده های معدنی %1 حدود 10 mg برای 1 ml بود، که غلظت نهایی آن در 20 ml گل نمونه 500 ppm یا 500  برای گل نمونه بود.

مواد شیمیایی مورد استفاده :

منعقد کننده های معدنی ( %1.0 )                               منعقدکننده های پلی مری ( %0.2 )

سولفات آلومینیوم                                                    پلی آمین

کلراید آلومینیوم                                                      پلی دی اکیل –  دی متیل – آمونیوم کلراید

کلراید آهن                                                           ( Poly DADMAC )

سولفات آهن

آهک

ژیپس ( سولفات کلسیم )

لخته کننده های پلی مری :

پلی مرهای آنیونی با چگالی بار -30، -10، -5 : AP(-30)، AP(-10) و AP(-5)

پلی مرهای کاتیونی با چگالی بار +10، +30، +60 و +80 : cp(+10)، cp(+30)، cp(+60)، cp(+80)

پلی مر غیر یونی : NP(0)

گل های آزمایش شده :

-1 گل بنتونایتی آب شیرین spud

-2 گل لیگنوسولفونایت پراکنده

-3 گل پلی مری KCL

-4 گل KCL PHPA

-5 گل ultradril آب شیرین

-6 گل Nacl اشباع

در جدول زیر خواص ابتدایی این سش گل آورده شده است.

     خواص گل

نوع گل

MW

(ppg)

T

(0F)

600

rpm

300

rpm

200

rpm

100

rpm

6

rpm

3

rpm

PV

(cp)

Yp

(lb/100ft2)

10

ثانیه

10

دقیقه

PH

صافاب

(ml)

Spud

9

120

30

19

15

10

2

2

11

8

4

12

8.5

15.8

لیگنوسولفونات

12

120

65

38

30

20

5

4

27

11

5

7

11.9

3.6

KCL

10.5

120

39

25

17

11

3

2

14

17

3

3

9.3

7.4

KCL PHPA

12

120

68

45

36

24

6

4

23

22

5

18

8.9

6

Ultradril

12

120

66

41

32

21

5

4

25

16

5

7

9.6

4.6

Nacl

12

120

58

38

30

20

6

4

20

18

5

10

10.6

5.8

 

نتایج Dewatering بدست آمده :

راهنمای جداول

شفافیت آب : ت = تیره، ش = شفاف، ک ت = کدر تیره،

اندازه توده های تشکیل شده : ک = کوچک، م = متوسط، ب = بزرگ، ح = حجیم

سرعت تشکیل توده ها / سرعت ته نشینی توده ها: آ = آرام، م = متوسط، س = سریع

-1 گل نبتونایتی نشاسته دار آب شرین

گل spud آب شیرین (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده

%1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی (ml)

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

ـــــــ

CP(+10)

ـــــــ

7

20

ح

س

س

ش

ـــــــ

CP(+60)

ـــــــ

8

20

ح

س

س

ش

ـــــــ

CP(+80)

ـــــــ

9

20

ح

س

س

ش

 

 

 

ادامه جدول صفحه قبل:

گل spud آب شیرین (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

پلی مر %2

پلی مر %2

پلی مر مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

پلی آمین

AP(-10)

3

1

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

AP(-5)

3

2

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

NP(0)

3

3

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

CP(+10)

3

2

20

ب

س

س

ش

پلی آمین

CP(+30)

3

3

20

ح

س

س

ش

پلی آمین

CP(+80)

3

4

20

ح

س

س

ش

پلی DAPMA

AP(-10)

2

1

20

ح

س

س

ک ت

پلی DAPMA

AP(-5)

2

1

20

ح

س

س

ش

پلی DAPMA

NP(0)

2

2

20

ح

س

س

ش

پلی DAPMA

CP(+10)

2

1

20

ب

س

آ

ش

پلی DAPMA

CP(+10)

2

2

20

ب

س

آ

ش

پلی DAPMA

CP(+30)

2

2

20

ح

س

س

ش

  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی به تنهایی کارایی ندارند.
  • پلی مرهای غیریونی و آنیونی به تنهایی کارایی ندارند.
  • پلی مرهای کاتیونی با چگالی بار +10، +60 و +80 به ترتیب با غلظت 700، 800 و 900 ppm کارایی خوبی دارند.
  • منعقد کننده های معدنی به همراه لخته کننده های پلی مری کارایی ندارند. ولی منعقد کننده های پلی مری و لخته کننده های پلی مری با یکدیگر عمل می کنند.
  • منعقد کننده های پلی آمینی با پلی مرهای آنیونی، غیر یونی و کاتیونی در 300، 100 و 400 ppm کار می کنند. اکثر پلی مرهای آنیونی غلظت های پایینی برای استفاده دارند. یک پلی مر آنیونی با چگالی بار    

-10 در 100 ppm کار می کند.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-2 گل لیگنوسولفونات پراکنده

سیال لیگنوسولفونات (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیلی

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

کلراید آهن

AP(-10)

6

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

6

3

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

6

2

20

ب

س

س

ش

کلراید آهن

NP(0)

6

1

20

ب

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

6

2

20

ب

س

م

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

8

1

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

8

1

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

NP(0)

8

3

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

8

3

20

ب

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

8

3

20

ب

س

م

ت

  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی و لخته کننده های آنیونی، غیر یونی و کاتیونی به تنهایی و ترکیب منعقد کننده های پلی مری و لخته کننده های پلی مری کارایی ندارند.
  • کلراید آهن و سولفات آلومینیوم در ترکیب با لخته کننده ها کار می کنند.
  • کلراید آهن نسبت به سولفات آلومینیوم کارایی بهتری دارد. بهترین کیفیت محصول با کلراید آهن و پلی مرهای آنیونی حاصل می شود.
  • بهترین نتایج در کلراید آهن 3000 ppm ( 300 mg/L ) و AP(-10)، 200 ppm است.

 

-3 گل پلی مری KCL غیرپراکنده :

گل پلی مری KCL  (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات افزوده شده به گل

گل مصرفی ml

توده تشکیلی

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

4

2

20

ک

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

ــــــ

12

ــــــ

20

ک

س

م

ش

کلراید آهن

CP(+30)

2

1

20

ب

س

س

ش

ــــــ

CP(+30)

ــــــ

7

20

ح

س

س

ک ت

کلراید آهن

ــــــ

6

ــــــ

20

ک

س

آ

ش

کلراید آهن

پلی آمین

2

2

20

ک

س

آ

ش

  • افزایش دادن PH تا 7 با HCL پس از افزودن منعقد کننده به منظور لخته کردن جامدات
  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی و پلی مرهای آنیونی و غیریونی و پلی مری به تنهایی یا ترکیبی از منعقد کننده های پلی مری کارایی ندارند.
  • تنها منعقد کننده های موثر سولفات آلومینیوم و کلراید آهن و تنها لخته کننده موثر CP(+30) با کلراید آهن و سولفات آلومینیوم است.
  • ترکیبی از کلراید آهن و پلی آمین توده های کوچک و پساب شفافی می دهد.
  • CP(+30) به تنهایی در 700ppm توده حجیم ولی با پساب کدر تیره به دست می دهد.
  • کلراید آهن از سولفات آلومینیوم بهتر است و در غلظت های پایین تر با غلظت پایین CP(+30) تولید توده های بزرگ می کند.
  • بهترین نتیجه با کلراید آهن 1000 ppm ( 1000 mg/L ) و CP(+30) در 100 ppm بدست آمد.

-4 گل پلی مری KCL PHPA

گل KCL PHPA %5 (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

4

1

20

ک تا م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

6

2

20

م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

4

1

20

ک تا م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

6

1

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

2

3

20

م

م

س

ش

کلراید آهن

AP(-10)

2

2

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

2

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

2

1

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

2

1

20

م

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

3

2

20

ک تا م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

2

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

2

1

20

م تا ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

2

1

20

ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

2

1

20

م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+80)

2

1

20

ح

س

س

ش

  • منعقد کننده های پلی مری و معدنی، پلی مرهای آنیونی، غیریونی و کاتیونی به تنهایی و منعقد کننده های پلی مر با لخته کننده های پلی مری کارایی ندارند.
  • عملکرد کلراید آلومینیوم و کلراید آهن شبیه به هم هستند.
  • سولفات آلومینیوم و کلراید آهن با لخته کننده های آنیونی و کاتیونی در محدوده مختلف، تولید پساب شفافی می کند.
  • بهترین نتیجه با کلراید آلومینیوم 1000 ppm و پلی مر کاتیونی (+80) 100 ppm به دست می آید.

-5 گل Ultradril آب شیرین :

گل Ultradril (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

سولفات آلومینیوم

AP(-30)

9

2

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

9

1

20

ک تا م

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

9

2

20

ک تا م

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

9

1

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

9

1

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

8

1

20

ح

س

س

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+60)

9

1

20

ح

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+90)

9

1

20

ک تا م

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-10)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

NP(0)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+30)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+60)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+90)

4

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

6

2

20

م

س

س

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

6

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+60)

6

1

20

ح

س

س

ش

ژیپس

CP(+30)

10

3

20

ح

س

س

ت

P-DADMAC

CP(+10)

3

3

20

ح

س

س

ک ت

  • منعقد کننده های معدنی و پلی مری و پلی مرهای کاتیونی، آنیونی و غیری یونی به تنهایی کارایی ندارند.
  • تنها ترکیب از منعقد کننده پلی مری 300 ppm  P-DADMAC با پلی مر کاتیونی 300 ppm(+10) تولید توده حجیم اما با پساب کدر تیره می کند.
  • سولفات آلومینیوم، کلراید آلومینیم و کلراید آهن نتایج جزئی با یک محدوده از لخته کننده ها می دهند.
  • لخته کننده های کاتیونی در این گل با غلظت ما بین 100 ppm کارایی بهتری از خود نشان می دهند.
  • بهترین نتایج با کلراید آهن 2000 ppm با انواع لخته کننده ها در غلظت 100 ppm بدست آمد.
  • سولفات کلسیم ( ژیپس ) در غلظت بالا، 5000 ppm، تولید توده های حجیم با پلی مر کاتیونی (+10) با یک پساب تیره می کند.

-6 گل Nacl اشباع :

گل Ultradril (رقیق سازی %80 )

عملکرد درمان

محصولات

گل مصرفی ml

توده تشکیل شده

سرعت ته نشینی توده

شفافیت آب

منعقد کننده %1

پلی مر %2

منعقد کننده مصرفی ml

پلی مر مصرفی ml

اندازه

سرعت

ــــــ

CP(+8)

ــــــ

4

20

ک

م تا س

م

ک ت

ــــــ

CP(+30)

ــــــ

4

20

ک

م

م

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

2

2

20

م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-30)

3

2

20

خ ک

آ

آ

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

2

2

20

خ ک

آ

آ

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

3

2

20

م

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-10)

4

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

2

2

20

خ ک

آ

آ

ک ت

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

3

2

20

م تا ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

AP(-5)

4

2

20

م تا ب

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

1

2

20

ک

م

م

ک ت

کلراید آلومینیوم

CP(+10)

2

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

1

2

20

ک

م

م

ک ت

کلراید آلومینیوم

CP(+30)

2

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

2

2

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-30)

3

1

20

خ ک

آ

آ

ت

کلراید آهن

AP(-30)

1

2

20

خ ک

آ

آ

ت

کلراید آهن

AP(-10)

2

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

AP(-5)

2

1

20

ح

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

1

2

20

ک

س

س

ک ت

کلراید آهن

CP(+10)

2

2

20

ک

س

س

ش

کلراید آهن

CP(+10)

3

2

20

ک

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-30)

2

2

20

ک

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-30)

3

3

20

ک

آ

آ

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-10)

4

2

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

AP(-5)

4

1

20

م

س

س

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

3

1

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+10)

4

2

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

3

1

20

خ ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+30)

4

1

20

ک

م

م

ش

سولفات آلومینیوم

CP(+60)

1

2

20

ک

م

م

ک ت

سولفات آلومینیوم

CP(+60)

3

1

20

خ ک

آ

آ

ش

v    با سولفات آهن، سیال درمان شده دارای رنگ زرد متمایل به نارنجی است.

  • منعقد کننده های معدنی و پلی مری به تنهایی کارایی ندارند. تنها لخته کننده های پلی مری با چگالی بار +8 و +30 به تنهایی کارایی دارند که تولید یک توده کوچک با رنگی تیره می کنند.
  • تنها ترکیبی که توده های حجیم با ته نشینی بالا و پساب شفاف تولید می کنند، لخته کننده های آنیونی و کلراید آهن هستند. تا لخته کننده های کاتیونی توده های کوچک تشکیل می شوند.
  • کلراید و سولفات آلومینیوم پساب شفاف، اما با غلظتی بالا و توده های کوچک تولید می کنند.
  • بهترین نتیجه با کلراید آهن 1000 ppm و پلی مرهای آنیونی با چگالی بار -5 و -10 در غلظت 100 ppm بدست می آید.

 
 
NATURAL GUM
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٢٤ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

NIOC EXP. SPEC (MATERIAL EVLUATION)

MODIFIDE NATURAL GUM

 

DESCRIPTION OF SAMPLE :                        LAB IDENTIFICATION NO :

SUPPLIER :

INDENT NO :

SAMPLE SUBMITTED BY :                            DATE :

REFERENCE :

# 3

2#

# 1

COMPOSITION

350

350

350

S.S.W                                       ML

8

8

8

N.GUM                                    GR

 

 

 

LIMESTONE POWDER         GR

227

83

 

BARITE                                   GR

9-9.5

9-9.5

9-9.5

PH

Few

Few

Few

LIME SOLUTION                   GR

100

85

75

DENSITY                                PCF

TEST RESULTS AFTER ROLLING AT 250 ° F FOR 4 HRS

RHEOLOGY AT 140 OF

 

SAM.# 3

REQ

SAM.# 2

REQ

SAM.# 1

REQ

RESULTS

 

27±3

 

18±3

 

16±2

APP.VIS         CPS

 

 

 

 

 

 

FANN600   RPM

 

 

 

 

 

 

FANN300   RPM

 

15±3

 

12±3

 

8-12

P.V              CPS

 

15-17

 

10-12

 

6-8

Y.P       LBS/100F2

 

4/5

 

2/3

 

2/3

GELS(IN/10MIN)

LBS/100FT2

 

3>

 

4-6

 

10>

API.F.L        ML

 

9.5±

 

9.5±

 

9.5±

PH (AFTER HOT ROLL.)

 

NIL

 

NIL

 

NIL

SETELLING

CONCLUION:

 

 

EXAMINER:


 
 
CMC LV سی ام سی کم لزجت
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٢۱ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

CMC LV سی ام سی کم لزجت

 

1-نام ماده شیمیائی

سدیم کربوکسی متیل سلولز (سی ام سی با گرانروی کم)

SODIUM CARBOXY METHYL CELLULOSE, LOW VISCOSITY

 

- کاهش صاف آب WATER LOSS)) بدون افزایش مؤثر در ویسکوزیته

-  قابل استفاده در انواع گلهای حفاری پایه آبی(آب شیرین ، آب دریا ، آب نمک و آب نمک اشباع)

- تعلیق ذرات جامد غیر فعال در گل حفاری به خاطر داشتن حالت محافظت کلوییدی

 

2- خواص فیزیکی    

رنگ      :   سفید                  درجه پایداری حرارت :   ºF275

بو           :   ندارد                 درجه اشتعال (ºC) :

حالت     :   پودر نرم و عاری از کلوخه       ویسکوزیته در (ºC) 25 :

درصد خلوص     :    67%-60%             نقطه تجزیه (ºC) :

PH محلول 2%:  5/9 -5/7             وزن مخصوص :( gr/cm3)

رطوبت : حداکثر 8%              درصد خلوص(ºC) :

قابلیت انحلال     :  محلول در آب و آب نمک    نقطه جوش(ºC) :

  

 

3- کاربرد و میزان مصرف

این ماده یک نوع پلیمر آنیونیک است درجه استخلاف آن0.85-0.95  و رطوبت  حداکثر 8-6 درصد است. وجود یونهای  Ca++وMg++ اثر منفی روی آن دارد و در شرایط عادی حرارت ، قابل تخمیر          نمی باشد . عمده کاربرد آن به جهت کنترل صاف آب به خصوص درحرارت هایی که (تا 275 درجه فارنهایت ) نشاسته حفاری کارایی ندارد ، مورد استفاده قـرار میـگـیرد . ارزیابی سـی ام سـی ال وی مطـابـق بـا 1980 OCMA SPECIFICATION  DFCP-2 JANUARY  و علاوه بر آن در گلهای سنگین نیز آزمایش و مورد ارزیابی قرار میگیرد .

-  میزان مصرف 2 الی 6 پوند در هر بشکه گل

 

 

4 – بسته بندی

الف- در پاکتهای  25 کیلویی چند لایه با یک لایه غیر قابل نفوذ آب از نوع پلی اتیلن  روی  پالتهای چوبی (هر پالت حداکثر 40 کیسه )  با پوشش پلاستیکی بسته شده با نوار غیر فلزی .

ب-کیسه های بزرگ 1 تنی  چند لایه با یک لایه غیر قابل نفوذ آب از جنس پلی اتیلن

 

5- نگهداری و ایمنی ( زمان و شرایط نگهداری – سمی بودن – آتشزا – منفجره – خورنده – اکسیدان و...)

این ماده نیاز به رعایت نکات ایمنی خاصی ندارد. در صورت تماس با چشم با آب شستشو گردد. در انبار مسقف و دور از تابش مستقیم آفتاب  نگهداری شود . در صورت پراکندگی در سطح به علت جذب آب  ایجاد لغزندگی مینماید و می بایست فوراً تمیز شود .  

 

6-شرح کالا جهت درج در درخواست خرید

 

Chemical Name:

 

 

Chemical Description :

A Fluid Loss Controlling Agent & Rheology Stabilizer Specially Modified To Yield Low Vis In Fresh & Salt (Nacl, Kcl) Water Drilling Fluid.

 

Physical Properties

Purity: 60% - 67%

Moisture: 6%-8% (Max)

PH(2%): 7.5-9.5

Temperature Stability: 275ºF

Solubility: Soluble in Fresh / Salt water

Toxicity: Non Toxic

 

Standard

This Chemical Should be according to OCMA SPE-DFCP-2

 

Manufacturer Standard

The Supplier should send the quality control procedure and producing standard.

 

Packing

This chemical should be packed in 25 kg Net 5 multi ply bags with polyethylene layer.

This chemical should be shipped in shrink wrapped pallets.

 

Certificate

The Supplier / Manufacture should send product certificate & confirmation of quality control test of this chemical from approval laboratory.

 

Catalog & MSDS

The Supplier / Manufacture should send Technical specification and Material safety data sheet (MSDS).

 

Inspection of materials before and after shipment

1) Foreign Purchasing Inspection

-   All materials shall be tested for quality assurance purposes in accordance with the relevant standard and specification at no cost & at present of NIDC representatives. Tests may be performed at supplier own laboratory or by a reputable third party that said third party laboratory has been approved in advance by NIDC.

-   All materials will be tested after off loading in NIDC warehouse for quality assurance purposes according to test results which has been taken in third / supplier laboratory before shipment.

2) Local Purchasing Inspection

All material will be tested for quality assurance purposes in accordance with the relevant standard and specification after of loading of materials in NIDC ware house.

Supplier should give required guarantee & should pay penalty in case of any non conformity of material quality & replace delivery with new products.

 

Producing & Expire Date

The Supplier/manufacture should specify the producing & Expire date (Life time) of chemical and should guaranty the quality of chemical up to expire date.

NOTE: The producing and expire date of chemicals will evaluated by representative.

 

 

7-  منابع شناخته شده و نامهای تجارتی سازندگان

BAKER, BAROID, MI, WORLD FLUID

 

 

8- شماره طبقه بندی کالا

 

ارزیابی سی ام سی ال وی –(OCMA SEPC DFC-2) CMC LOW VISCOSITY

 

صاحب کالا:                                                                                          شماره آزمایش :

آورنده کالا:                                                                                           تاریخ آزمایش :

شماره درخواست کالا:                                                                                     عطف به :

 

 

نتایج نمونه

نتایج مورد نیاز

(شاخص)

آزمایشات

(ارزیابی)

 

 

         

  میلی لیتر 90 ± 10

حداکثر  6  سانتی پواز

1± 8

آزمایش با 4% آب شور

مشخصات دوغاب پایه

صاف آب                      API Filtrate loss , ml

گرانروی ظاهری       Apparent Viscosity , cps

پی هاش                                                   PH

 

حداکثر  7 gr/liter

حداکثر 4  سانتی پواز

غلظت نشاسته جهت حصول به 10 ml صافاب   API

گرانروی ظاهری  Apparent Viscosity , cps   

 

 

 

 

 

 

 

میلی لیتر 100 ± 10

 سانتی پواز 10 حداکثر 

1±8

آزمایش با آب نمک اشباع

مشخصات دوغاب پایه

صاف آب                      API Filtrate loss , ml

گرانروی ظاهری       Apparent Viscosity , cps

پی هاش                                                   PH

 

حداکثر  10 gr/liter

حداکثر  6  سانتی پواز

غلظت نشاسته جهت حصول به 10 ml صافاب   API

گرانروی ظاهری  Apparent Viscosity , cps   

 

پودر عاری از کلوخه

حالت ظاهری

  

ملاحظات:


 
 
CMC HV سی ام سی با لزجت بالا
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:۱٧ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

CMC HV سی ام سی با لزجت بالا

 

 

1-نام ماده شیمیائی

-   سدیم کربوکسی متیل سلولز و نام HI-VIS-CMC  (سی ام سی با گرانروی زیاد)

CARBOXY METHYL CELLULOSE, HIGH VISCOSITY

-یک ویسکوزیته ساز و کم کننده(WATER LOSS)  در گلهای آب پایه تا دمای بالای ºF 300مقاومت دارد -                                        

 

2- خواص فیزیکی    

رنگ      :   سفید                  نقطه جوش (ºC) :

نوع : پلیمر                    درجه اشتعال (ºC) :

فعالیت : نزدیک 60 تا 67 درصد           وزن مخصوص (gr/cm3) :            

درصد نمک : 33 تا 40 درصد           PH :            

رطوبت : 8 – 6 درصد                 نقطه تجزیه (ºC) :              

) PH محلول5%): نزدیک 5/9 – 5/7      نقطه ذوب/انجماد (ºC):     

درجه حرارت : تا  ºF 300مقاومت دارد      قابلیت انحلال :       

 

3- کاربرد و میزان مصرف

بمنظور تولید ویسکوزیته در :الف: آبهای شور و شیرین که گاهی اوقات ممکن است همراه با ذرات بنتونیت و یا رسهای ناشی از سازندها باشد. ب: در گلهای کم جامدات LOW SOLID MUDS و همچنین بمنظور پیل غلیظ در هرزرویهای سازند آْسماری نیز استفاده میشود. میزان مصرف در عملیات گل حفار ی به مقدار 0.5 تا 2 پوند در بشکه است.

این ماده یکنوع پلیمر N است حداقل درجه استخلاف آن نباید کمتر از 0.8 باشد                  (DEGREE OF SUBSTITUTION ) نسبت کلرور سدیم از 1/0 تا 5/0 درصد باشد و رطوبت کمتر از8 درصد. ارزیابی این ماده مطابق با روش 1973، 7-OCMA DFCP  بوده و مشخصات فنی ویژه شرکت ملی نفت ایران مناطق نفتخیز مندرج در بند 3 ماخذ تشخیص میباشد . این ماده در آبهای شیرین و عمدتا" آبهای نمکی جهت افزایش گرانروی (قدرت انتقال فوق العاده جهت حمل ذرات کنده شده بسطح زمین) استفاده میشود و در سازند آسماری نیز بعنوان پیل غلیظ جهت کنترل هرزروی  کاربرد دارد.در گلهای آب پایه ، آبهای شیرین ، دریا و آبهای اشباع نمک جهت افزایش ویسکوزیته استفاده         می شود و همچنین می تواند بعنوان عامل گرانروی ساز و کنترل کننده واترلاس در سیستمهای پلیمری با درصد مواد جامد کم استفاده می گردد .

 

4 – بسته بندی

بسته بندی در پاکتهای  25 کیلویی(روی پاکتهای چوبی) چند لایه با یک لایه غیر قابل نفوذ آب از نوع پلی اتیلن به تعداد حداکثر 40 پاکت روی هر پالت با پوشش پلاستیکی بسته شده با نوار.

 

5- نگهداری و ایمنی( زمان و شرایط نگهداری – سمی بودن – آتشزا – منفجره – خورنده – اکسیدان و...)

این ماده نیاز به نکات ایمنی خاصی ندارد. در صورت تماس با چشم با آب زیادی شستشو گردد. در صورت پراکندگی در محل کار میبایست سریعا" تمیز شده زیرا بعلت لغزندگی (در صورت خیس شدن) خطرناک خواهد بود.در انبار مسقف نگهداری شود.

 

6-شرح کالا جهت درج در درخواست خرید

 

Chemical Name:

 

 

Chemical Description :

CMC High Viscosity (Carboxymethylcellulose)

A Viscofier & Also Acting As A Protective Colloid When Penetrating Shale Formations. Design For Use In Fresh & Salt Water Muds. Performance Evaluated Acc. To Ocma Method DFCP-7 , 1973 Yield Of CMC In Dw , Sw & Ssw Should Be Min. 289,200 & 220  Ton/Cu.Mt.                                        

 

Physical Properties

Purity: 60% - 67%

Moisture: 6%-8% (Max)

PH(2%): 7.5-9.5

Temperature Stability: 300 ºF

Solubility: Soluble in Fresh / Salt water

Toxicity: Non Toxic

 

Standard

This Chemical Should be according to OCMA SPE-DFCP-7

 

 

Manufacturer Standard

The Supplier should send the quality control procedure and producing standard.

 

Packing

This chemical should be packed in 25 kg Net 5 multi ply bags with polyethylene layer.

This chemical should be shipped in shrink wrapped pallets.

 

Certificate

The Supplier / Manufacture should send product certificate & confirmation of quality control test of this chemical from approval laboratory.

 

Catalog & MSDS

The Supplier / Manufacture should send Technical specification and Material safety data sheet (MSDS).

 

Inspection of materials before and after shipment

1) Foreign Purchasing Inspection

-   All materials shall be tested for quality assurance purposes in accordance with the relevant standard and specification at no cost & at present of NIDC representatives. Tests may be performed at supplier own laboratory or by a reputable third party that said third party laboratory has been approved in advance by NIDC.

-   All materials will be tested after off loading in NIDC warehouse for quality assurance purposes according to test results which has been taken in third / supplier laboratory before shipment.

2) Local Purchasing Inspection

All material will be tested for quality assurance purposes in accordance with the relevant standard and specification after of loading of materials in NIDC ware house.

Supplier should give required guarantee & should pay penalty in case of any non conformity of material quality & replace delivery with new products.

 

Producing & Expire Date

The Supplier/manufacture should specify the producing & Expire date (Life time) of chemical and should guaranty the quality of chemical up to expire date.

NOTE: The producing and expire date of chemicals will evaluated by NIDC representative.

 

 

7 - منابع شناخته شده

1- ENKA OR AKZO ZOUT CHEMI B.V.

MARK AKU HZ-900

2- NYMA.B.V.

3- HOECHST CO.

4- WOLF WALSRODE

 

 

8- شماره طبقه بندی کالا

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ارزیابی سی ام سی اچ وی  –(OCMA SEPC DFCP-7) CMC High Viscosity

 

صاحب کالا:                                                                                          شماره آزمایش :

آورنده کالا:                                                                                           تاریخ آزمایش :

شماره درخواست کالا:                                                                                     عطف به :

 

 

نتایج نمونه

نتایج مورد نیاز

(شاخص)

آزمایشات

(ارزیابی)

 

 

         

 

  ٭حداقل  280 M3/TON

٭حداقل 200 M3/TON

٭حداقل 220 M3/TON

 

بازدهی – YIELD

غلظت مورد نیاز جهت رسیدن به گرانروی

15 سنتی پواز مطابق با دستورالعمل OCMA

بازدهی (Yield ) در آب مقطر                    (DW)

باز(Yield ) در آب دریا                          (SW)

بازدهی (Yield ) در آب نمک اشباع           (SSW)

 

 

پودرعاری از هر نوع کلوخه

حالت ظاهری

 ٭  Yield   بر حسب متر مکعب بر تن

 

ملاحظات:


 
 
Conversion Table for Mud Density
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:۱۳ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

 

Table 1

 

Conversion Table for Mud Density

 

 

(sp.gr.)

(pcf)

(ppg)

(psi/ft)

(sp.gr.)

(pcf)

(ppg)

(psi/ft)

1.66

103.7

13.9

0.720

1.00

62.4

8.3

0.433

1.69

105.1

14.1

0.730

1.02

63.4

8.5

0.440

1.71

106.6

14.3

0.740

1.04

64.8

8.7

0.450

1.73

108.0

14.4

0.750

1.06

66.2

8.9

0.460

1.76

109.4

14.6

0.760

1.09

67.7

9.1

0.470

1.78

110.9

14.8

0.770

1.11

69.1

9.2

0.480

1.80

112.3

15.0

0.780

1.13

70.6

9.4

0.490

1.82

113.8

15.2

0.790

1.15

72.0

9.6

0.500

1.85

115.2

15.4

0.800

1.18

73.4

9.8

0.510

1.87

116.6

15.6

0.810

1.20

74.9

10.0

0.520

1.89

118.1

15.8

0.820

1.22

76.3

10.2

0.530

1.92

119.5

16.0

0.830

1.25

77.8

10.4

0.540

1.94

121.0

16.2

0.840

1.27

79.2

10.6

0.550

1.96

122.4

16.4

0.850

1.29

80.6

10.8

0.560

1.99

123.8

16.6

0.860

1.32

82.1

11.0

0.570

2.01

125.3

16.8

0.870

1.34

83.5

11.2

0.580

2.03

126.7

16.9

0.880

1.36

85.0

11.4

0.590

2.06

128.2

17.1

0.890

1.39

86.4

11.6

0.600

2.08

129.6

17.3

0.900

1.41

87.8

11.7

0.610

2.10

131.0

17.5

0.910

1.43

89.3

11.9

0.620

2.12

132.5

17.7

0.920

1.45

90.7

12.1

0.630

2.15

133.9

17.9

0.930

1.48

92.2

12.3

0.640

2.17

135.4

18.1

0.940

1.50

93.6

12.5

0.650

2.19

136.8

18.3

0.950

1.52

95.0

12.7

0.660

2.22

138.2

18.5

0.960

1.55

96.5

12.9

0.670

2.24

139.7

18.7

0.970

1.57

97.9

13.1

0.680

2.26

141.1

18.9

0.980

1.59

99.4

13.3

0.690

2.29

142.6

19.1

0.990

1.62

100.8

13.5

0.700

 

 

 

 

1.64

102.2

13.7

0.720

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Table 2

 

Displacement of Duplex Mud Pumps

(90 % Efficiency)

 

Displacement expressed in barrels per stroke (bps)

 

 
   

 

 

22

 

 

20

 

 

18

 

 

16

 

 

15

 

 

14

 

 

Stroke Length (in)

 

12

 

 

10

 

 

8

 

Liner

Size

(in)

 

 

 

 

 

0.062

0.053

0.044

0.034

4˝

 

 

 

 

 

 

0.070

0.060

0.050

0.040

 

 

0.099

0.090

0.087

0.084

0.078

0.067

0.056

0.044

 

 

0.113

0.102

0.096

0.093

0.087

0.075

0.062

0.050

 

 

0.138

0.115

0.110

0.103

0.096

0.083

0.069

0.055

5˝

 

 

0.152

0.137

0.121

0.114

0.106

0.091

0.076

0.061

 

 

0.167

0.142

0.127

0.212

0.115

0.099

0.083

0.067

 

 

0.182

0.164

0.146

0.137

0.128

0.109

0.091

0.073

 

 

0.198

0.172

0.153

0.146

0.139

0.119

0.099

0.079

6˝

 

 

0.215

0.189

0.168

0.161

0.151

0.130

0.108

0.086

 

 

0.228

0.205

0.182

0.176

0.164

0.141

0.116

0.093

 

 

0.247

0.223

0.198

0.188

0.178

0.152

0.126

0.100

 

 

0.267

0.241

0.214

0.202

0.192

0.164

0.135

0.108

7˝

 

 

0.288

0.259

0.231

0.217

0.201

0.174

0.145

0.115

 

0.342

0.310

0.279

0.248

0.232

0.217

0.186

0.155

 

 

0.365

0.331

0.299

0.265

0.248

0.232

0.199

 

 

 

0.413

0.355

0.317

0.282

0.264

0.247

0.212

0.176

 

8˝

 

0.439

0.375

0.338

0.300

0.281

0.263

0.255

 

 

 

 

 

Displacement of Triplex Mud Pumps

(100 % Efficiency)

 

Displacement expressed in barrels per stroke (bps)

 

 
   

 

 

12

 

 

11

 

 

10

 

 

9 1/4

 

 

9

 

 

8 1/2

 

 

Stroke Length (in)

 

8

 

 

 

7 1/2

 

7

 

Liner

Size

(in)

0.026

0.024

0.022

0.020

0.020

0.019

0.017

0.016

0.015

3˝

 

0.031

0.028

0.026

0.024

0.023

0.022

0.021

0.019

0.018

 

0.036

0.033

0.030

0.028

0.027

0.025

0.024

0.022

0.021

 

0.041

0.038

0.034

0.032

0.031

0.029

0.027

0.026

0.024

 

0.047

0.043

0.039

0.036

0.035

0.033

0.031

0.029

0.027

4˝

 

0.053

0.048

0.044

0.041

0.039

0.037

0.035

0.033

0.031

 

0.059

0.054

0.049

0.045

0.044

0.042

0.039

0.037

0.034

 

0.066

0.060

0.055

0.051

0.049

0.047

0.044

0.041

0.038

 

0.073

0.067

0.061

0.056

0.055

0.052

0.049

0.045

0.043

5˝

 

0.080

0.074

0.067

0.062

0.060

0.057

0.054

0.050

0.047

 

0.088

0.081

0.073

0.068

0.066

0.062

0.059

0.055

0.051

 

0.096

0.088

0.080

0.074

0.072

0.068

0.064

0.060

0.056

 

0.105

0.096

0.087

0.081

0.079

0.074

0.070

0.065

0.061

6˝

 

0.114

0.104

0.095

0.088

0.085

0.081

0.076

0.071

0.066

 

0.123

0.113

0.103

0.095

0.092

0.087

0.082

0.077

0.072

 

0.133

0.122

0.111

0.102

0.100

0.094

0.088

0.083

0.077

 

0.143

0.131

0.119

0.110

0.107

0.101

0.095

0.089

0.083

7˝

 


 
 
استخراج معادلات جریان آرام
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:۱٠ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

فصل دوم

استخراج معادلات جریان آرام

 

 

معادلات جریان سیال برای لوله‌ها معمولاً با استفاده ازفرضیات زیر استنتاج می‌شوند:

1-      سرعت سیال در دیواره لوله برابر با صفر است.  این فرض بدین معناست که هیچگونه لغزشی در دیواره لوله وجود ندارد.

2-      سیال درون لوله یک سیال مستقل از زمان فرض می‌گردد و تنش برشی فقط تابع شدت برش می‌باشد.

3-      جریان آرام است بنحوی که هر جزء سیال در امتداد یک خط مستقیم و با سرعتی ثابت به موازات محور لوله حرکت می‌نماید.

1-1- جریان درون لوله:

المان کوچکی از سیال به شکل یک استوانه هم محور با لوله با شعاع r و به طول L همانطور که در شکل (2-1) نشان داده شده است را درنظر بگیرید.  در طول یک جریان ثابت و غیر قابل تراکم و بدون شتاب ازسیال، نیروهای اعمال شونده به المان عبارتند از:

 (a)اختلاف فشار (p1 – p2) که باعث حرکت سیال با سرعت ثابت v می‌شود.

(b) نیروی برشی عمل کننده بر روی سطح استوانه هم محور با لوله (المان) که با حرکت ذرات سیال درون المان برابر خواهدبود:

 

Forward Force = Opposing Force

(Surface Area Of Shell)End Area =

 

 

(2-1)          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 1-2 : توزیع تنش برشی در یک المان درون لوله

 

1-1-1- توزیع تنش برشی :

از معادله (2-1) می توان توزیع تنش برشی را هنگام جریان سیال تعیین نمود.

در دیواره لوله:

 

 

که  : تنش برشی در دیواره لوله است.

با استفاده از این مقادیر، معادله (2-1) خواهد شد:

 

(2-1-a)              

از معادلات (2-1) و (2-1-a) می توان تنش برشی را در هر نقطه بر حسب  و r بدست آورد.

(2-1-b)

 

که در این رابطه r فاصله شعاعی از مرکز لوله می‌باشد، بنابراین از معادله (2-1-b) خواهیم داشت :

 

توزیع تنش در شکل (2-1) نشان داده شده است.

1-1-2- معادله جریان آرام در لوله :

با جایگزینی معادله(2-1) در معادله مدل بینگهام پلاستیک خواهیم داشت:

 

نسبت به r از معادله بالا انتگرال می‌گیریم:

 

(2-2)

اگر هیچگونه لغزشی روی دیواره لوله نداشته باشیم در آن صورت خواهیم داشت :

r=R                   V=0

که R شعاع لوله است.

بنابراین :

 

(2-2-a)

جایگزینی C در معادله (2-2) می‌دهد:

 

یا :

(2-2-b)             

از آنجائیکه بیان معادله جریان برحسب شدت جریان حجمی(Q) معمول‌تر است تا برحسب سرعت، لذا برای ساده کردن بیشتر از روابط زیر استفاده می‌کنیم:

 

 

 

با جایگزینی مقدار V از معادله (2-2-b) در معادله فوق، خوا هیم داشت:

 

 

 

سرعت متوسط برابر است با:

 

با مرتب سازی رابطه بالا می‌دهد:

(2-3)

معادله (2-3) برحسب روابط ریاضی(Consistent Units) بوده و می‌بایست آن را تبدیل به واحدهای عملیاتی (Oil Field Units) نماییم که این تبدیل به صورت زیر خواهد بود:

جمله اول سمت راست:

 

 

 

 

جمله دوم سمت راست:

 

بنابراین معادله (2-3) خواهد شد:

(2-4)    

بطوریکه D=2R  

1-1-3- سرعت بحرانی در داخل لوله :

معادله)4-2( فقط برای جریان آرام مناسب می‌باشد همانطور که قبلاً بیان شد جریان آرام زمانی روی می‌دهدکه Re<2000 باشد و جریان توربولنت (متلاطم) زمانی روی می‌دهد که Re>3000 باشد بنابراین یک بیان برای سرعت بحرانی با درنظر گرفتن Re = 3000 بدست می‌آید.  همانطور که قبلاً گفته‌شد یک سیال نیوتنی سیالی است که در آن Yp=0 باشد.  بنابراین با جایگزینی YP=0 در معادله (2-4) خواهیم داشت:

 (2-5)

 به ویسکوزیته موثر (Effective Viscosity) موسوم بوده و ویسکوزیته‌ای است که سبب می‌شود تا معادله Hagen-Poiseuille برای کلیه سیالات مستقل از زمان در تمام حالات مربوط به جریان آرام  قابل کاربرد گردد.

کاربرد ویسکوزیته موثر در معادله  می‌تواند مقدار دو معادله  و را از لحاظ عددی برابر گرداند.  لذا خواهیم داشت:

 

(2-6)

برای جریان متلاطم:

(2-7)

که  سرعت بحرانی است که در این سرعت جریان متلاطم رخ می‌دهد. از جایگزینی  از معادله (2-6) در شرایط شدت بحرانی در معادله(2-7) خواهیم داشت:

(2-8)

معادله بالا به شکلهای دیگر نیز بیان شده است در حالتی که متلاطم بودن جریان زمانی روی دهد که Re=2000 و یا Re=2500 باشد.

Re = 2000

(2-8-a)

 

(2-8-b)

مثال:  یک گل حفاری با دبی  از داخل لوله حفاری با قطر داخلی 4.5 in و به طول 400 فوت پمپ می‌شود این سیال دارای دانسیته  و پلاستیک ویسکوزیته 15 سنتی پویز و نقطه واروی  می‌باشد.  نوع جریان و مقدار افت فشار درون لوله‌های حفاری را تعیین کنید؟

با استفاده از معادله  سرعت بحرانی را حساب می‌کنیم:

 

 

 

از آنجائیکه  پس جریان آرام است و معادله (2-4) قابل اجرا است:

 

1-2- جریان دالیزی  :Annular Flow

در حفاری چاه نفت، افت‌های فشار فضای حلقوی در جریان آرام مقادیر کوچکی می‌باشند و حدوداً 10% افت فشار کل می‌باشد و معمولاً با افت‌های فشار در حالت جریان متلاطم آنها را در نظر می‌گیرند.  در حفاری چاه نفت با جریان دالیزی، هنگامیکه گل میان لوله‌های حفاری یا لوله‌های وزنه و جداری یا دیواره چاه جریان دارد، مواجه می‌گردیم.  جریان بین صفحات مسطح موازی مسئله کلاسیکی است که غالباً در دینامیک سیالات مورد بررسی قرار می‌گیرد.  معادلات مربوط به جریان آرام سیالات در بین صفحات موازی را برای جریان سیال در داخل دالیز مورد استفاده قرار می‌دهند.  صفحات ساکن بوده و پهنای آنها باندازه کافی بزرگ می‌باشد تا آثار لبه‌ای قابل صرفنظر باشند.  همانطورکه در شکل (2-2) نشان داده شده، جریان مداوم سیالی را بین دو صفحه موازی، مسطح و ساکن که فاصله بین آنها W است در نظر بگیرید.

 

 

 

شکل (2-2):  جریان سیال بین دو صفحه موازی

 

طبق روشی مشابه که برای لوله دیدیم می‌توان نتایج زیر را بدست آورد:

 

 

 

 =  تنش برشی در دیواره

E = عرض صفحه

L = طول صفحه

W = فاصله عمود بین دو صفحه

اگر فاصله بین مرکز مکعب و منتهی الیه مرزی را Y در نظر بگیریم:

W=2y

بنابراین :

 

در هر فاصله‌ای مانند y از مرکز خواهیم داشت:

(2-9)

طبق مدل بینگهام پلاستیک

 

با جایگزینی معادله (2-9) در معادله بالا می‌دهد:

 

با انتگرال گیری نسبت به y :

 

 

(2-10)         

بطوریکه C یک مقدار ثابت است، در شرایط مرزی وقتی y=Y و V=0

(2-10-a)

جایگزینی معادله (2-10-a) در معادله (2-10) و مرتب کردن آن می‌دهد:

(2-10-b)       

  

A = مساحت شکاف = WE =E(2Y)  

 

 

با جایگزینی مقدار V از معادله (2-10-b) در رابطه‌ای که برای dQ بدست آمده خواهیم داشت:

 

سرعت متوسط :

 

بنابراین :

      (2-10-C)

رابطه (2-10-C) بر حسب ΔP بصورت ذیل نوشته می‌شود

 

با در نظر گرفتن:

 

Dh=  قطر چاه

Dp= قطر خارجی لوله حفاری (لوله وزنه)

(2-11)

برای تبدیل معادله فوق به واحد های عملیاتی (Field Unit ):

جمله اول

  

=

 

 

= جمله دوم

 

 

 

بنابراین معادله (2-11) در Field Unit خواهد شد:

 

(2-12)    

 

مثال :

افت فشار در فضای حلقوی را با استفاده از اطلاعات زیر تعیین کنید؟

 9000 فوت = طول لوله حفاری

قطر خارجی لوله حفاری  =5 "

قطر داخلی لوله حفاری  = 4.276 "

)قطر چاه Open Hole) = 8.5 "

پلاستیک ویسکوزیته(PV) =20 Cp

 

300 = دبی GPM

دانسیته گل = 10 PPG

 

 


 
 
Fundamental Concepts
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٠٥ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

-تعریف رئولوژی:

رئولوژی( (Rheologyعلم تغییر شکل مواد اعم از جامد و سیال است به بیان دقیق تر، رئولوژی مطالعه آن دسته از خواص ماده است که حاکم بر روابط بین تنش و کرنش می‌باشد.

Rheo کلمه‌ای یونانی است به معنای جریان وکلمه رئولوژی از سخن معروف هراکلیتوس تحت عنوان همه چیز در جریان است (Everything Flows)  گرفته شده است.

هرگاه نیرویی خارجی بر جسمی وارد شود، آن جسم شکل خود را موقتاً از دست خواهد داد و اگر این تغییرشکل با گذشت زمان ادامه یابد، گفته می‌شود که آن جسم جریان یافته است.  بسیاری از مواد جامد در اثر اعمال نیرو یا بار، رفتار کشسان دارند.  منظور از رفتار کشسان تغییر شکل ماده جامد در اثر اعمال نیرو و بازگشت آن به شکل اول پس از حذف نیرو است. از آشناترین مواد کشسان می توان به لاستیک اشاره کرد.  در پاره‌ای از موارد ماده‌ای که تحت تنش قرار گرفته‌است پس از برداشتن نیرو به حالت اولیه خود بر نمی‌گردد.  نمونه بارز این مطلب خم کردن سیم مسی به اشکال دلخواه است.  اگر پس از برداشتن نیرو جسم به شکل اولیه خود برنگردد، ماده تغییر شکل دائمی داده است.  در سیالات، اعمال نیرو باعث جریان یافتن سیال می شود.

2-تنش و کرنش) Stress and Strain :(

تنش نیروی وارد بر سطح است که در سیستم SI به کمک واحد نیوتن بر متر مربع (N/m2) بیان می گردد.  باید توجه داشت که دو نوع تنش می تواند بر یک جزء از ماده عمل نماید.  تنش های نرمال در جهت عمود بر یک صفحه عمل می‌کنند و تنش‌های برشی در جهت موازی با یک صفحه عمل می نمایند.  در سیالات، تنش برشی عامل جریان یافتن سیالات خواهد بود.

2-1-تنش برشی) :(Shear stress

نیروی لازم برای غلبه بر مقاومت سیال در برابر حرکت تقسیم بر سطحی که نیرو بر آن اعمال میشود.

 

 

2-2-کرنش(Strain):

اندازه‌گیری مقدار تغییر بوجود آمده در جسم بر اثر اعمال نیرو را کرنش نامند.  راههای متعددی برای تعریف اندازه گیری مقدار کرنش وجود دارد.  بطور مثال ازدیاد طول (Elongation) یک نمونه را همانگونه که در شکل (1-1) نشان داده شده است در نظر بگیرید.  بطور ساده می‌توان تغییر طول را یک اندازه گیری از کرنش تلقی نمود.

 

 

 
   

 

 

 

 

 

شکل1-1 : ازدیاد طول ( Elongation ) در یک جسم جامد

= L – L0کرنش

 

اما این اندازه گیری مفید نیست زیرا مقدار کرنش تابعی از طول اولیه است.  تعریفی مناسب است که نشان دهد اگر نمونه ای بطور یکنواخت تغییر شکل یابد، هر جزء آن (و نه کل آن) دقیقاً چه کرنشی را تحمل می نماید.  بدیهی است که این منظور با تعریف کرنش بصورت زیر تأمین می شود.

 

کرنش

 

نوع دیگری از تغییر شکل که در رئولوژی بسیار مهم می‌باشد برش ساده است که در شکل (2-1) نشان داده شده است.  این نوع تغییر شکل هنگامی رخ می‌دهد که ماده‌ای فاصله بین دو صفحه مسطح موازی را پر نموده و صفحه بالایی بطور خطی جابجا گردد، اگر هیچگونه لغزشی (Slip)در سطح صفحات وجود نداشته باشد هر جزء از ماده دقیقاً در معرض یک تغییر شکل موضعی قرار خواهد گرفت.  کرنش برشی عبارت است از اندازه گیری کمی این تغییر شکل.  برای مطالعه سیالات اغلب ماده را در معرض برش مداوم با یک شدت ثابت قرارمی‌دهند، این مقصود با حرکت دادن صفحه بالایی با یک سرعت ثابت تأمین می‌گردد.  این جریان بنام برش ساده مداوم     Steady Simple Shear)  (مرسوم است و شدت برش (Shear Rate)بصورت زیر تعریف می‌گردد:

شدت برش نسبت تفاوت سرعت بین دو لایه از سیال به فاصله این دو لایه است.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 2-1:  برش ساده

2-3-معادله ابعادی:

شدت برش(که شدت تغییر شکل نیز نامیده می‌شود) دارای واحدی برابر عکس زمان است.

 

3-جریان سیال((Fluid Flow:

جریان یک سیال در یک لوله با هر سطح مقطعی دارای یک لایه با سرعت صفر در مجاورت دیواره لوله می‌باشد.  سرعت لایه‌های مجاور هر چه بسمت مرکز لوله نزدیک شود افزایش پیدا می‌کند تا اینکه در مرکز لوله سرعت جریان حداکثر می‌شود. (شکل 3-1)

 

 

 

 

 

 

                       

 

    

شکل 3-1:  مقطع جریان سیال در یک لوله

این افزایش سرعت از صفر در دیواره لوله تا مقدار حداکثر در مرکز لوله ناشی از لغزش لایه‌ها بر روی یکدیگر می‌باشد.  یک لایه با سرعت زیاد از مجاورت لایه با سرعت کمتر می‌لغزد و بدین ترتیب حرکت لایه‌ها باعث به جریان درآمدن سیال می‌گردد.  به منظور ادامه یافتن این جریان یک منبع انرژی پیوسته لازم است.  عمل لغزش لایه های سیال به وسیله تنش برشی همراهی می‌شود که شدیداً به سرعت و گرانروی سیال وابسته است.

 

4-ویسکوزیته :(Viscosity)  

کلیه سیالات مقاومت معینی در مقابل تغییر شکل از خود نشان می‌دهند.  این مقاومت نتیجه اصطکاک مولکول‌هایی است که بر روی یکدیگر می‌لغزند.  این خصوصیت را ویسکوزیته می‌نامند.  به بیان دیگر ویسکوزیته معیار معکوسی از قدرت ماده برای حرکت است.  هر چه ویسکوزیته سیال بیشتر باشد قدرت حرکت آن کمتر است.  ویسکوزیته در واقع نسبت تنش برشی به شدت برش است.  ویسکوزیته به نوع و دمای سیال بستگی دارد.  دما روی فواصل بین مولکولی تأثیر بسیار زیادی دارد.  در مایعات، فاصله بین مولکولی با افزایش دما، افزایش می‌یابد که باعث کاهش نیروی پیوستگی و ویسکوزیته سیال می‌شود.  در گازها، افزایش دما موجب می‌شود که نیروی جنبشی مولکول‌ها افزایش یافته و نیروهای پیوستگی کاهش یابند.  در عمل تاثیر دما بر نیروهای جنبشی گاز بیشتر از نیروهای پیوستگی است و عاملی که در مقابل حرکت سیال مقاومت می‌کند برخورد مولکول های گاز در اثر نیروی جنبشی است، بنابراین ویسکوزیته گازها با افزایش دما افزایش می‌یابد.

4-1-واحدهای ویسکوزیته:

همانطور که قبلاً بیان شد، ویسکوزیته در واقع نسبت تنش برشی (Shear Stress) به شدت برش (Shear Rate) است.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 
   

 

 

 

 

 

 

 

 

4-2-رابطه بین ویسکوزیته و دما در مایعات وگازها:

4-2-1-در مایعات:

 

ویسکوزیته مایع در t درجه سانتیگراد

ویسکوزیته مایع در 0 درجه سانتی گراد بر حسب پویز

مقادیر ثابت برای مایعات

برای آب:

 

4-2-2-در گازها:

 

 

برای هوا:

 

4-3-ویسکوزیته نسبی  :(Relative Viscosity)

ویسکوزیته نسبی یک سیال نسبت ویسکوزیته آن به ویسکوزیته آب در 68ºF(20ºC) است.  چون ویسکوزیته آب در  20ºCبسیار نزدیک به یک سانتی پویز است، بنابر ملاحظات عملی ویسکوزیته نسبی یک مایع را می‌توان عدداً برابر ویسکوزیته آن برحسب سانتی پویز گرفت.

4-4-ویسکوزیته مخصوص :(Specific Viscosity)

ویسکوزیته مخصوص یک مایع، نسبت ویسکوزیته مایع در درجه حرارت معین به ویسکوزیته یک مایع استاندارد در همان درجه حرارت است.  مایع استاندارد معمولاً آب و یا در مورد محلول‌ها، حلال در نظر گرفته می‌شود.

 

 

 

4-5-ویسکوزیته سینماتیک :(Kinematic Viscosity) 

نسبت گرانروی به چگالی را گرانروی سینماتیک می‌نامند و دارای واحد سانتی استوکCentistoke) ( است.

 

واحد دیگر گرانروی بر حسب زمان SUS  ( Suybolt Universal Seconds)است که از روی زمان حرکت سیال بین دو نقطه مشخص تعیین می‌شود.

مثال 1:  دو صفحه به فاصله  1cmاز یکدیگر قرار گرفته‌اند اگر مساحت صفحه بالایی  باشد و صفحه پایینی ساکن باشد، مطلوبست ویسکوزیته بر حسب سانتی پویز برای سیالی که بین این دو صفحه قرار گرفته است اگر نیرویی برابر با  100دین لازم باشد که صفحه بالایی را با سرعت ثابت  ایجاد کند.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

مثال 2:  اگر معادله پروفیل سرعت روی صفحه‌ای بصورت  باشد و در آن  بر حسب  در فاصله‌ای به اندازه  سانتی‌متر بالای صفحه باشد، مطلوبست محاسبه تنش برشی در  سانتی‌متر.  ویسکوزیته را برابر 8.4 پویز بگیرد.

 

مثال3: جریان سیال در شکل (4-1) دارای ویسکوزیته مطلق به مقدار  و وزن مخصوص lb/ft3 می‌باشد.  مطلوبست محاسبه گرادیان سرعت و تنش برشی در نقاطی با فواصل 392, 160 اینچ از صفحه با فرض:

1-توزیع سرعت بصورت خطی

2- توزیع سرعت بصورت سهمی

این سهمی دارای رأس در نقطه A و مبدأ در نقطه B می باشد.

 

 

 
   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 4-1

 

1-در حالت خطی بودن توزیع سرعت:

رابطه بین سرعت u و فاصله y

 

گرادیان سرعت

 

چون توزیع سرعت خطی می‌باشد برای نقاط 2،1و3 اینچ بالای صفحه،  و ثابت بوده و به ترتیب برابر هستند با:  و .

2-در حالت سهمی بودن توزیع سرعت:

معادله سرعت برابر است با   که  ثابت هستند و مقادیر آنها به کمک شرایط مرزی بصورت زیر بدست می‌آید.

 

 

با جایگزینی شرط مرزی (a) در معادله سرعت خواهیم داشت:

 

با جایگزینی شرط مرزی (b) در معادله سرعت خواهیم داشت:

 

و با جایگزینی شرط مرزی (c) در معادله سرعت خواهیم داشت:

 

5- انواع جریان) (Types  of  Flow

جریان سیالات بطور کلی به دو صورت در نظر گرفته می‌شود.

1- آرام Laminar Flow

2- جریان متلا طم Turbulent Flow

5-1- جریان آرام Laminar Flow :

در جریان آرام مولکولهای سیال روی خطوط فرضی بنام خطوط جریان  (Stream Lines)که به موازات محور لوله قرار دارند حرکت می‌کنند، در این حالت که در شکل 5-1 نشان داده شده است هر لایه‌ای از سیال روی لایه مجاورش بصورت همواری لغزش می نماید.  سرعت حرکت هر لایه به سمت مرکز لوله افزایش می‌یابد بطوریکه ماکزیمم سرعت در مرکز لوله می‌باشد.  نوع خاصی از جریان آرام به نام Plug Flow وجود دارد که سیال در این نوع به قسمی در لوله جابجا می‌شود که به‌نظر می‌رسد لوله مسدود است و فاصله از مرکز لوله هر چقدر باشد باز سرعت ثابت است.  (شکل5-1)

Plug Flow فقط در انواع معدودی از سیالات مانند سوسپانسیون بنتونایت در حفاری نمایان می‌شود.  Plug Flow در گل‌های با ویسکوزیته بالا و در سرعت‌های پایین رخ می‌دهد.

5-2-   جریان متلا طم Turbulent Flow:

جریانی است که در آن مولکولهای سیال حرکتی درهم وبرهم و نامنظم دارند و Shear Stress بین ذرات سیال نیز نامنظم و در جهات گوناگون است.  (شکل 6-1)

 

       
       
 

 

 

 

 
   

 

 

 

 

 

 

شکل 5-1:  مقطع سرعت جریان درون لوله در رژیم‌های جریانی آرام و Plug

 

 

 

 
   

 

 

 

 

 

 

 

Turbulent Flow

شکل 6-1 : مقطع سرعت جریان درون لوله در رژیم جریانی متلاطم

 

 

 

 

 

5-3- معیار تعیین نوع جریان (Criteria for Type of  Flow):

از پارامترهای سرعت سیال، ویسکوزیته، دانسیته و همچنین قطر لوله در تعیین نوع جریان استفاده می‌شود.  این پارامترها تشکیل یک عدد بدون بعد بنام عدد رینولدز را می‌دهند.

 

که :

D: قطر لوله (m)

 دانسیته سیال :(kg/m3)

V: سرعت سیال (m/s)

ویسکوزیته سیال : (pa.s)

عدد رینولدز (Re) درمطالعات جریان سیال از اهمیت بسیار زیادی برخوردار است، معمولاً برای Re کوچکتر از 2000 جریان آرام و برای Re بزرگتر از 3000 جریان متلاطم است.  بنابراین تغییر سریع از جریان آرام به جریان متلاطم وجود ندارد.

اگر بخواهیم مستقیماً از واحدهای Field جهت محاسبه عدد رینولدز استفاده کنیم یک ضریب در رابطه بالا ظاهر می‌شود.

Reynolds Number Using Field Units

Oil field

 

Parameter

in

 

Diameter

ft/min

 

Velocity

lbm/gal

 

Density

cp

 

Viscosity

 

 

6- انواع سیالات : Types of Fluids

معمولاً در مهندسی مکانیک سیالات به دو دسته تقسیم می‌شوند:

1-    سیال نیوتنی

2-    سیال غیر نیوتنی

6-1-سیال نیوتنی:

سیالات نیوتنی گروهی از سیالات هستند که بین تنش برشی و شدت برش آنها بطور ساده رابطه  برقرار باشد.  این سیالات به مجرد اعمال یک نیرو هر چند اندک شروع به حرکت می‌کنند.  رسم شدت برش در مقابل تنش برشی به منحنی جریان (Flow Curve) موسوم است.  شیب این منحنی برای یک سیال نیوتنی ثابت بوده و برابر میزان ویسکوزیته است.  (شکل 7-1)

مطابق این شکل داریم که در آن  زاویه بین خط و محور افقی می‌باشد.

 

 

 
   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 7-1:  رابطه بین شدت برش و تنش برشی در سیالات نیوتنی

 

آب و گازوئیل نمونه‌هایی از سیالات نیوتنی می‌باشند.  مایعات یا محلول‌های دارای وزن مولکولی پایین و نیز تمام گازها دارای رفتار نیوتنی هستند. 

6-2- سیال غیر نیوتنی:

منحنی جریان سیالات غیر نیوتنی خطی نیست.  دراین نوع سیالات ویسکوزیته ثابت نمی‌باشد و با شدت برش تغییر می‌کند.

امولسیون‌ها، سوسپانسیونهای جامدات، محلولهای پلیمری و.... معمولاً سیالات غیرنیوتنی می‌باشند.

عموماً سیالات غیرنیوتنی به سه گروه عمده زیر تقسیم می‌شوند :

1-  سیالات مستقل از زمان که درآنها ویسکوزیته در یک نقطه مشخص فقط تابع تنش برشی در همان لحظه و در همان نقطه است.

2-    سیالات تابع زمان که در آنها ویسکوزیته نه تنها بستگی به شدت برشی دارد بلکه تابع زمان نیز است.

3-  سیالات ویسکوالاستیک  (Viscoelastic)که در آنها پس از قطع یک تنش برشی تغییر شکل دهنده یک بازگشت الاستیک جزیی مشاهده می‌شود این مواد هم خواص سیالات وهم خواص جامدات الاستیک را دارا می‌باشند.

6-2-1- سیالات غیر نیوتنی مستقل از زمان

Time Independent Non Newtonian Fluids

سیالاتی که درآنها ویسکوزیته صرفاً تابعی از شدت برش است به نام سیالات ویسکوز غیر نیوتنی یا سیال نیوتنی تعمیم یافته (Generalized Newtonian Fluids) مرسوم شده که خود این سیالات به دو گروه تقسیم می‌شوند:

1-    سیالات دارای تنش تسلیم Yield Stress))

2-    سیالات فاقد تنش تسلیم

6-2-2- سیالات دارای یک تنش تسلیم :

اگر ماده‌ای بتواند مقدار مشخصی تنش را (یعنی تنش تسلیم) بدون آنکه جاری شود تحمل کند، پدیده‌ای بنام پلاستیسیتی را نمایش داده است در مقادیر بالاتر از تنش تسلیم، ماده بطور مداوم همانند یک سیال تغییر شکل خواهد داد.  علت این رفتار فیزیکی خاص معمولاً به ساختمان داخلی سه بعدی ماده نسبت داده می‌شود.  این ساختمان داخلی قادر است تا تنش برشی کمتر از مقدار تسلیم را بدون آنکه ناگزیر به حرکت شود تحمل نماید ولی پس از آن در هم فروریخته و اجازه حرکت برشی را می‌دهد.  منحنی جریان این نوع مواد در شکل 8-1 نشان داده شده است این منحنی ها محور تنش برشی را در نقطه  قطع می‌کنند.

 

 

 

 

 

                      

 

 

 

 

شکل 8-1 : رابطه بین شدت برش و تنش برشی در سیالات بینگهام پلاستیک

سیالات مدل بینگهام پلاستیک شامل دوثابت می‌باشند.  یکی تنش تسلیم و دیگری ویسکوزیته پلاستیک .  این مدل نمایانگر یک منحنی جریان خطی است.

معادله تئوری جریان این نوع سیالات بصورت ذیل است:

 

6-2-3- سیالات فاقد یک تنش تسلیم:

تعدادی از سیالات فاقد تنش تسلیم می‌باشند که به دو دسته تقسیم می‌شوند:

1-      سیالات شبه پلاستیک Pseudoplastic

2-      سیالات دایلاتانت Dilatant

سیالات شبه پلاستیک (Pseudoplastic) مانند سیالات نیوتنی به مجرد اعمال نیرو شروع به حرکت می‌کنند در این سیالات بر خلاف سیالات نیوتنی تنش برشی رابطه غیر خطی با شدت برش دارد.  (شکل 9-1) جریان اینگونه سیالات به کمک معادلات زیر نشان داده می‌شود که به پاورلا    (Power law) معروف می‌باشد.

 

اگر از طرفین رابطه بالا log گرفته شود خواهیم داشت:

 

رابطه فوق نشان می‌دهد که منحنی log τ بر حسب log γ بصورت یک خط می‌باشد که log k برابر با عرض از مبداء و n برابر با شیب خط می‌باشد.

 :nشاخص رفتار جریان (Flow Behavior Index) که شیب منحنی در مختصات لگاریتمی بوده و از یک به سمت صفر با افزایش شبه پلاستیک بودن تغییر می‌نماید.

 :Kشاخص پایداری (Consistency Index)نشان می‌دهد که سیال تا چه حد قابل پمپ شدن می‌باشد هر چه K بزرگتر باشد سیال ویسکوزتر و پمپ کردن آن مشکل‌تر است.

در سیالات شبه پلاستیک ویسکوزیته ظاهری با افزایش شدت برش کاهش می‌یابد.

 

 

 

 
   

 

 

 

 

 

                                           

                                                Log K

 

 

 
   

 

 

 

 

شکل 7-1 : رابطه بین شدت برش و تنش برشی در سیالات فاقد تنش تسلیم

 

 

شکل 9-1:  رابطه بین شدت برش و تنش برشی در سیالات فاقد تنش تسلیم

 

6-2-4- سیالات دایلاتانت :(Dilatant Fluid)

در سیالات دایلاتانت بر خلاف سیال شبه پلاستیک، ویسکوزیته ظاهری با افزایش شدت برش افزایش می‌یابد این مواد بسیار کمتر از سیالات شبه پلاستیک مرسوم هستند.  معادله پاورلا برای این نوع سیالات نیز در حالت n>1 قابل استفاده است.  در برخی از سوسپانسیونهای آبی دی‌اکسید تیتانیم، برخی محلول های پودر ذرت – شکر، بعضی رنگها و پودر آهن در مایعات دارای ویسکوزیته پایین، رفتار سیالات دایلاتانتی دیده می‌شود.

6-2-5- Shear Thinning:

ویسکوزیته ظاهری در برخی از سیالات غیرنیوتنی بینگهام پلاستیک و پاورلا در جریان آرام با افزایش شدت برش، کاهش می یابد این اثر بعنوان Shear Thinning شناخته می‌شود.

یادآوری می‌شود که ویسکوزیته ظاهری عبارتست از :

 

در سیالات مدل نیوتنی :

 

در سیالات مدل بینگهام پلاستیک:

 

در سیالات مدل پاورلا:

 

 

6-3-  سیالات غیر نیوتنی تابع زمان Time-Dependent Non-Newtonian Fluid

بیشتر سیالات واقعی دارای رفتار پیچیده‌تری از آنچه که تاکنون بحث گردیده است می‌باشند. بسیاری از مایعات غیر نیوتنی نه تنها ویسکوزیته‌ای وابسته به شدت برش دارند بلکه ساختمان آنها نیز تابع زمان است، البته طبیعی است که ساختمان سیال با شدت برش تغییر پیدا کند ولی اگر تطبیق یافتن سیال با شدت برش اعمال شده نیازمند زمان قابل توجهی باشد، در آن صورت ملاحظه خواهد شد که ویسکوزیته اندازه گیری شده در یک آزمایش برشی ساده نه تنها با شدت برش تغییر می‌کند بلکه تابع زمان نیز هست این مواد معمولاً به دو گروه تقسیم می‌شوند:

1-     سیالات تیکسوتروپیک

2-     سیالات رئوپکتیک

وجه تمایز دو گروه فوق در کاهش و یا افزایش ویسکوزیته با گذشت زمان در شرایط تنش برشی مشخص و دمای ثابت می‌باشد.

6-3-1- سیالات تیکسوتروپیک (Thixotropic) :

این مواد اگر در معرض یک شدت برش ثابت و در دمای معین قرار داده شوند، تنش برشی آنها نسبت به زمان یک کاهش برگشت پذیر خواهد داشت.  البته تنش برشی در نهایت به یک مقدار حدی (که با تعادل ایجاد شده در ساختمان سیال، بدلیل اعمال یک شدت برش مشخص، سازگار است) دست خواهد یافت. (شکل 10-1)

منحنی جریان با انجام آزمایش منفرد قابل اندازه‌گیری‌ است. در این آزمایش شدت برش بطورمداوم از صفرتا یک مقدار ماکزیمم افزایش‌یافته‌وسپس فوراً بطورمداوم کاهش پیداکرده تا به صفر برسد.

 

           
         
   
 
 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 10-1 : رابطه بین شدت برش و تنش برشی در سیالات تیکسوتروپیک

 

برای توجیه رفتار سیالات تیکسوتروپیک می‌توان گفت اگر سیالی تحت تأثیر میزان برش ثابتی قرار گیرد، بتدریج ساختمان مولکولیش شروع به شکستن نموده و ویسکوزیته با افزایش زمان کاهش می‌یابد، هر چه میزان برش بیشتر باشد، میزان شکستگی مولکولی و کاهش ویسکوزیته نیز بیشتر خواهد بود.  مولکول‌های شکسته شده می‌توانند مجدداً بهم چسبیده و به حالت اول برگردند.  هر چه تعداد مولکول‌های شکسته شده بیشتر گردد، احتمال برگشت به حالت اول نیز بیشتر می‌شود زیرا مولکول‌های شکسته شده بیشتری وجود دارند که می‌توانند بهم بچسبند.  نهایتاً تعادل دینامیکی برقرار خواهد شد که در آن تعداد مولکول‌هایی که می‌شکنند و مولکولهایی که بهم می‌چسبند برابر خواهد گشت.  مثال‌هایی از خواص تیکسوتروپیک در موارد زیر یافت شده‌است برخی محلول ها یا مذاب های پلیمرهای دارای جرم مولکولی بالا، گل حفاری چاه نفت، گریس‌ها، مارگارین، مرکب های چاپ و رنگها.

6-3-2- سیالات رئوپکتیک (Rheopectic):

این مواد نادر هستند و دقیقاً عکس سیالات تیکسوتروپیک می‌باشند.  سیالات رئوپکتیک در شدت برش ثابت وتحت شرایط ایزوترمال یک افزایش برگشت‌پذیر را در تنش برشی نسبت به زمان نشان می‌دهند.  از نمونه سیالات رئوپکتیک می‌توان به محلول گچ در آب و سوسپانسیون‌های رسی بنتونایت اشاره نمود.

 

 

 
   

 

 

 

 

               

 

 

 

 

 

Time, t         

 

شکل 11-1: منحنی جریان برای سیال رئوپکتیک

 

6-4- سیالات ویسکوالاستیک:

این مواد هم خاصیت ویسکوز و هم خاصیت الاستیک را توأماً دارا می‌باشند.  در یک جامد الاستیک ایده آل، رابطه بین تنش و کرنش مستقل از زمان است ولی در یک ماده ویسکوالاستیک تنش لازم جهت حفظ یک کرنش ثابت به مرور زمان کاهش می‌یابد.  از طرف دیگر بر خلاف سیالات مستقل از زمان، پس از قطع تنشی که موجب جریان یافتن یک سیال ویسکوالاستیک شده است، بخشی از تغییر شکل بتدریج باز خواهد گشت.  مثالهایی از سیالات ویسکوالاستیک عبارتند از قیرها، خمیر نان و محلول ژلاتین.

مثال1:  دو صفحه به فاصله  1cmاز یکدیگر قرار گرفته اند اگر مساحت صفحه بالایی2cm2 و صفحه پایینی ساکن باشد حساب کنید Yield Point(Yp)و ویسکوزیته پلا ستیک(PV)  سیالی را که بین این دو صفحه قرار گرفته است، اگر نیروی 200 دین لازم باشد تا باعث گردد که صفحه بالایی شروع به حرکت کند و نیروی 400 دین لازم باشد تا صفحه بالایی با سرعت ثابت 10 cm/s حرکت کند.

حل:

 

 

 

 

 

مثال2:  دو صفحه به فاصله  1cmاز یکدیگر قرار گرفته‌اند اگر مساحت صفحه بالایی و صفحه پایینی ساکن باشد، شاخص پایداری(K)  و شاخص رفتار جریان (n) را حساب کنید در صورتیکه یک نیروی 50 دین لازم باشد تا صفحه بالایی با سرعت ثابت  حرکت کند و نیروی 100 دین لازم باشد تا صفحه بالایی با سرعت ثابت  حرکت کند.

 

 

 

7-  اندازه گیری خواص رئولوژیکی:

در مورد سیالات نیوتنی صرفاً یک اندازه‌گیری، عمدتاً ویسکوزیته، کافی است در حالیکه برای سیالات غیر نیوتنی حداقل انجام دو اندازه گیری تجربی لازم است تا خواص رئولوژیکی تعیین گردند.

7-1- تعیین آزمایش پارامترهای رئولوژیکی

(Experimental Determination of Rheological Parameters)

وسایل زیر عملاً در سر چاه مورد استفاده قرار می‌گیرد:

1)    ویسکومتر قیف مارش

2)    ویسکومتر دوار

7-1-1- ویسکومتر قیف مارش: (The Marsh Funnel Viscometer)

قیف مارش وسیله‌ای بسیار ساده برای اندازه‌گیری سریع گرانروی در سرچاه می‌باشد.

 

 

(شکل 12-1)

 

 

       
     
 
   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شکل 12-1:  ویسکومتر قیف مارش و ظرف واحد اندازه گیری


 
 
Glycol System
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٠٠ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

 

Glycol System

 

 

 

SYSTEM INFORMATION & GUIDELINES

 

The glycol based system is a high performance, environmentally friendly alternative to traditional Invert Oil Emulsion Mud (IEOM) systems. In addition to reducing environmental concerns, this flexible system delivers superior performance and is easily customised to meet specific operational requirements. The system is primarily used to drill moderate to highly reactive shales and claystones.

The benefits realised with the Glycol System system include: -

  • Stabilise troublesome shales and claystones.
  • Minimise Pore Pressure Transmission and improve wellbore stability.
  • Superior lubricity characteristics.
  • Low surface dilution rates, reducing drilling fluid costs and environmental discharges.
  • Excellent fluid hydraulics.
  • Ease of displacement and clean up.

 

In addition, the system is ideal for use in challenging wells located in environmentally sensitive areas i.e. high angle, extended reach wells, etc.

 

Principal Application;

The principal application for low molecular weight, water-soluble glycols is in drilling reactive or sensitive shales. Wellbore and cuttings stability is significantly improved with their use. Additionally, the reduced dilution rate decreases the volume of fluid discharged. Experience has clearly demonstrated that, despite the higher initial make-up costs, the low dilution rates offset the overall drilling fluid cost as well as drilling cost due to improved performance. The benefits of reduced dilution may also be realised in less reactive areas, making the fluid viable across a wide range of applications.

 

The GLY-DRILL™ System

Products

+

Technology

Shale Inhibition

 

Glycol software

Shale Stabilisation (encapsulation)

 

Quantification

Glycols

 

Shale characterisation

Viscosifiers

 

 

Fluid Loss Control

 

 

Salinity

 

 

Alkalinity

 

 

 


 

Shale Inhibition

                     KCl performs two functions within the GLY-DRILL™ system. The main function is the primary source of the inhibitive K+ cation. The inhibitive property of K+ while drilling reactive shales and claystones is commonly known and understood. The K+ level, derived from the KCl, is determined from either historical data or shale characterisation and is usually between 3% to 8% KCl. The second function is to provide a salinity level where the selected Glycol “Clouds out”.

 

 

 

The inhibition mechanisms related to the GLY-DRILL system can be divided into three components.

• Pore pressure transmission

• Capillary effects

• Cloud point behaviour

 

Pore Pressure Transmission

One of the major mechanisms which can cause shale failure is a formation pressure increase in combination with swab/surge pressures. In permeable formations such as sandstones, the pressure differential between drilling fluid and pore fluid (overbalance) generates a filter cake on the borehole wall that acts as an impermeable membrane. The fluid pressure differential will be exerted on the filter cake and provide effective fluid pressure support to the borehole wall.

 

Shales are normally considered non-permeable, but they do have limited permeability. This permeability is in the order of 10-6 to 10-12 Darcy. In shales, no filter cake can be formed since the permeability of shales is lower than the permeability of the “normal” filter cake. Thus, the drilling fluid pressure is directly in contact with the formation and will equalize with the pore pressure around the wellbore.

 

With time, the drilling fluid pressure will gradually reach further into the formation. This slow fluid pressure invasion is referred to as pore pressure penetration. This leads to pressure equalization between the mud column and the near-wellbore shale fluid. This reduce effective fluid support and thus increases the rock stress level around the wellbore. Stress levels may then become so high that compressive rock failure will occur. Swab pressures temporarily lower the effective fluid support even further, bringing the shale or clay close to failure, or causing actual failure resulting

 

 

in cavings or borehole collapse. An initially stable wellbore can become unstable with time due to pore pressure penetration in combination with swab/surge pressures.

 

 

 

Figure 2-2 Pore Pressure Transmission with AQUA-COL TM and 10% by Weight KCL

 

The degree of pore pressure penetration depends upon the type of drilling fluid, type of shale (permeability), and amount of overbalance. Pore pressure penetration can be measured in the laboratory.

 

Capillary Effects

 

Neither water-base fluids nor oil-base fluids form a solid filter cake in shale. Under normal fluid pressures, shales are permeable to water-base fluids but completely impermeable to oil. The stable behaviour of shales while drilling with oil-base fluid or synthetic-base fluids is a result of capillary action. When oil enters a shale, it has to overcome a threshold capillary pressure caused by the capillary effect between oil and the pore fluid. The capillary pressure is in the order of thousands of psi and is generally too large to be overcome by the fluid pressure differential. The threshold pressure, therefore, acts as an alternative “fluid (mud) filter cake”, providing effective fluid support to the wellbore.

 

 

 

 

 

A consequence of the above is that shale instability with oil and synthetic drilling fluids is normally caused by lack of fluid support, i.e., too low a fluid density.

 

 

 

 

 

 

Cloud Point Behaviour

Improvement in inhibition seen over a wide range of temperatures is directly related to the cloud point of the glycol. Cloud point is the transition point or start of phase separation at which the glycol changes from being water soluble to water insoluble.

 

Research carried out by other investigators (SPE 28960) concluded that the glycol is adsorbed by the clay. During the adsorption process, water is displaced from the clay surface and ordered structures of polyols are formed. A weak attachment is postulated because of the observation that there is no rapid depletion of the polyol in the drilling fluid system.

For this to be the case, there must be some mechanism of association and disassociation of the polyol in the circulating system. The nature of these structures and their stability in aqueous fluids is strongly controlled by the presence of potassium cations with certain polyols.

 

• Under most conditions, a single polyol layer forms on the clay in the presence of potassium. The resulting complexes are stable in water.

• A complex containing two polyol layers is formed when potassium is absent. This complex is less stable in water.

• Studies on other polyols conclude an additional contribution comes from interactions between polyol molecules at the clay surface.

 

Polyol fluids are effective in most shale types, particularly in young or relatively uncompacted shales with high clay contents. Compared with for example a standard KCl/polymer fluid, polyol systems give improved wellbore conditions and produce firmer cuttings that do not readily disperse into the fluid. These attributes frequently combine to give faster drilling rates, fewer or less severe drilling problems, and reduced fluid volumes that translate into reduced drilling costs.

 

Cloud Point

Cloud point is a phenomenon exhibited by many glycols. The solubility of these glycols in water decreases as temperature increases, with materials that are fully soluble at room temperature forming separate phases at higher temperatures. The temperature at which the glycol and water separate is known as cloud point, since the previously clear solution becomes “cloudy” upon separation.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Engineering Cloud Point

 

For glycols at room temperature, water solubility decreases with increasing molecular weight. Low molecular weight glycols are typically more soluble in freshwater systems than in high molecular weight glycols. Two factors control the cloud point of freshwater soluble glycols:

 

• water salinity

• glycol concentration

 

An increase in either of these factors results in a lower cloud point temperature.

 

When a glycol is mixed in water below the resultant solution’s cloud point, it is evenly distributed as minute droplets known as micelles. The micelles are stabilized by hydrogen bonding between the water molecules and oxygen atoms present in the glycol molecule. The stabilization process is known as hydration. As temperature increases, hydration decreases until the micelles are no longer stable in an aqueous environment. Consequently, they coalesce in large numbers and form a separate phase that is distinct from the water.

 

The “clouding” process is reversible. If the solution is subsequently cooled, the two phases recombine to form a clear, single-phase solution. Baker Hughes INTEQ has engineered combinations of glycol concentration and salinity to design a drilling fluid where glycols are in solution on the surface and out of solution downhole. As bottom hole temperatures change with depth, the system’s cloud point can be adjusted to maintain optimized drilling performance and shale stability.

 

 

 

 

 

The great variety of cloud point temperatures seen indicates that one polyol may not be suitable for all applications. Additionally, the polyol will have to be selected based upon its cloud point at a specified salinity.

 

Alternatively, the cloud point of the polyol can be adjusted by altering the salinity of the liquid phase. Varying the polyol type and system salinity has afforded Baker Hughes INTEQ effective control of the cloud point over a wide operating range.

 

Cloud point is modified at the wellsite using an software program called GLY-CAD® which models the downhole behaviour of water-soluble glycol products such as AQUA-COL™ and AQUA-COL™ D. With this program, the concentrations of salt and glycol can be engineered to match the operational needs of the drilling fluid. Depending on downhole conditions, such as formation temperature, the optimum blend of glycols and salts is determined to achieve the most effective cloud point for shale inhibition.

 

Shale Inhibition and Drilling Performance

Studies have been conducted to examine the benefits of cloud point behaviour on drilling performance and shale stability. The results have shown distinct performance benefits both above and below cloud point.

 

Above the Cloud Point

Above the cloud point, glycols are present as emulsions while the separate phases are continually intermixed by the circulating system, particularly at the bit. These emulsions block pores in the formation, preventing fluid invasion and consequent instability in water-sensitive formations.

 

The GLY-DRILL system can be engineered such that drill cuttings at the bottom of the hole are initially above the system’s cloud point. When this occurs, a protective glycol layer forms around the cuttings as a result of glycol “clouding out” on its surface. This prevents the cuttings from reacting with water until they have risen to a point in the wellbore where the fluid temperature drops below the cloud point, allowing the glycol to re-dissolve into the fluid. This explains both the increased inhibition present when using the GLY-DRILL system in reactive shales and the low glycol depletion rates seen in the field.

 


 

 

Below the Cloud Point

Glycols still provide enhanced performance below the cloud point. Field evidence has shown that glycols below the cloud point deliver improved shale stability. Also, laboratory studies have shown that shale inhibition with glycols is more effective when water-soluble, rather than water-insoluble, glycols are employed. One explanation is that the glycols adsorb onto shale surfaces via oxygen molecules present in the glycol chain. Once the water-soluble glycols enter the formation, the higher formation temperature causes the glycol/water solution to phase separate in-situ, forming an emulsion. The hydrophobic glycol droplets in the emulsion fill and block the shale pores, preventing further fluid invasion and stabilizing the shale.

 

 

 

Many theories have been put forward to explain the shale inhibition mechanism of glycols. Of these, the following mechanisms are believed to be the most conclusive.

 

• Schlumberger Cambridge Research suggests that the main function of the polyol is to compete with water molecules for adsorption sites on the clay minerals present in shales. They also conclude that when KCl is present, there is a good correlation between inhibition and adsorption of polyol. Strong adsorption still occurs from distilled water and, although polyol intercalates are formed, they have a slightly higher basal spacing and the resulting complexes are much less stable in water.

 

• Jachnik & Green (SPE28963) of INTEQ Fluids studied the effects of clouding polyols in aqueous solutions with varying salinities. They conclude that the formation of an aggregation of hydrophobic molecular droplets contribute to the lowering of both static and dynamic filtration, thus achieving a reduction in pore pressure penetration of invasive fluids. They also demonstrate that a relatively narrow operating band exists for optimum benefit from clouding polyols in Thermally Active Micro Emulsion (TAME) type fluids. The ideal operational environment for TAME type fluids is when the fluid temperature is below the cloud point and the formation temperature is close to or above the cloud point. In these cases, pore plugging will occur just inside the rock matrix as the material clouds out within the hotter environment, sealing the formation against further ingress. At this point, surfactant/polymer interactions will be at their greatest, as well as any complexation of surfactant with monovalent ions in solution such as potassium. Optimum benefit for long term borehole stability should occur in this scenario.

 

 

 

 

It can be concluded that shale inhibition and formation protection is achieved by:

 

• the polyol displacing water from adsorption sites on clay minerals present in shales, and

• blocking the formation pores from further ingress of invasive fluids by “clouding out.”

 

 

Formation Damage

Several operators have now carried out studies to evaluate the effect of polyols in drilling and coring fluids on reservoir permeability. These studies have shown no adverse effects on the formation samples tested. Many suggest that the polyol actually protects the productive rock from impairment by the drilling fluid provided it is above the cloud point.

As discussed earlier, the theory is that the polyol emulsion protects the formation from excessive fluid invasion by pore plugging just inside the rock matrix as the material “clouds out” within the hotter environment, thus sealing the pores against further ingress. At this point, surfactant/ polymer interactions and complexation of surfactant with monovalent ions (such as potassium in solution) will occur more frequently.

 

These reactions provide optimum benefit for long term borehole protection by acting as a blocking layer which compliments polymer additions. An additional benefit may be the inhibition of interstitial clays.

 

Filter Cake

Once part of the clouding polyol in solution becomes hydrophobic, a significant improvement in filter cake quality is seen. Water tends to bead on the surface and the cake is easier to “peel off” the filter medium.

 

Well Clean-Up

Production after acidization and completion of wells has been above operator expectations. Unfortunately, no information on skin damage and comparisons of production rates before and after using polyols has been made available. It is thought that quick plugging of low permeability sandstones (< 20 mDarcy) by the polyol leads to minimal formation damage inside the reservoir. Later acidization could then reach beyond the invasion zone around the wellbore leading to a better clean-up and enhanced production.

 

Viscosity Effect

In general, polyols added at low concentrations (< 5%) have little effect on the viscosity of the drilling fluid. At increased concentrations, there will be some variation in viscosity with the maximum rheology obtained in the 110° to 130°F temperature range.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Shale Stabilisation

                     The function of Partially Hydrolised Polyacrlamide - PHPA is commonly understood and is the primary source encapsulating polymer in the system. Typically the excess PHPA is run at ±1.3 – 1.5 ppb.

 

GLY-DRILL System Additives           

 

 

Glycols have many of the properties of mineral and synthetic oils, but contribute virtually no toxicity to the fluid. Having low vapour pressure at normally ambient temperatures, glycols are not considered an occupational health hazard.

 

                     Various glycols are used in water based drilling fluids for several types of applications. The chemistry of glycol additives can be varied to meet the demands of the product application. This formulation flexibility makes the glycol based system the ideal fluid in these applications. The Glycol type and concentration is determined from the well temperature profile and fluid salinity. Typically the treatment level for optimum performance is 3% to 5% by volume.

 

Note: The full benefit and cost effective use of glycols can only be realised when their use is engineered correctly.

                    

 

 

Return permeability studies obtained by various operators on glycol fluids indicate no detrimental effects in using glycols across reservoir sections. This is particularly true at higher glycol concentrations (5% to 10% by volume).

 

 

 

 

 

 

Viscosifiers

                     Xanthan Gum (XCD Polymer) and Polyanionic Cellulose (PAC™ R) polymers are used to provide viscosity.

 

Fluid Loss Control

                     Polyanionic Cellulose (MIL-PAC™ R & LV) polymers are used to provide fluid loss control. Modifies starches, such as MI STARCH may be used for additional fluid loss control in saline environments.

 

Salinity

                     Salinity control is usually derived from the KCl content required for inhibition. However, the GLY-DRILL™ system can be formulated with a variety of salts in different concentrations dependent on the wellbore and engineering requirements. The salinity of the fluid is determined by the water activity and cloud point required for a specific wellbore application using GLY-CAD® software.

 

Alkalinity (pH)                      

Generally the pH is run in the 8.3 to 9.5 range, preferably at the lower end of the range to minimise clay dispersion.

 

Technology

Glycol Software GLY-CAD®, models the behaviour of water-soluble glycol products. With this programme, the concentration of and types of salts and glycols can be engineered to match the operational needs of the drilling fluid. Depending on downhole conditions, such as formation temperature, the optimum blend of glycol and salt is determined to achieve the most effective cloud point for wellbore protection and shale stabilisation.

 

Quantification

                     Colorimetric Method (GLY-KIT®) is used to determine the concentration of glycol in drilling fluid filtrate. The glycol is extracted into dichloromethane using a blue complexing agent. The resulting blue colour of dichloromethane is compared to standard solutions and the concentration determined.

 

 

Shale Characteristics

                     Ideally, where possible, shale characterisation should be undertaken to determine the level of inhibition required from the fluid components. This will lead to a more cost effective use of the system and it’s components will be tailored to meet specific demands of the shale encountered in the wellbore. Shale samples should be collected from the first well in order to carry out this work.


 
 
SPECIFICATIONS OF RIG ZJ90DBS 3,000 HP DRILLING RIG
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٥۸ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

SPECIFICATIONS OF RIG
ZJ90DBS 3,000 HP DRILLING RIG
GENERAL SPECIFICATIONS
Rig Model : ZJ90 DBS
Max. Hook Load : 6,750 kN
Wireline System : 7 x 8
Dia. Of Drilling Wireline : ø 45 mm
Drawworks rated input power : 3,200 kW (4,000 HP)
Speed Shift of Drawworks : 2 + 2 RVF Stepless Speed Regulation
Hoisting Speed of Drawworks : 0~1.76 m/s
Opening Dia. Of Rotary Table : ø 1,257 mm (491!2 “)
Drilling Pump Rated Power / Qty : 1,600 HP (1,194 kW) / 3 Units
Mast Type : K Type
Mast Available Height : 48 m
Stand Capacity (5” Drill Pipe) : 8,000 m
Substructure Type : Spirally Lifted Type
Drill Floor Height : 12 m
Drill Floor Area (Length x Width) : 13.78 m x 11 m
Clear Height under Rotary Beam : 10 m
Air Tank Capacity : 4m3 + 3m3 (Amortize Tank)
Total Power of Rig : 5 x 1,200 kW + 292 kW
Drilling Fluid Manifold Bore Size / : ø 102 mm / 35 MPa
rated pressure
Total Capacity of Mud Tank : 400 m3
Driving Type : AC – VFD – AC, one for each type
Drawworks Motor Power / Qty : 1,600 kW / 2
Rotary Table Motor Power / Qty : 800 kW / 1
Mud Pump Motor Power / Qty : 1,200 kW / 3
SECTION 01 – HOISTING SYSTEM EQUIPMENT
Section 01-001 Mast
01-001.01 1 Set Mast Body
• Accord with API Spec, 4F with API Monogram
• Max. static load of hook: 6,750 kN
• Mast effective height: 48 m
• Top width (front side x lateral face): 2.5m x 2.3m
• Bottom width (front side x lateral face): 10m x 2.8m
• Stands capacity of racking board (5” DP 28m stand): 250 columns, 9” DC 2
columns, 8” DC 6 columns
• Assembling height of racking board: 24.5m, 25.5m, 26.5m
• Weight: 160 ton
• K-type, cantilever mast, no guy line.
• Mast consists of mast body, racking board, casing stabbing board, hoisting
equipment and mast accessories.
• Mast structure with front opening, consisting of sections of left and right, back
crossbeam and drag link brace, adopting pin connection among sections.
• Mast is assembled on low level, being lifted and lowered by drawworks power.
• Mast lifting unit include hoisting A-frame, sheaves, hoisting line and hydraulic
buffering set.
• All of the pulley blocks are provided with safety rope.
01-001.02 1 Set Mast Accessories
• 2 Sets Mast Ladder (one each on left and right)
• 2 Sets Climb Assistor
• 1 Set Standpipe Console
• 3 Sets Dead Line Stabilizer
• 2 Sets Sheave of Manual Tong
• 2 Sets Hydraulic Power Tong Pulley
1 Set Racking Board “Honghua”
• Single racking board, including folding tongue board and girder.
• All girders are provided with safety chains, and folding tongue boards are provided
with safety ropes.
• Include handrail inner of racking board, and wind-proof wall out of racking board,
urgent escape exit.
• Include installation seat and sheave of air winch.
• Include hanging column for anti-falling unit, and escaping unit.
1 Set Casing Stabbing Board “Honghua”
• Adjustable casing stabbing board, installed under the left of mast low section.
• Hydraulic (or air) wrench will complete up and down of console, including antifalling
protective unit.
Section 01-002 Substructure
01-002.01 1 Set Substructure Body
• Accord with API Spec, 4F with API Monogram
• Max. static hook load: 6,750 kN
• Max. static setback load: 3,250 kN
• Total load of stand and max. static hook load: 10,000 kN
• Drill floor height: 12 m
• Drill floor area: 12m x 13m
• Clear height from bottom of rotary beam to ground: 10 m
• Setback capacity (5” DP, 28 m stand): 340 columns, 9” DC 2 columns, 8” DC 6
columns
• Weight: 240 ton
• The substructure is of spirally-lifted type, including top section, bottom section, and
lifting/lowering unit. Substructure adopts pin connection among sections.
• Mast is assembled on low level, being lifted and lowered by drawworks power.
01-002.02 1 Set Substructure Accessories
• 2 Pcs Tail rope pole of manual tong
• 1 Ea HPU
• 1 Set Escape Slide
• 1 Set Ramp
• 3 Set Drill floor ladder (one from front side to ground, one from backside to
ground, one from right side drill floor to shale shaker tank)
• Mud recovery plate of Rotary Table
• BOP moving slide rail
• Dog House support
01-002.03 1 Set BOP Trolley
• Max. lifting capacity: 2 x 250kN
• Hoisting speed: 0~3.6m/min
• Hoisting distance: 3m
• Horizontal scroll speed: 0~4.2m/min
• Hydraulic system rated pressure: 16MPa
01-002.04 1 Set Hydraulic Auto-Lifting-Pipe Device
• Max. lifting pipe load: 5,000 kg
• Max. lifting pipe length: 14.5m
• Max. lifting pipe diameter: ø400mm
• Max. diameter of remote control: 100m
• Applied drill floor height: 12m
• General power of electrical devices: 60 kW
• Power supply: AC 380V / 50Hz
• Rated volume of master hydraulic pump: 206 L/min
• Rated pressure of master hydraulic pump: 35 Mpa
• Power of master hydraulic pump motor: 55 kW
• Weight: 25 ton
• Wind cooling
• Remote control + PLC + sensor
• The main function of the auto-lifting-pipe device is to raise drill pipe, drill collar,
feed bit, casing, and other pipes to the drill floor during drilling operation.
• The whole set of device is composed by structured parts, electrical and hydraulic
control system.
Section 01-003 Drawworks
01-003.01 1 Set Drawworks Body
• Rated input power: 3,200 kW (4,290 HP)
• Max. fast line pull: 643 kN
• Wireline dia. : ø 45 mm
• Shift: 2 shift stepless speed regulation
• Drum (Dia. X Length): ø 980mm x 1840 mm
• Drawworks speed and function control: AC VF control + Regeneration brake
• Parking set position, emergency stop, manual bit feed: Hydraulic single disc brake
• Hoisting Speed Low: 0~0.7 m/s (14 lines)
• Hoisting Speed High: 0~1.7 m/s (14 lines)
• Speed of auto bit feed: 0~40 m/h (adopt auxiliary driving unit)
• Overall dimension (Length x Width x Height): 0~200 m/h (adopt main motor unit)
• Weight: 12,100mm x 3,280mm x 3,200 mm
• Weight: 64 ton
• The drawworks is driven by VFD. It consists of drawworks shelf, roller, gear
reduction box, hydraulic disc brake, main motor, and auxiliary drive unit.
• 2 sets of 1,600 kW AC motor, via double gear boxes drive roller. Auxiliary drive is 1
set of 45 kW AC motor.
• Regeneration drawworks, hoisting and lowering speed are controlled by variable
frequency governor system.
• Drawworks control, speed control, hook position, all operation protection, auto bit
feed, regeneration and other functions, used digital control via electrical driving
system.
• The auxiliary drive system adapts independent VFD drive, serving auto bit feed and
emergency hoisting.
• Gear box adapts fully sealed structure, oil-wetting.
• Sides of drum has recovery wheel assembled.
• Assembles hydraulic disc brake, using parking brake, emergency brake.
• Adapts fastline sheave.
• The drawworks is equipped with Crown-O-Matic (Driller control cabin assembles
digital block position display and crown block saver.
01-003.02 1 Set Hydraulic Disk Brake
• 2 Ea Brake disc
• 2 Ea Close type claw
• 6 Ea Open type claw
• Dia. of brake disc: ø 1,600 mm
• Rated positive pressure of brake: 90 kN
• Rated hydraulic operation system pressure of brake: 7.5 MPa
• Cooling type of brake disc: Air cooling
• Hydraulic disc brake control power source is supplied by HPU.
01-003.03 2 Set Drawworks Driving AC VF Motor
• Model: YJ31
• Fundamental frequency power: 1,600 kW
• Fundamental frequency voltage: 600 V
• Fundamental frequency current: 1,784 A
• Elementary wave factor: 0.89
• Fundamental frequency rotary speed: 763 rpm
• Fundamental frequency torque: 20,035 Nm
• Insulation class: 200
• Stator winding wireline connection type: 6
• Cooling type: Y
• Working system: Forced air cooling (with self-equipped blower)
• IP54, Positive pressure explosion proof
01-003.04 2 Set Drawworks Auxiliary Driving Motor “ABB”
• Model M2JA225M4A-W
• Fundamental frequency power: 45 kW
• Fundamental frequency voltage: 380 V
• Fundamental frequency torque: 290 Nm
• Fundamental frequency: 50 Hz
• Fundamental frequency rotary speed: 1,480 rpm
• Max. frequency: 100 Hz
• Cooling type: Forced air cooling
• IP55, Explosion proof
01-003.05 2 Set Auxiliary Driving Unit
• Rated power: 45 kW
• Scope of bit feed: 0-40 m/hr
• Auxiliary driving AC VF motor drive drawworks drum shaft after the power pass by
the reducer of slanting gear and cone gear then get into main gear box.
• VFD driving make high accuracy bit feed
• With great transmission ratio, the auxiliary driving motor can output big torque to
lift max. drilling string weight and can be used in emergency lifting when main
system fail to work.
Section 01-004 Crown Block
01-004.01 1 Set Crown Block TC675
• Accord with API Spec. 8A/4F
• Max. static load: 6,750 kN
• Qty. of sheave: 7+1
• OD. of main sheave: ø 1,524 mm
• Wireline dia.: ø 45 mm
• Weight: 9,255 kg
• The crown block is equipped with main sheave and fast line keeper, and the main
sheave is equipped with guard.
• With buffer wood, proof net and safety chain, and on the beam there are handrails.
• The crown block is equipped with hanging pad eyes of top drive guide rail and the
ones used in wireline backward in the traveling system.
• All of the sheave bearings are lubricated by the grease cup at the end of the shaft.
• With 2 sets of sheaves of 5T air winch, 1 set well sheave. All sheaves have safety
rope.
Section 01-005 Travelling Block
01-005.01 1 Set Travelling Block w/hook YC675
• Accord with API Spec 8A, with API monogram
• Max. static load: 6,750 kN
• Qty. of sheave: 7
• OD of sheave: ø 45 mm
• Pulleys adapt heavy load double-row taper roller bearing
• With strong elevator bail, on the top of hook is equipped with lift lug used in
wireline backward.
Section 01-006 Hook DG675
01-006.01 1 Set Hook DG675
• Conforms to API Sepc 8A, with API certification
• Max dead load: 6,750 kN
• Spring stroke: 200 mm
• Dia. of main hook jaw: 228 mm
• Dia. of sub-hook jaw: 152 mm
• Outer diameter: 3,541 x 1,075 x 1,100 mm
• Weight: 5,341 kg
• Hook body has rotary lock device. Mouth of hook assembly crook locks device.
Section 01-007 Dead Line Anchor
01-007.01 1 Set Dead Line Anchor JZG720
• Type: Horizontal
• Sensor type: Pull Type
• Output pressure of sensor: 9MPa
• Max. deadline pull: 720 kN
• Wireline dia.: 45 mm
• Deadline anchor and sensors are made according to API 8A Spec.
Section 01-008 Drilling Wireline
01-008.01 1 Set Drilling Wireline
• Accord with API 9A Spec.
• Type: 6 x 19S+IWRC EIPS (rotate left)
• Diameter: ø 45 mm
• Length: 2,000 m
Section 01-009 Wireline Spooler
01-009.01 1 Set Wireline Spooler
• Max. dia. of sheave: 2,000 mm
• Max. width of sheave: 1,500 mm
• Rated speed of sheave: 9.5 rpm
• Rated output torque: 8,000 N.m
• Motor: 8.63 kW
• Wireline capacity: 2,000m (ø 45 mm line)
• Max. load bearing: 16,000 kg
Section 01-010 Link
01-010.01 1 Set Link DH750
• Accord with API 8A Spec, with API monogram
• Max. load: 6,750 kN
• Length: 3,660 mm (144”)
01-010.02 1 Set Link DH500
• Accord with API 8A Spec, with API monogram
• Max. load: 4,500 kN
• Length: 3,660 mm (144”)
SECTION 02 – ROTARY TABLE SYSTEM
Section 02-001 Rotary Table & Independent Driving Device
02-001.01 1 Set Rotary Table ZP495
• Accord with API Spec 7K
• Max. static load: 6,750 kN
• Bore diameter: ø 1,258 mm (49-1/2”)
• Max. rev.: 220 rpm
• Gear ratio: 9.85
• Measurement: 3,693 x 2,314 x 857 mm
• Weight: 16,600 kg
02-001.02 1 Set Rotary Table Independent Driving Device
• Continuous working torque: 75,000 N.m
• Short time max. working torque: 100,000 N.m
• Speed regulation range: 0~220 rpm
• Inertia brake model: LT500/250T
• Braking power moment (0.7 MPa): 26,900 N.m
• Weight (with Rotary Table): 22,500 kg
• AC Variable frequency motor via cardan shaft drive ZP495 rotary table.
• RT inertia brake is equipped, with air tube clutch.
• Functions like over-torque, reversely rotating, power-off protection can be achieved
by Rotary Table driving
02-001.03 1 Set Rotary Table Driving Motor
• Model YJ13
• Basic frequency power: 800 kW
• Basic frequency voltage: 600 V
• Basic frequency current: 945 A
• Basic frequency power factor: 0.85
• Basic frequency rev.: 740 rpm
• Basic frequency turning moment: 10,324 N.m
• Insulation class: 200
• Grade number: 6
• Stator winding connection type: Y
• Cooling method: Forced air cooling (with self-equipped blower)
• Junction box protection grade: IP54, positive pressure explosive-proof
• Weight: 3,100 kg
02-001.04 1 Set Rotary Table Bushing
• Master bushing
• 5-1/4” roller bushing, square driving
• 3-1/2” roller bushing, square driving
• 2-3/8” – 8-5/8” bushing (for drilling)
• 9-5/8” – 10-3/4” bushing (for 9-5/8” casing)
• 11-3/8” – 13-3/8” bushing (for 13-3/8” casing)
• 20” bushing (for 20” casing)
• Bushing lifting device
Section 20-002 Swivel
02-002.01 1 Set Swivel A750
• Max. static load: 6,750 kN
• Max. dynamic load (API bearing load): 300 rpm
• Max. working pressure: 7,200 psi
• Stem ID: 102 mm
• ID of central pipe linking kelly: API 6-5/8” Reg. LH
• Gooseneck pipe and rotary hose connection screw thread: LP 4”, 8 teeth/inch API
Std 5B
• Weight: 4,910 kg
• Wash pipe and packing device and box type. Easy changing.
02-002.02 1 Set Top Drive “Varco”
• Model TDS-8SA
• Motor type: Dual AC Motors
• Horsepower rating: 1,200 HP
• Transmission: 8:5:1
• Drilling speed range: 0-270 rpm
• Max. cont. torque: 80,000 ft lbs
• Max. intermittent torque: 71,500 ft lbs
• Rating hoisting capacities: 750 ton
• Pipe handler type: PH-100
• Center pipe working pressure: 7,500 psi
• Breakout torque capacity: 52,300 ft lbs
• Drill pipe range: 3-1/2” to 5”
• IBOP pressure rating: 15,000 psi
• Upper IBOP (remote): 7-5/8” API Reg. RH. Box and Pin
• Lower IBOP (manual): 7-5/8” API Reg. RH. Box and Pin
• Weight: 38,750 lbs
• AC motors drive.
• Onboard hydraulics system that eliminates the need for a stand-alone hydraulic
power unit and fluid service loop.
• Integrated swivel, and the new rig-up and rig-down techniques reduce downtime
while providing the most compact and portable drilling package available on the
market today.
• Uses helical gearing to reduce noise.
SECTION 03 – MUD PUMP SYSTEM
Section 03-001 Mud Pumps
03-001.01 4 Set Mud Pumps HHF1600
• 3 cylinder single function piston type
• Max liner diameter x stroke: ø 180 x 305 mm
• Rated stroke: 120 spm
• Rated power: 1,176 kW (1,600 HP)
• Gear speed ratio: 4.206
• Piston stroke: 305 mm
• Valve: API 7#
• Max. liner inner diameter: ø 180 mm
• Max. working pressure: 34.3 MPa
• Max. displacement: 50.42 L/s
• Diameter of discharging pipe: 127 mm (5”)
• Diameter of suction pipe: 304 mm (12”)
• Measurement (L x W x H): 4,426 x 2,413 x 2,688 mm
• Weight: 25,570 kg
Section 03-002 Mud Pump Transmission Device
03-002.01 4 Set Mud Pump Transmission Device
• Rated power: 1,200 kW
• Transmission type: Coupling narrow V belt transmission
• Belt type: 4 x 8V – 3350
• Transmission ratio: 1.981
• Measurement (L x W x H): 7,600 x 3,016 x 2,853 mm
• Weight: 38 ton
• Each pump is driven by AC frequency variable motor, narrow V-belt, transmission
device, transmission seat, major seat, guard.
• Adapting spring homing position type safe valve and drill pump relief pipes.
Section 03-003 Drilling Pump Driving Motor
03-003.01 4 Set Drilling Pump Driving Motor
• Model YJ31
• Base frequency power: 1,200 kW
• Base frequency voltage: 600 V
• Base frequency current: 1,077 A
• Base wave power factor: 0.848
• Base frequency rotate speed: 1,000 rpm
• Base frequency: 50.5 Hz
• Base frequency: 11,460 N.m
• Max. frequency: 76 Hz
• Insulation Class: 200
• Grade Number: 6
• Stator winding connection type: Y
• Cooling method: Forced air cooling (with self-equipped blower)
• Junction box protection grade: IP54, positive pressure explosive-proof
Section 03-004 Charging Pump Set
03-004.01 4 Sets Charging Pump Set
• Charging pump centrifuge model: SB 6” x 8” J-13”
• Centrifuge pump outlet diameter: 8”
• Centrifuge pump inlet diameter: 6”
• Centrifuge pump displacement: 240 m3/h
• Centrifuge pump motor power: 75 kW
Section 03-005 Drilling Fluid Manifold
03-005.01 1 Set Drilling Fluid Manifold
• Working system: 35 MPa (5,000 psi)
• Diameter: ø 102 mm
• Mounting positions available for drilling parameter instrumentation, logging devices,
cementing manifold, pump pressure meter and valves, meeting drilling and
cementing working demands.
• All outside connections are by 2” 1502 union.
• Distance from Gooseneck hose to the top of double standpipe is 17.5m. Distance
from Gooseneck hose to drill floor is 21.5m.
Section 03-006 Rotary Hose
03-006.01 2 Pcs Rotary Hose
• Max. working pressure: 35 MPa
• Diameter: 3”
• Length: 19m, 23m
Section 03-007 Cementing Pipeline
3007.01 1 Set Cementing Pipeline
• Working pressue: 70 Mpa (10,000 psi)
• Diameter: ø 50 mm
• Start and end: From catwalk to drill floor
SECTION 04 – MUD TANK SYSTEM
Section 04-001 Mud Tanks
04-001.01 8 Ea Mud Tanks
• Conforms to API 13C
• System total capacity: 400m3
• Mud tank measurement (L x W x H): 14,000 x 3,000 x 2,700 mm
• Tank max. transportation measurement: 15,000 x 3,200 x 3,300 mm
04-001.02 1 Ea Shale Tank
04-001.03 1 Ea Suction Tank
04-001.04 2 Ea Mixing Tank
04-001.05 3 Ea Stocking Tank
04-001.06 1 Ea Tripping Tank
Section 04-002 Shale Shaker
04-002.01 3 Ea Shale Shaker “Derrick, USA”
• Model: “Derrick”, FLC-2000-4P
• Displacement: 60 L/s
• Screen coverage: 2.52 m2
• Exciting vibration index: 7~7.3G
• Exciting vibration motor power: 2 x 2.5 hp
• Exciting vibration rev.: 1,500 rpm
Section 04-003 Vacuum Degasser
04-003.01 1 Ea Vacuum Degasser “Derrick, USA”
• Model: Vacu-Flo 1200
• Processing capability: 1200 gpm
• Vacuum pump power / rev.: 3 kW
• Fluid supply centrifuge: SB6” x 8” J-13”
Section 04-004 Mud Cleaner
04-004.01 1 Set Mud Cleaner
• Type: Derrick FLC-2000 mud cleaner
• Shale shaker type: Derrick FLC-2000-3p
• Desander cyclone diameter: 10”
• Desander cyclone diameter: 3
• Displacement: 1,000 gpm
• Cyclone diameter: 4”
• Cyclone number: 1,280 gpm
04-004.02 1 Set Mud Cleaner Feed Flow Pump
• Type: SB6” x 8” J-13”
• Motor power: 55kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V / 50Hz
• Diameter of inlet: 8”
• Diameter of outlet: 6”
• Displacement: 240 m3/h
• Rotate speed: 1,480 rpm
Section 04-005 Centrifuge
04-005.01 1 Set Medium Speed Centrifuge
• Model: LW450 x 1000-N1
• Capacity: 45 m3/h
• Drum max. rev.: 1,800 rpm
• Main motor power: 30 kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V / 50 Hz
04-005.02 1 Set High Speed Centrifuge
• Model: LW450 x 1000-N3
• Capacity: 60m3/h
• Drum max. rev.: 2,200 rpm
• Main motor power: 30 kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V / 50 Hz
04-005.03 1 Set Feed flow pump of centrifuge
• Type: SB2” x 3” J-9”
• Motor power: 5.5 kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V / 50 Hz
• Diameter of inlet: 3”
• Diameter of outlet: 2”
• Displacement: 30m3/h
• Head: 14 m
Section 04-006 Mud Mixing System
04-006.01 2 Sets Mixing Pump
• Fluid centrifugal pump model: SB6” x 8” J-13”
• Fluid centrifugal pump motor power: 75 kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V / 50 Hz
• Diameter of inlet: 8”
• Diameter of outlet: 6”
• Displacement: 240m3/h
• Head: 32 m
• Rotate speed: 1,480 rpm
04-006.02 2 Ea Mixing Hopper
• Model: ZHP150
• Capacity: 180 m3/h
Section 04-007 Mud Shearing System
04-007.01 1 Set Shearing Pump
• Model: WJQ5” x 6” – 10”
• Motor power: 55 kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V /50 Hz
• Shearing pump inlet diameter: 6”
• Shearing pump outlet diameter: 5”
• Shearing pump displacement: 133 m3/h
• Shearing pump travel range: 32 m
• Rev. per minute: 2,250 rpm
04.007.02 1 Unit Mixing Hopper
• Model: ZHP150
• Capacity: 180 m3/h
Section 04-008 Mud Tripping System
04-008.01 2 Unit Mud Tripping Shaker
• Capacity: 8m3 x 2
04-008.02 2 Unit Make-up Pump
• Type: SB3” x 4” J-9 1!2”
• Motor power: 11kW
• Motor rating voltage / frequency: 380 V / 50 Hz
• Diameter of inlet:: 4”
• Diameter of outlet: 3”
• Displacement: 81 m3/h
• Shearing pump travel range: 25 m
• Rev. per minute: 1,480 rpm
• Level indicator: Ultrasonic level gauge (included in drilling instrument)
Section 04-009 Agitator
04-009.01 24 Ea Agitator 11kW
• Model: NJ15
• Driving motor power: 15kW
04-009.02 1 Ea Agitator 5.5kW
• Model: NJ5.5
• Driving motor power: 5.5kQ
Section 04-010 Mud Gun
04-010.01 24 Ea Mud Gun
• Bore Size: 3”
• Working pressure: 1.6 MPa
Section 04-011 Pill Tank
04-011.01 1 Ea Pill Tank
• Effective capacity: 2.5 m3
• Agitator power: 5.5 kW
Section 04-012 Casing Mud Charge Unit
04-012.01 1 Ea Casing Mud Charge Unit
• Pipe line bore size: 3”
• Working pressure: 1.6 MPa
Section 04-013 Poor Boy
04-013.01 1 Ea Poor Boy
• Working media: Gas mud
• Working pressure: 0.7 MPa
• Separator inside dia.: ø 1,200 mm
• Max mud processing capacity: 424 m3/h
• Max. gas processing capacity: 7,910 m3/h
• Fluid input pipe: ø 102 mm
• Air discharge pipe: ø 325 mm
• Fluid output pipe: ø 325 mm
• Overall dimension (L x W x H): 9,020 x 2,194 x 2,184 mm
Section 04-014 Mud Laboratory
04-014.01 1 Unit Mud Laboratory
• With stainless steel dishes, eye washing platform and test console.
Section 04-015 Mud Distributary Box
04-015.01 1 Unit Mud Distributary Box
Section 04-016 Bell Mouth
04-016.01 1 Unit Bell Mouth
Section 04-017 Well Overflow Pipes 12”
04-017.01 1 Set Well Overflow Pipes 12”
SECTION 05 – POWER & ELECTRICAL DRIVE SYSTEM
Section 05-001 Master Generator Group
05-001.01 5 Unit Rig Engine “Caterpillar, USA”
• Type: CAT 3512B
• Nominal power: 1,750 bhp
• Nominal Rev.: 1,501 rpm
• Cooling: Solid water tank, blower, closed cooling
• Fuel consumption rate: < 205g/kW.h
• Machine oil consumption rate: <1.4g/kW.h
• Smoking rate: <1.3 Bosch
05-001.02 5 Unit Rig Generator “Caterpillar, USA”
• Type: SR4B
• Capacity: 1,900 kVA
• Preventive class: IP22
• Cooling: Air cooling
• Coil out: Three-phase star with a neuter point
• Voltage regulation: Auto
• Excitation: Brushless and self excitation
• Isolation: H
• Rated REV: 1,500 rpm
• Bearing heating: 40oC
• Auto voltage regulator response time: 0.02s
• Line voltage wave distorting rate: 0.05
• Bearing longetivity: 40,000 hrs
Section 05-002 Auxiliary Generator “Caterpillar, USA”
05-002.01 1 Set Auxiliary Generator “Caterpillar, USA”
• Type: CAT 3406
• Rated output power: 292 kW
• Rated frequency: 50 Hz
• Rated voltage: 400 V
• Rated REV: 1,500 rpm
• Start mode: Electric motor start
Section 05-003 Engine House
05-003.01 5 Set Engine House
• With fire extinguisher, safety signs.
• Each engine house has cable tray, and all cables are placed in the cable tray.
• Each engine house has 4 sets of fluorescence lights, including 1 set of emergency
lighting.
Section 05-004 VFD House & Control System
05-004.01 2 Set VFD House
• Dimensions: 13,000mm x 2,900mm x 3,215mm
• Have sufficient intensities, the wall inner pretending to have heat insulation heat
preservation, have fire prevention, sand prevention, functions such as taking
precautions against earthquakes, water proof, preserving heat, suitable to oil field
working condition. Satisfy integral hoisting.
• House has 2 doors, outside opening, assemble safe lock.
• Assemble air conditioner, lighting and emergency lighting, grounding device,
overhaul socket, input and output connection unit and so on. Possess environment
humidity monitoring and temperature examine, guarantee electric system operation
safety.
05-004.02 VFD House Internal Equipment
5+1 Set Generator Control & Synchronizing Cabinet
• Realize 5 sets of generators manual paralleling and control. Synchronizing cabinet
has 1 breaker of top drive.
2 Set Commutating Cabinet
• Draw out type structure, diode bridge type commutation, 2 sets of commutation
cabinet is 2 sections DC bus to supply DC power respectively. 2 sets of
commutation cabinet could not only work separately, but also in service at the
same time.
1 Set Rotary Table Variable Speed Control Cabinet
• Rated power: 900 kW
• Output Voltage: 0~600 V
• Power: 0.98
• The contra-variant implement has malfunction protection, as well as the figure
adjusts system from diagnosing and protecting function, including that the over
stream protecting, the overvoltage crowbar, overload protection, fusing protection,
maximal output electric current restricts, loses wind protection and so on.
3 Set Speed Regulating Cabinet for Mud Pumps
• Rated power: 1,900 kW
• Output Voltage: 0~600 V
• Efficiency: 0.98
• The drawout type structure is adopted. The inverter possess the perfect selfdiagnosis
and self-protection function, over-load, fusing, wind-loose protection,
max. output current limit, digital adjusting system and other protection.
1 Set Drawworks Dynamic Brake System
• Cooling mode: Inforced air cooling
• The dynamic brake system made up of brake unit and brake resistance and
equipped with responding quick fusing device and air cooler connecting to the
same DC busbar has the function of air pressure inspection and temperature
protection.
1 Set OETL Cabinet
• For DC bus breakout and makeup
1 Set Line Output Cabinet
• 200 A or above sub-circuit, including connector adopts busbar terminal.
1 Set Air Cooler
• The TRANE air conditioner with divided body structure is provided with its
refrigeration output is 20 ton of refrigeration.
05-004.03 MCC House Internal Equipment
2 Set Auxiliary Drive Speed Regulating System “ABB”
• Voltage supplied: 3AC400V(AC)
• Rated power: 45 kW
• Rated output current: 92A (AC)
• Efficiency: 0.97
• It is made up of frequency converter, brake unit and brake resistance, etc.
• The system can work for emergency to lift maximum drill stem weight and rig-up
and rig-down operation.
1 Set PLC Cabinet
• In the synthetize cabinet are PLC system and related electrical components and
PLC products are siemens S7 series.
• The failure information and troubleshooting information shall be displayed on PLC
touch screen to help the on-site maintenance crew find the failure points in case
the failure occurs.
• UPS power source provides stable power for rig control system.
2 Set Switch Cabinet
Switch cabinet made up of transformer primary and auxiliary breaker, AC return feeding
breaker has parameter displaying and denoting function. Major breakers are
manufactured by Sneider or ABB.
1 Set Lighting Cabinet
For wellsite area electricity.
1 Set Line Output Cabinet
200 A or above subcircuit, including connector adopts busbar terminal.
2 Set Air Cooler
• Divided Structure, 1.5 HP
4 Set MCC Cabinet
Auxiliary power control cabinet supply power for mud pump blower, solid control
system, air compressor, oil and water tank area, front area, etc.
MCC adopts low voltage drawer type, and the same type is interchangeable.
Motor control unit which is composed of breaker, contactor, thermo-relay, etc, adopts
direct control and local control that has denotation function. Feeding circuit is
made up of breakers mostly. Major electrical components adopt Sneider or ABB.
1 Set Dry Transformer
• Rated capacity: 2,000 kVA
• High/low rated voltage: 600V / 400V
• Epoxy castable type, foil coiling
Section 05-005 Cable
05-005.01 1 Set Cable
• Main cable for VF motor adopts shielded rubber soft cable
• Timing copper wire lug is adopted.
Section 05-006 Wellsite AC Power Distribution
05-006.01 1 Set Wellsite AC Power Distribution
• Rated voltage: 380/220V (3 phase and 4 cables)
• Rated frequency: 50 Hz
• Ambient temperature: -20oC ~ +50oC
• +20oC, humidity < 90%
• Altitude < 1,000 m
• Explosion proof class in explosion area
• The distribution box circuits and distribution box from MCC line-output cabinet to
different site area (rig floor control cabinet, EP junction cabinet of solid control
system, the distribution box in water and oil tank area) all the circuits from the
back of distribution box and starting control equipments, excluding the plugs of
MCC house our line cabinet.
• More than 30 kW including 30 kW motors are controlled integrally in MCC house
with direct start and local control, on the motor is only equipped with start and stop
button. The power is supplied for less than 30 kW motors in separate area.
• Related lighting and control units at wellsite include complete of cable tray,
galvanized pipes, seal parts which are used in pipeline protection, the power and
lighting equipment connection from outside of MCC house to other area.
05-006.02 1 Set Lighting Lamp
• 70 Ea Fluorescent light
• 1 Ea Signal lamp of crown block
• 12 ea 400W Flash light
Solid Control Area
• All AC power, lighting, control cable, lamp, control button, plug box and auxiliary
parts, excluding plug and receptacle at the end of MCC house, the lighting lamps
and pipelines in heavy pump house.
• 5 solid control power line separately control the agitators of 5 recycle tanks
• 18 lighting lamps, each tank has 2 lamps, desander pump and charging pump
separately has 1 lamp.
• Less than 15 kW including 15 kW motors of agitators provides electromagnetic
starting control.
• At the end side of each tank is provided with a control box to meet nearby control
need, between control boxes are connected by plugs and receptacles.
• The power and control lines of 7 sets of 55 kW motors adopt local control.
• The power and control lines of centrifuge adopt local control.
• The power and control lines of trip pump output lines directly from MCC house.
• 2 pieces of 25A lighting interface and 2 pieces of 60A power interface are preset in
solid control area.
Drill Floor Area
• The power and lighting cable from MCC house to drill floor.
• Dog house is equipped with one drill floor control cubicle, inside of which are
provided with one input line separately for mast left and right lighting lamp plug,
relative EP switch, power and lighting. After ensuring the interfaces of drill floor
power and lighting, preset 3 interfaces separately for power and lighting, preset
two 60A power socket.
• Left and right mast are separately equipped with 28 EP fluorescent lamps, four of
which is used in well head lighting, six of which is used in drill floor lighting.
• The power and control lines of hydraulic source. Signal light of crown block is one
red EP incandescent light.
• Rig floor area is equipped with 2 EP fluorescent lamps for rig floor lighting, 4 sets
of flashlights for front and rear area, and lighting rod on crown block.
Oil & Water Tank Area
• Equipped with the power from MCC house to oil and water tank area, lighting cable,
power distribution box, lamps, power cable and auxiliary parts of level auto control
for water and oil tank.
• Each motor is supplied power and control by power distribution box.
The Others
• Power cable from MCC house to electric blower and air source cleaning unit
SECTION 06 – DRILLER CONTROL CABIN & DRILLING PARAMETER
INSTRUMENTS
Section 06-001 Driller Control Cabin
06-001.01 1 Set Driller Control Cabin
• Approximate weight: 3,500 kg
• Integral design is adopted for easy operation and observation. Its manipulation is
simple, convenient, comfortable and safe. It is equipped inside A-frame on the left
of rig floor and shock absorbing connection is provided between the cabin and the
rig floor.
Driller’s Control Cabin Body
• Surface of the cabin is made of stainless steel with good look, good structural
strength and integral hoisting rigidity. Bulletproof glass is provided for observation
window and lever-touching latch is adopted for the door lock. Fire extinguisher and
rubber floor are available.
Integral Operating Chair
• It is used for installing driller’s control system. The operating touch screen and the
handle for drawworks speed is installed on the left hand and the operating touch
screen and disc brake handle on the right hand.
Driller’s Control System
• The operating control of the rotary table, drawworks, mud pumps, closed loop
control of traveling block position, preventing “collide up and impact down” of
traveling block, power cut protection for electrical system, over-torqued protection
for RT and system emergency stop, etc are realized through driller’s control system.
Control Cabinet
• PLC slave station, switches, buttons, 24V control power source, etc are placed
inside it.
Line-out Cabinet
• The cabinet which is equipped with connectors, is used for output line and input
line connection to the driller’s control cabin.
Pneumatic Control System
• It adopts solenoid valve control, including connector, hose, and interface board
connector.
Video system
• It is composed of major video-taking system, 15” monitor and control system, etc.
It can realize the 4-point graphic monitoring over racking board, shale shaker,
pump house and drawworks. 2 of these points have cloud terrace. The monitor
can display 4 pictures simultaneously and it can also switch to any one picture
freely.
Drilling Site Communication System
• Loud speaker and interphone are adopted to realize the communication among
driller’s control cabin, racking board, shale shaker, mud pump area, VFD house,
captain room.
Gas Detector System
• Eight-way flammable gas and H2S gas alarm warning system is adopted to realize
the monitoring and warn over rig floor, well head, flammable gas and H2S gas at
shale shaker.
Lighting
• The emergent function is available.
Air-Conditioner
• It satisfies the air-conditioning requirements in the driller’s control cabin.
Explosion-proof requirements
• It meets the explosion-proof requirements in the region. The classification of
explosion-proof area complies with item 10.4.1.1 in API RP 500 Recommended
Practice for Classification of Locations for Electrical Installations.
Section 06-002 Instrumentation System for Drilling Parameters
06-002.01 1 Set Instrumentation System for Drilling Parameters “M/D TOTCO”
• Real-time data collection, storage, processing, and printout.
• Parameter reports and curves which are generated according to the needs can be
displayed and printed.
• Analogue display plate and number display combination is adopted for direct and
convenient observation.
Weight Indicator “M/D TOTCO”
• Model: E-type, AWE-Series
• Size: 12”
• Line number: 10, 12 lines
• Max. suspending weight display: 4,080 kN
• Panel-mounted
Pressure Gauge for Standpipe “M/D TOTCO”
• Model: GM6A-Series
• Size: 6”
• Max. measuring range: 7,500 PSI, (52.5 Mpa)
• Panel-mounted
Torque Gauge for Tong “M/D TOTCO”
• Model: H6E-Series
• Size: 6”
• Max. measuring range: 25,000 lbs
• Panel-mounted
06-002.02 Parameters displayed on Touch Screen
• The following parameters can be showed on the driller’s control touch screen:
o Hook suspending load
o WOB
o Standpipe pressure
o Outlet discharge
o Pump stroke (including accumulative value)
o RT torque
o Rotary speed
o Hook speed
o Bit-feeding speed
o Cathead break-out torque
o Height of traveling block
o Etc
06-002.03 1 Set Recording System for Drilling Parameters
• Industry controlling computer installed inside VFD can record one-month drilling
parameters. The printer provided can print the drawings and curves.
06-002.04 1 Set Peripheral Sensors Provided
• 1 Ea Hook Load Sensor
• 2 Ea Pump Stroke Sensor
• 1 Ea Stand Pipe Pressure Sensor
• 1 Ea Travelling Block Position Sensor
• 1 Ea Mud Return Line Sensor Assembly
• 7 Ea Mud Level Sensor
• All the sensors meet the requirements of the responding function and explosionproof
in related area
SECTION 07 – AUXILIARY EQUIPMENT
Section 07-001 Air Source System
07-001.01 1 Set Air Source System
• Screw air condenser: 2 ea
• Model: QUENCY QTD45
• Cool Dryer: 1 ea
• Air filter device: 3 ea
• Compressor rated capacity: 2 x 7.5 m3/min
• Rated exhaust pressure: 1 Mpa
• Cool startup device rated displacement: 1.4 m3/min
• Air tanks total capacity: 4m3 + 2.8m3
• Main air path pipe diameter 2”
• Installed in generator air source house, 2 screw air condenser, 1 cool dryer, and 1
2x2 cubic m air tank, 1 2.5m 3 buffering tank below drill floor and air path pipelines.
Flanges are applied to link the condenser and the air tanks.
• With cool starting air condenser, driven by diesel engine.
• Condenser – Dryer – Air tanks – Rig air path pipelines
• 2m3 below substructure, platform in the installation part in order to overhaul and
maintain.
Section 07-002 Doghouse
07-002.01 2 Set Doghouse
• Dimension of dog house on left side of rig floor: 10,000mm x 2,500mm x 2,800mm
• Dimension of dog house on right side of rig floor: 6,000mm x 2,500mm x 2,800mm
• Dog house on the right side of rig floor is the tool house.
• Lighting: fluorescent EP light
Section 07-003 Drill Floor Machine Tools
07-003.01 1 Set Tongs
• Applicable pipe dia.: 3-1/2” ~ 8”
• Max torque: 100 kN.m
• Tong head rev (high speed): 40rpm
• Tong head rev (low speed): 2.73 rpm
• Hydraulic system rated pressure: 16Mpa
• Hydraulic system rated flow rate: 114L/min
• Tongs head travel range: 1.5m
• Air system working pressure: 0.5~1Mpa
• Measurement (L x W x H): 1,700mm x 1,000mm x 1,400mm
• Weight: 2,400 kg
07-003.02 1 Set Tongs
• Tong head applicable for 5-1/2”, 7”, 9-5/8”, 13-3/8” casing
• Applicable pipe dia: 40 kN.m
• Max torque: 80rpm
• Tong head rev (high speed): 80 rpm
• Tong head rev (low speed): 3.6 rpm
• Hydraulic system rated pressure: 18Mpa
• Hydraulic system rated flow rate: 160L/min
• Air system working pressure: 1,540 x 892 x 860 mm
• Measurement (L x W x H): 1,540mm x 892mm x 860mm
• Weight: 750 kg
07-003.03 2 Set Air Winch
• Rated hoisting weight: 50kN
• Max line speed: 35m/min
• Rated power: 16kW
• Air-in pressure: 0.6 ~ 0.9 Mpa
• Rated air comsumption: 12.7 m3/min
• Line capacity: 100m
• Line diameter: 19mm
• Measurements: 668 x 343 x 420 mm
• Weight: 500 kg
07-003.04 1 Set Air Winch for Racking Floor
• Rated hoisting weight: 5kN
• Rated power: 2.6kW
• Rate line speed: 48m/min
• Air-in pressure: 0.8MPa
• Line capacity: 60m
• Line diameter: 13mm
07-003.05 1 Set Hydraulic Tool Lifter
• Rate load: 1 ton
• Lifting height: 12 meter
Section 07-004 Oil Tank
07-004.01 1 Set Oil Tank ZHYZ1000 II
• Oil tank capacity: 1,000L
• System total flow rate: 182 L/min
• Tools pump motor power / rotary speed: 37kW/970rpm (50Hz)
• Pressure/displacement: 16 Mpa / 160 ml/r
• Brake pump motor power / rotary speed: 3kW/1,480rpm (50Hz)
• Pressure/displacement: 8 Mpa / 10 ml/r
• Circle pump motor power / rotary speed: 1.5 kW / 1,480 rpm
• Pressure / displacement: 2.5 Mpa / 63 ml/r
• Brake accumulator capacity: 6.3L x 4
• Oil tank heater power: 3kW
• Heat exchange area: 9,2
• Measurement (L x W x H): 2,050 mm x 1,600 mm x 1,900 mm
• Weight (without hydraulic oil): 2,960 kg
• HPU is composed of oil tank, major oil pump, disc brake oil pump, oil-fitting
circulating device, brake valve assembly, master controlling valve assembly, heatexchanger,
pipe fitting and accessories, etc.
• It can be classified into two parts in terms of function. One part provides the
controlling power for hydraulic tool; the other provides power for disc brake. The
two parts share the oil tank and their control is independent to each other.
• Load sensitive multi-reversing valve block is adopted for electric and manual control.
The circuit with different pressure and displacement can work simultaneously.
• The number of system interfaces meets the requirements of hydraulic power supply
for implements on the rig floor, mast and substructure up and down, BOP hoisting.
Quick act coupling is adopted for pipe outlet connection.
• PLC control is adopted for HPU electrical controlling system. Hydraulic level,
temperature and oil pressure can be displayed on the touch screen in driller’s
control cabin. It also has the alarm warning function of hydraulic level and oil
temperature.
• The hydraulic oil filter system is provided and hydraulic oil heating and cooling
devices is provided for HPU.
Section 07-005 Cooling Water Tank
07-005.01 1 Set Cooling Water Tank
• Effective capacity: 15m3
• Heater change power: 30 kW
• Water supply centrifuge number: 2 ea
• Centrifuge pump model: SB 3” x 4” J 9-1/2”
• Centrifuge pump power: 11 kW
Section 07-006 Industry Water Tank
07-006.01 2 Set Cooling Water Tank
• Measurement: 15,240 x 3,353 x 3,006 mm
• Effective capacity: 80m3
• With water pump: 2 ea
• Centrifuge pump model: SB 3” x 4” J 9-1/2”
• Centrifuge motor power: 11 kW
Section 07-007 Diesel Tank
07-007.01 2 Set Diesel Tank
• Effective capacity: 60m3
• Measurement: 12,192 x 3,060 x 3,320 mm
• Oil pump: 2 ea
• Oil pump motor power: 2.2kW (explosion-proof motor)
• Filter: 2 set
Section 07-008 Cable Tray
07-008.01 1 Set Cable Tray
• Including drill floor cable tray and fixed cable tray.
• Folding combined structure is adopted for easy transportation.
• Flexible cable tray connected to rear part of drawworks is raised up and set down
with the drawworks. Also, it is easy to disassemble.
• Air and water pipelines to every sections are arranged in cable tray.
• According to the space of rig moving, we can add cable tray on the floor in order to
suit moving.
Section 07-009 Rig Assembly Components
Section 07-010 Tools
07-010.01 1 Set Pump Tools
07-010.02 1 Set Special Tools for Mast Installation
Section 07-011 Safety Devices
07-011.01 1 Set Mast Work Safety Device
• 4 Set Speed-reduce anti falling device
• 2 Set Climbing anti falling device
• 1 Set Escaping device on racking floor
07-011.02 1 Set Rotary table anti-slide matting
07-011.03 3 Set Eye washing station
• 1 in Doghouse, 2 on Mud tanks
Section 07-012 Cathead
07-012.01 1 Set Cathead
• Model: YM-16
SECTION 08 – BLOW OUT PREVENTOR (BOP)
Section 08-001 21-1/4” BOP
08-001.01 1 Set 21-1/4” Annular BOP
• Type: FH54-14 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 2,000 psi
• Drift diameter: 21-1/4”
• Bottom Connection: Flanged 21-1/4” 2,000 psi
• Top Connection: Screw 21-1/4” psi
08-001.02 1 Set 21-1/4” Drilling Spool
• Type: FH54-14 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 2,000 psi
• Master drift diameter: 21-1/4”
• Side drift diameter: 10” 2,000 psi
08-001.03 2 Set Hydraulic Control Ball Valve
• Working pressure: 2,000 psi
• Master drift diameter: 10”
08-001.04 2 Set Manual Control Ball Valve
• Working pressure: 2,000 psi
• Master drift diameter: 10”
Section 08-002 21-1/4” Double Ram BOP
08-002.01 1 Set 21-1/4” Double Ram BOP
• Type: 2FZ54-14 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 2,000 psi
• Drift diameter: 21-1/4”
• Amount of side outlet: 2
• Side outlet/type/working pressure: 4-1/16” – 10,000psi
• Lock type: Handwheel
• Bottom connection: Flanged 21-1/4” 2,000 psi
• Top connection: Screw 21-1/4” 2,000 psi
08-002.02 1 Set Rams
• Rams type and quantity: Blind ram (CSO) 1x3-1/2”, 2x5”, 1x13-3/8”
• Amount of blind rams: 1
Section 08-003 13-5/8” 10,000 psi BOP
08-003.01 1 Set 13-5/8” Single Ram BOP
• Type: FZ35-70 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 10,000psi
• Drift diameter: 13-5/8”
• Bottom connection/working pressure: Flanged 13-5/8”
• Top connection/working pressure: Screw 13-5/8” 10,000psi
• Side outlet: No
• Lock type: Manual
08-003.02 1 Set 13-5/8” Double Ram BOP
• Type: 2FZ35-70 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 10,000 psi
• Drift diameter: 13-5/8”
• Amount of side outlet: 2
• Side outlet/type/working pressure: 4-1/16” 10,000 psi
• Lock type: Handwheel
• Bottom connection/working pressure: Flanged 13-5/8”
• Top connection/working pressure: Screw 3-5/8” 10,000 psi
08-003.03 1 Set 13-5/8” Annular BOP
• Type: FHZ35-35 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 5,000 psi
• Drift diameter: 13-5/8”
• Bottom connection: Flanged 13-5/8”
• Top connection: Screw 13-5/8” 5,000psi
08-003.04 1 Set Drilling Spool
• Type: FS35-70 (H2S enviroment capable)
• Working pressure: 10,000 psi
• Master drift diameter: 13-5/8”
• Side drift diameter: 4-1/16” 10,000psi
08-003.05 1 Set Rams
• Amount/type of rams: 1x 3-1/2”, 2x 5”, 1x 7”, 1x 9”-5/8”
• Amount of blind rams: 1
• Shear blade: 1
Section 08-004 BOP Control System
08-004.01 1 Set BOP Control Device
• Type: FKQ1200-8
• Capacity of reservoir: 1,600 K
• Number / Capacity of bottles: 16 bottles @ 60 L each
• Electrical oil pump fluid volume/qty: 46L/min/2
• Air oil pump volume/qty: 60L/stroke/2
• Amount of control objects: 8
• Drill floor driller control panel & Tool pusher control panel: Yes
08-004.02 1 Set BOP Control High Pressure Hose with Fireproof and Heat Insulation
• Drift diameter: 20mm
• Rated working pressure: 35 Mpa
• Rating fluid: 80L/min
• Length of PCS: 10m
• Amount: 48 pcs
Section 08-005 BOP Test Device
08-005.01 1 Set BOP Test Device
• Type: QST-140J
• Max. working pressure: 105 Mpa
• Low / High pressure pump liquid volume: 3.6 / 2.87
• Recorder: JL-22/Auto recorder
SECTION 09 – CHOKE & KILL MANIFOLD
Section 09-001 Choke Line
09-001.01 1 Set Choke Line
• Master drift diameter: 4-1/16”
• Working pressure: 10,000 psi
• Manual plate qty: 2
• Hydraulic plate valve qty: 2
• Hydraulic plate valve drift diameter/rated pressure: 4-1/16” / 10,000 psi
• Drift diameter/rated pressure of hose to choke manifold: 4-1/16” / 10,000 psi
• Length of hose to choke manifold: 14m
Section 09-002 Choke Manifold
09-002.01 1 Set Choke Manifold
• Adopt one main bore, two side bores model.
• Type: JYG-70
• Working pressure: 10,000 psi
• Master drift diameter: 4-1/16”
• Choke drift diameter: 3-1/16”
• Hydraulic choke drift diameter/rating pressure: 3-1/16” 10,000 psi
• Service temperature: -29 ~ 121oC
• Lines between BOP and manifolds: 3-1/16” OD, 10,000psi, high pressure hose
• Working medium: Drilling fluid, petroleum, natural gas
• Anti-H2S: Yes
Section 09-003 Choke Manifold Control Panel
09-003.1 1 Set Choke Manifold Control Panel
• Type: GYK-70
• Working / Air source pressure: 5 Mpa / 0.6 Mpa
Section 09-004 Relief Line
09-004.1 1 Set Relief Line
• Rated working pressure: 21 Mpa
• Nominal drift diameter: 88mm
• Water pressure seal / intensity test: 21 MPa / 42 Mpa
• Connection: Flanged or Union connection
• Length of ascending pipe: 7,000
• Amount of ascending pipe: 14
Section 09-005 Kill Manifold
09-005.1 1 Set Kill Manifold
• Nominal drift diameter: 2-1/16”
• Working pressure: 70 Mpa
• Manual plate valve qty: 1
• Single ram amount: 1
• One-way valve drift diameter/rating pressure: 2-1/16” / 10,000 psi
SECTION 10 – KELLY
Section 10-001 5-1/4” Hexagonal Kelly
10-001.01 1 Jt 5-1/4” Hexagonal Kelly
• Upper tool joint connection: 6-5/8” Reg LH
• Lower tool joint connection: NC50 (4-1/2” IF)
• Length: 40’
Section 10-002 5-1/4” Hexagonal Kelly
10-002.01 1 Jt 3-1/2” Hexagonal Kelly
• Upper tool joint connection: 6-5/8” Reg LH
• Lower tool joint connection: NC38 (3-1/2” IF)
• Length: 40’
SECTION 11 – DRILL PIPE
Section 11-001 5” Drill Pipe
11-001.01 7,000 mtr 5” Drill Pipe
• OD: 5”
• Tool joint OD: 6-5/8”
• Tool joint ID: 2-3/4”
• Box terrace inclination: 18o
• Unit weight: 19.5 ppf
• Tool joint connection: NC50 (4-1/2” IF)
• Grade: G105
• Internal coating: Yes
Section 11-002 3-1/2” Drill Pipe
11-002.01 3,000 mtr 3-1/2” Drill Pipe
• OD: 3-1/2”
• Tool joint OD: 5”
• Tool joint ID: 54mm
• Box terrace inclination: 18o
• Unit weight: 15.5 ppf
• Tool joint connection: NC38 (3-1/2” IF)
• Grade: G105
• Internal coating: Yes
Section 11-003 Pup Joint
11-003.01 Pup Joint
• 2 joint 5”, G105, 19.5ppf, NC50, length 5ft
• 2 joint 5”, G105, 19.5ppf, NC50, length 10ft
• 2 joint 5”, G105, 19.5ppf, NC50, length 15ft
• 2 joint 3-1/2”, G105, 19.5ppf, NC50, length 5ft
• 2 joint 3-1/2”, G105, 19.5ppf, NC50, length 10ft
• 2 joint 3-1/2”, G105, 19.5ppf, NC50, length 15ft
SECTION 12 – HEAVY WEIGHT DRILL PIPE
Section 12-001 5” Heavy Weight Drill Pipe
12-001.01 50 Joint 5” Heavy Weight Drill Pipe
• OD: 5”
• Tool joint OD: 6-1/2”
• Tool joint ID: 3”
• Box terrace inclination: 18o
• Unit weight: 50 ppf
• Tool joint connection: NC50 (4-1/2” IF)
• Grade: S135
• Internal coating: yes
Section 12-002 3-1/2” Heavy Weight Drill Pipe
12-002.01 30 Joint 3-1/2” Heavy Weight Drill Pipe
• OD: 3-1/2”
• Tool joint OD: 5”
• Tool joint ID: 2-3/16”
• Box terrace inclination: 18o
• Unit weight: 25.3 ppf
• Tool joint connection: NC38 (3-1/2” IF)
• Grade: S135
• Internal coating: yes
SECTION 13 – DRILL COLLAR
Section 13-001 9-1/2” Spiral Drill Collar
13-001.01 6 Joint 9-1/2” Spiral Drill Collar
• OD: 9-1/2”
• ID: 3”
• Length: 30 ft
• Body surface: Spiral groove
• Elevator groove: Yes
• Slip groove: Yes
• Joint connection: 7-5/8” Reg
• Stress groove on pin: Yes
Section 13-002 8” Spiral Drill Collar
13-002.01 24 Joint 8” Spiral Drill Collar
• OD: 8”
• ID: 2-13/16”
• Length: 30 ft
• Body surface: Spiral groove
• Elevator groove: Yes
• Slip groove: Yes
• Joint connection: 6-5/8” Reg
• Stress groove on pin: Yes
Section 13-003 6-1/2” Spiral Drill Collar
13-003.01 30 Joint 6-1/2” Spiral Drill Collar
• OD: 6-1/2”
• ID: 2-13/16”
• Length: 30 ft
• Body surface: Spiral groove
• Elevator groove: Yes
• Slip groove: Yes
• Joint connection: NC46
• Stress groove on pin: Yes
Section 13-004 6-1/2” Drill Collar
13-004.01 24 Joint 6-1/2” Drill Collar
• OD: 6-1/2”
• ID: 2-13/16”
• Length: 30 ft
• Body surface: Smooth type
• Elevator groove: Yes
• Slip groove: Yes
• Joint connection: NC46
• Stress groove on pin: Yes
Section 13-005 4-3/4” Spiral Drill Collar
13-005.01 18 Joint 4-3/4” Spiral Drill Collar
• OD: 4-3/4”
• ID: 2-1/4”
• Length: 30 ft
• Body surface: Spiral groove
• Elevator groove: Yes
• Slip groove: Yes
• Joint connection: NC38
• Stress groove on pin: Yes
Section 13-006 4-3/4” Drill Collar
13-006.01 18 Joint 4-3/4” Drill Collar
• OD: 4-3/4”
• ID: 2-1/4”
• Length: 30 ft
• Body surface: Smooth type
• Elevator groove: Yes
• Slip groove: Yes
• Joint connection: NC38
• Stress groove on pin: Yes
Section 13-007 Pony Drill Collar
13-007.01 Pony Drill Collar
• 2 Joint 9-1/2” x 10’, ID 3”, 7-5/8” Reg, spiral, with three grooves, tool recess
on box, stress relief on pin, length 10 ft.
• 2 Joint 8” x 10’, ID 2-13/16”, 6-5/8” Reg, spiral, with three grooves, tool
recess on box, stress relief on pin, length 10 ft.
• 2 Joint 6-1/2” x 10’, ID 2-13/16”, NC50, spiral, with three grooves, tool recess
on box, stress relief on pin, length 10 ft.
SECTION 14 – LIFTING SUB
Section 14-001 Lifting Sub
14-001.01 Lifting Sub
• 2 Joint 9-1/2”, upper NC50, lower 7-5/8” REG
• 8 Joint 8”, upper NC50, lower 6-5/8” REG
• 10 Joint 6-1/2”, upper NC50, lower NC50
• 8 Joint 4-3/4”, lower NC38
SECTION 15 – STABILIZER
Section 15-001 Drill Pipe Stabilizer
15-001.01 Drill Pipe Stabilizer
• 2 Joint 17-1/2” well bore, upper and lower conn 7-5/8”, Reg Box, spiral
• 2 Joint 12-1/4” well bore, upper and lower conn 6-5/8”, Reg Box, spiral
• 2 Joint 8-1/2” well bore, upper and lower conn 4-1/2”, IF Box 4-1/2” IF Pin,
spiral
Section 15-002 Near Bit Stabilizer
15-002.01 Near Bit Stabilizer
• 2 Joint 17-1/2” well bore, upper and lower conn Box-Pin 7-5/8” Reg, spiral
• 2 Joint 12-1/4” well bore, upper and lower conn Box-Pin 6-5/8” Reg, spiral
• 4 Joint 8-1/2” well bore, upper and lower conn Box-Pin 4-1/2” IF, spiral
SECTION 16 – INNER BLOWOUT PREVENTER
Section 16-001 Kelly Cock Valve
16-001.01 1 Joint 5-1/4” Upper Kelly Cock
• Working pressure: 5,000 psi
• Joint connection: Box-Pin 6-5/8” Reg LH
4 Joint 5-1/4” Lower Kelly Cock
• Working pressure: 5,000 psi
• Joint connection: Box-Pin NC50
4 Joint 3-1/2” Lower Kelly Cock
• Working pressure: 5,000 psi
• Joint connection: Box-Pin NC38
Section 16-002 Tubular Floating Valve
16-002.01 Tubular Floating Valve
• 1 Ea 730 x 730 (7-5/8” Reg)
• 1 Ea 630 x 630 (7-5/8” Reg)
• 1 Ea 430 x 410 (4-1/2” Reg)
• 1 Ea 330 x 310 (4-1/2” Reg)
Section 16-003 Dropping Check Valve
16-003.01 Dropping Check Valve
• 2 Ea 5” DP, max. OD 6-5/8”, min ID 2”
• 2 Ea 3-1/2” DP, max. OD 4-3/4”, min ID 2”
SECTION 17 – TUBULAR TOOLS
Section 17-001 Manual Tong
17-001.01 2 Ea Manual Tong
• Model: Q2-7/8 - 12-3/4
• Suitable pipe OD: 2-7/8” ~ 12-3/4”
• Supported clamped tong head: 3-1/2”, 4-1/2”, 5”, 7”, 9”
• Rated torque: 75,000 kN.m
Section 17-002 Manual Casing Tong
17-002.01 2 Ea Manual Tong
• Model: Q13-3/8 – 25-1/2
• Suitable pipe OD: 13-3/8” ~ 25-1/2”
• Supported clamped tong head: 13-3/8”, 20”
• Rated torque: 350,000 kN.m
Section 17-003 Drill Pipe Elevator
17-003.01 4 Ea 5” Drill Pipe Elevator
• Rated load: 350 ton
17-003.02 4 Ea 3-1/2” Drill Pipe Elevator
• Rated load: 250 ton
Section 17-008 Safety Slip
17-008.01 4 Ea Safety Slip
• Suitable pipe diameter: 3-1/2”~8”~9-1/2”
Section 17-009 Side Door Casing Elevator
17-009.01 2 Ea 20” Side Door Casing Elevator
• Rated load: 200 ton
17-009.02 2 Ea 13-3/8” Side Door Casing Elevator
• Rated load: 350 ton
17-009.03 2 Ea 9-5/8” Side Door Casing Elevator
• Rated load: 350 ton
17-009.04 2 Ea 7” Side Door Casing Elevator
• Rated load: 250 ton
17-009.04 2 Ea 5” Side Door Casing Elevator
• Rated load: 250 ton
Section 17-010 Single Casing Elevator
17-010.01 2 Ea 20” Single Casing Elevator
17-010.02 2 Ea 13-3/8” Single Casing Elevator
17-010.03 2 Ea 9-5/8” Single Casing Elevator
17-010.04 2 Ea 7” Single Casing Elevator
17-010.04 2 Ea 5” Single Casing Elevator
Section 17-011 Casing Caliper
17-011.01 1 Ea 20” Casing Caliper
• Corresponding to 106.5 ppf casing
17-011.02 1 Ea 13-3/8” Casing Caliper
• Corresponding to 68 ppf casing
17-011.03 1 Ea 9-5/8” Casing Caliper
• Corresponding to 47 ppf casing
17-011.04 1 Ea 7” Casing Caliper
• Corresponding to 29-32 ppf casing
17-011.05 1 Ea 5” Casing Caliper
• Corresponding to 15-18 ppf casing
Section 17-012 Bit Breaker
17-012.01 Bit Breaker, for
• 26” Bit, 17-1/2” Bit, 12-1/4” Bit, 8-1/2” Bit, 6” Bit
SECTION 18 – FISHING TOOLS
Section 18-001 Overshot
18-001.01 1 Ea Overshot OD 11-1/4”
• For 17-1/2” and 12-1/4” wellbore, LT-286
• For fishing 9-1/2” DC, 8” DC, 6-5/8” OD, 5” drill pipe
18-001.02 1 Ea Overshot OD 8”
• For 8-1/2” wellbore, LT-203
• For fishing 6-1/2” DC, 4-3/4” DC, 6-5/8” OD, 5” drill pipe, 3-1/2” drill pipe
18-001.03 1 Ea Overshot OD 5-5/8”
• For 6” wellbore, LT-142
• Upper connection NC38, for fishing 4-3/4” drill collar, 3-1/2” drill pipe
Section 18-002 Junk Subs
18-002.01 Junk Subs
• 1 Ea For well diameter 17-1/2”
• 1 Ea For well diameter 12-1/4”
• 1 Ea For well diameter 8-1/2”
Section 18-003 Reverse Circulating Basket
18-003.01 Reverse Circulating Basket
• 1 Ea For 17-1/2” wellbore
• 1 Ea 11” for 12-1/4” wellbore
• 1 Ea 7-7/8” for 8-1/2” wellbore
Section 18-004 Fishing Magnets
18-004.01 Fishing Magnets
• 1 Ea OD 10-1/2” for 12-1/4” wellbore
• 1 Ea OD 7” for 8-1/2” wellbore
Section 18-005 Fishing Taper
18-005.01 Fishing Taper
• 1 Ea GZ-NC50 body OD 6-1/2”, ID 1”, NC50
• 1 Ea GZ-NC38 body OD 4-3/4”, ID 7/8”, NC38
Section 18-006 Lead Impression Blocks
18-006.01 Lead Impression Blocks
• 1 Ea OD 11”
• 1 Ea OD 8”
Section 18-007 Flat Bottom Mill
18-007.01 Flat Bottom Mill
• 3 Ea For 12-1/4” wellbore
• 3 Ea For 8-1/2” wellbore
• 2 Ea For 6” wellbore
Section 18-008 Fishing Jar (Hydraulic Top Jar)
18-008.01 Fishing Top Jar
• 1 Ea OD 8”, ID 2-3/8”, 6-5/8” Reg Conn
• 1 Ea OD 6-1/2”, ID 2-3/8”, 4-1/2” IF Conn
• 1 Ea OD 4-3/4”, NC 38 Conn
Section 18-009 Fishing Jar (Hydraulic Bottom Jar)
18-009.01 Fishing Bottom Jar
• 1 Ea OD 8”, ID 2-3/8”, 6-5/8” Reg Conn
• 1 Ea OD 6-1/2”, ID 2-3/8”, 4-1/2” IF Conn
• 1 Ea OD 4-3/4”, NC 38 Conn
SECTION 19 – SUB
Section 19-001 Crossover Subs
19-001.01 Crossover Subs
• 3 Ea 7-5/8” Reg Pin x 6-5/8” Reg Box
• 4 Ea 6-5/8” Reg Pin x NC50 Box
• 2 Ea NC50 Pin x NC38 Box
• 2 Ea NC38 Pin x NC50 Box
• 3 Ea 6-5/8” Reg Box x 6-5/8” Reg Box
• 2 Ea 7-5/8” Reg Box x 7-5/8” Reg Box
• 2 Ea 7-5/8” Reg Box x 6-5/8” Reg Box
• 3 Ea 6-5/8” Reg Box x NC50 Box
• 3 Ea 4-1/2” Reg Box x NC50 Box
• 3 Ea 3-1/2” Reg Box x NC38 Box
• 2 Ea 4-1/2” Reg Box x NC38 Box
• 2 Ea 6-5/8” Reg Pin x 6-5/8” Reg Pin
• 2 Ea NC50 Pin x NC46 Pin
• 2 Ea NC46 Pin x NC50 Box
• 1 Ea 7-5/8” Reg Pin x NC Box
19-01.02 Kelly Saver Sub
• 4 Ea 5-1/4” Kelly saver sub, NC50 Box-NC50 Pin
• 4 Ea 3-1/2” Hexagonal kelly, NC38 Box-NC38 Pin
SECTION 20 – OTHERS
Section 20-001 Circulating Sub of Drill Pipe
20-001.01 Circulating Sub of Drill Pipe
• 1 Ea Bottom conn 4-1/2” IF (PIN), working pressure 10,000 psi (API Length)
• 1 Ea Bottom conn 3-1/2” IF (PIN), working pressure 10,000 psi (API Length)
Section 20-002 Plug for Casing Pressure Test
20-002.01 Plug for Casing Pressure Test
• 2 Ea For 13-3/8” 54.5ppf casing, NC50
• 2 Ea For 9-5/8” 47ppf casing, NC50


 
 
Water-Base Systems MI
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٥٠ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.1 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
Many different types of water-base drilling
fluid systems (muds) are used in
drilling operations. Basic drilling fluid
systems are usually converted to more
complex systems as a well is deepened
and the wellbore temperature and/or
pressure increases. It is typical for several
types of drilling fluid systems to be used
in each well. Several key factors affect
the selection of drilling fluid system(s)
for a specific well. The most cost-effective
drilling fluid for a well or interval should
be based on the following criteria:
Application
• Surface interval.
• Intermediate interval.
• Production interval.
• Completion method.
• Production type.
Geology
• Shale type.
• Sand type.
• Permeability.
• Other formation types.
Makeup water
• Type of water.
• Chloride concentration.
• Hardness concentration.
Potential problems
• Shale problems.
• Bit/Bottom-Hole Assembly
(BHA) balling.
• Stuck pipe.
• Lost circulation.
• Depleted sands.
Rig/drilling equipment
• Remote location.
• Limited surface capacity.
• Mixing capabilities.
• Mud pumps.
• Solids-control equipment.
Contamination
• Solids.
• Cement.
• Salt.
• Anhydrite/gyp.
• Acid gases (CO2, H2S).
Drilling data
• Water depth.
• Hole size.
• Hole angle.
• Torque/drag.
• Drilling rate.
• Mud weight.
• Maximum temperature.
Water-base drilling fluids can usually
be placed into one of the following
classifications:
• Unweighted clay-water systems.
• Deflocculated, weighted clay-water
systems.
• Calcium-treated, weighted,
deflocculated clay-water systems.
• Saltwater systems.
• Inhibitive potassium systems.
• High-Temperature, High-Pressure
(HTHP) deflocculated systems.
• HTHP polymer systems.
• Encapsulating polymer systems.
• Cationic polymer systems.
• Extended or flocculated clay-based
systems.
• Polyglycol enhanced systems.
• Inhibitive silicate systems.
Introduction
It is typical
for several
types of
drilling fluid
systems to
be used in
each well.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.2 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
This basic system is essentially
M-I GELT (Wyoming bentonite) and
water. Usually, this system is used to
spud a well. As drilling continues, formation
solids are incorporated into the
drilling fluid. Solids-removal equipment
is used to remove as much of the formation
solids (drill solids) as possible. Some
of the native formation solids may be
bentonitic in nature and increase the
viscosity of the drilling fluid. Therefore,
this system is often referred to as a
“native mud.” Advantages of this system
are low cost and high Rate of
Penetration (ROP). This system is
often extremely shear-thinning.
Unweighted, clay-water systems usually
are converted to another system
prior to reaching any critical part of
the well. Therefore, the solids content
should be maintained at low values to
facilitate this conversion.
Since this system is not weighted, it
has a low buoyancy effect on cuttings.
Therefore, hole-cleaning depends on viscosity
and flow rate. The plastic viscosity
should be low, if the solids content of
the system is low, so the carrying capacity
must be achieved with higher yield
points. Chemical deflocculants reduce
the yield point and viscosity dramatically.
This can result in inadequate hole
cleaning. Therefore, the use of chemical
deflocculants in this system should be
strictly limited. If a low fluid loss is
required, it should be controlled with
additions of M-I GEL (prehydrated if
used in seawater) and an appropriate
Fluid-Loss-Control Additive (FLCA).
The FLCA may be MY-LO-JELE, POLY-SALE,
THERMPACT UL, CMC or POLYPAC.T
Unweighted Clay-Water Systems
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.5 - 10
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP)* 5 - 9
Yield point (lb/100 ft2)* 12 - 25
Initial gel (lb/100 ft2) 5 - 10
10-min gel (lb/100 ft2) 10 - 20
pH 8.5 - 10.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 1.5
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1- 1.0
Calcium (mg/l) 40 - 240
Chlorides (mg/l)
(freshwater) 0 - 5,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%) 3 - 10
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figure 1.
Typical Products Primary Function
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
TANNATHINT Thinner
SAPP Thinner
POLYPAC Viscosity and
fluid-loss control
THERMPAC UL Fluid-loss control
MY-LO-JEL Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
POLY-PLUST Bentonite extender
CMC Viscosity and
fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I GEL 20 - 35
Caustic soda 0.1 - 0.5
FLCA As needed
SAPP 0.125 - 0.5
Usually,
this system
is used to
spud a well.
…the use
of chemical
deflocculants
in this system
should
be strictly
limited.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.3 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
Figure 1: Plastic viscosity, yield point and Methylene Blue Test (MBT) ranges for water-base muds.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Mud weight (lb/gal)
PV (cP), YP (lb/100 ft2) and MBT (lb/bbl)
PV
MBT
YP
Figure 2: Solids range for barite water-base muds.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Mud weight (lb/gal)
Solids (% vol)
Maximum
9% LGS
6% LGS
3% LGS
Minimum
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.4 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
The SPERSENEE deflocculated system
is one of the most common drilling
fluid systems used in the industry.
The primary thinner in the system is
SPERSENE (or SPERSENE CF) lignosulfonate.
Lignosulfonates are organic acids that
supply anions (negative ions) to the
fluid. These anions reduce the yield
point and gel strengths by neutralizing
the cations (positive ions) on the clay
particles, thus deflocculating the clay
slurry causing clay particles to repel one
another. SPERSENE is very versatile due to
its high degree of solubility in both
freshwater and saltwater environments.
Since it is acidic, SPERSENE requires an
alkaline environment in which to solubilize.
Therefore, hydroxyl ions are
added usually in the form of caustic
soda (sodium hydroxide) and lime (calcium
hydroxide) to increase the pH.
This system can be treated to have a
high degree of tolerance for both solids
and chemical contamination by simply
increasing the concentration of SPERSENE
and TANNATHIN (lignite) or XP-20T (causticized
chrome lignite). Lignite is an
organic acid that also supplies anions to
the fluid, thus causing clay particles to
repel one another. In most cases, a
ratio of two SPERSENE to one TANNATHIN,
or XP-20, is a very effective combination
for treatments, but the ratio can
be varied.
Materials like SPERSENE, TANNATHIN and
XP-20 are deflocculants, but are also
referred to as dispersants and thinners,
because they allow discrete clay particles
to disperse, and they reduce the
yield point, gel strength and “n” value
of the drilling fluid.
SPERSENE systems are usually converted
from unweighted, clay-water
suspensions or “spud muds.” A typical
treatment to convert to a lightly
treated SPERSENE system would be
SPERSENE System
The SPERSENE
deflocculated
system is one
of the most
common
drilling fluid
systems
used in the
industry.
Figure 3: Solids range for hematite water-base muds.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Mud weight (lb/gal)
Solids (% vol)
Maximum
Minimum
9% LGS
6% LGS
3% LGS
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.5 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
(SPERSENE SYSTEM CONTINUED)
about 4 lb/bbl M-I GEL, 2 lb/bbl
SPERSENE, 1 lb/bbl of either TANNATHIN
or XP-20 and 1 lb/bbl caustic soda.
Comparing the drilling fluid properties
at the flow line with those in the
pits indicates the degree to which wellbore
contaminants are affecting the
drilling fluid properties. This is also a
reflection of the stability of the system.
In most cases, a significant difference
in the properties between the flow line
and the pits indicates an unstable fluid.
The stability of a SPERSENE system can
be increased by increasing the concentration
of SPERSENE and TANNATHIN (or
XP-20). Lightly treated SPERSENE systems
contain 2 to 6 lb/bbl SPERSENE and 1 to
3 lb/bbl of TANNATHIN (or XP-20), while
a fully inhibitive SPERSENE system may
contain 8 to 12 lb/bbl SPERSENE and 4 to
6 lb/bbl of TANNATHIN or (XP-20).
Maintenance of a SPERSENE system
(and other drilling fluids systems) while
drilling means maintaining the properties
at predetermined, near-constant
values. These values are controlled by
the concentration of materials in the
drilling fluid. As water is added to the
drilling fluid to maintain an acceptable
drilled solids concentration, products
must be added to maintain the desired
concentration of additives. Therefore,
the volume of dilution water should be
measured or estimated to use as a basis
for product additions. The amount of
dilution required depends on the hole
size, rate of penetration, type of formation,
solids-control equipment and the
optimum concentration of drill solids
in the drilling fluid.
The temperature limitation of this
system is approximately 320°F (160°C)
due to the increased rate of thermal
degradation of lignosulfonate above
this temperature. The temperature limit
of this system can be increased significantly
by increasing the concentration
of lignite and reducing the concentration
of lignosulfonate. Lignite has
a temperature limitation of about
450°F (232°C).
NOTE: SPERSENE and XP-20 contain
chrome and may not be allowed under
some environmental regulations. When
chrome is not permitted, SPERSENE CF and
TANNATHIN should be used.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 8
10-min gel (lb/100 ft2) 2 - 14
pH 9.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.0 - 5.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1.5
Calcium (mg/l) 40 - 240
Chlorides (mg/l) 0 - 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
Lime Increase Pm and
treat out CO3
Gyp Treat out CO3
SPERSENE (CF) Thinner
TANNATHIN Fluid loss and thinner
XP-20 HT thinner and
fluid-loss control
POLYPAC API fluid-loss control
and viscosity
RESINEXT HTHP fluid-loss control
DUO-VIST Increase low-shear
viscosity
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 5 - 30
Caustic soda 0.3 - 2
Lime 0 - 1
SPERSENE (CF) 2 - 12
XP-20 or TANNATHIN 1 - 12
POLYPAC 0.50 - 2
RESINEX 2 - 6
DUO-VIS 0.25 - 0.50
Lignite has a
temperature
limitation
of about
450°F…
The concentration
of
reactive
solids in
the drilling
fluid
determines
the viscosity
increase
encountered
when calcium
is added to
the system.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.6 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
When calcium is added to a clay-water
slurry, a base exchange occurs as the calcium
(Ca2+) cation, which has higher
bonding energy, replaces the sodium
(Na+) cation on the clays, converting
them to calcium-base clays. Figure 4
shows the amount of calcium adsorbed
by Wyoming bentonite and native
clays. This cation exchange results in
partial dehydration of the hydrated clay
particles, reducing the size of the water
envelope around the clay particles (see
Figure 5). The reduction in the size
of the water envelope allows the clay
particles to come into contact with
one another, resulting in flocculation.
Flocculation causes an increase in the
yield point and gel strengths. If a deflocculant
is not used, the size of the flocs
of clay eventually will increase and may
precipitate out, resulting in a gradual
decrease in the plastic viscosity.
If a deflocculant is used, then the
clays will still have the reduced water
envelope, but the flocs of clay will
be dispersed.
This phenomenon occurs when calcium
contamination occurs while drilling
then is subsequently treated, or
when a fluid is converted (“broken
over”) to a calcium-base drilling fluid
such as a SPERSENE/gyp or a SPERSENE/
lime system.
The concentration of reactive solids in
the drilling fluid determines the viscosity
increase (viscosity hump) encountered
when calcium is added to the
system (see Figure 6). Therefore, prior to
converting to a calcium-base system, or
before drilling into formations that contain
calcium (such as anhydrite), the
reactive solids content of the drilling
fluid should be reduced by dilution
while the viscosity is maintained with
additions of polymers.
Calcium systems provide soluble
and reserve calcium in a drilling fluid.
Soluble calcium performs several functions.
It provides wellbore inhibition
by minimizing the hydration of drill
solids and exposed shales through
base exchange into calcium-based
clays. It makes a drilling fluid compatible
with formations that contain high
Calcium-Treated Drilling Fluids
Figure 4: Adsorption of calcium by clays.
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 500 1,000 1,500 2,000
Filtrate calcium (mg/l)
Calcium adsorbed (mg/g)
Wyoming
bentonite
Native clay
Figure 5: Reduction in water of hydration for sodium
clay during base exchange with calcium.
Na+
Na+
Na+
Ca2+
Water of hydration
(envelope of water)
+ Ca2+
Flocculation
causes an
increase in
the yield
point and gel
strengths.
Ca2+
Figure 6: Effect of solids concentration
on viscosity with calcium additions.
100
80
60
40
20
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Filtrate calcium (mg/l)
Viscosity (cP)
High solids
Low solids
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.7 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
(CALCIUM-TREATED DRILLING
FLUIDS CONTINUED)
concentrations of calcium, such as
anhydrite. It precipitates carbonate
ions (CO3
2–) which result from carbon
dioxide (CO2) contamination.
The solubility of calcium is inversely
proportional to the pH of the drilling
fluid. It is nearly insoluble at a pH above
12.5, but is very soluble at a low pH.
This is illustrated in Figure 7 where, on
Line A (when only lime is added), the
pH does not increase above 12.5, but
on Line B (with added caustic), the pH
increases above 12.5 and the soluble
calcium decreases rapidly. Therefore,
calcium as lime (Ca(OH)2) helps to
buffer the pH when acid gases such
as CO2 or hydrogen sulfide (H2S)
are encountered.
Calcium solubility is also directly
related to salinity or chloride (Cl–) concentration.
The soluble calcium in seawater
is often around 1,200 mg/l and
will increase as the salinity is increased,
as shown in Figure 8. Figure 8 shows
the soluble calcium from gyp added
to increasing concentrations of salt.
SPERSENE/GYP SYSTEM
The SPERSENE/gyp (gypsum) system is
designed to drill anhydrite (CaSO4)
and/or provide inhibition while drilling
water-sensitive shales by using gypsum
(CaSO4•2H2O) as the source of calcium.
To maintain a sufficient amount of soluble
calcium, the pH of the SPERSENE/gyp
system should be kept low (9 to 10.5).
The normal concentration of soluble
calcium in this system is in the 600 to
1,200 mg/l range. Since the solubility
of calcium is affected by pH and salinity,
the actual level will depend on
these properties.
When converting an existing
untreated or lightly treated system
to a SPERSENE/gyp system, the MBT and
low-gravity solids content should be
reduced to minimize the “break-over
viscosity hump.” Then, about 8 lb/bbl
gyp, 8 lb/bbl SPERSENE and 2 lb/bbl caustic
soda should be added simultaneously
over one or two circulations. After the
initial conversion, properties such as
fluid loss, pH and alkalinity should be
refined by the additions of the proper
materials. Materials that have a low
hardness tolerance should not be used
in this system. Since soluble calcium
increases the hardness of the water
phase, treatments with about 2 lb/bbl
SURFAK-ME are beneficial for reducing
the surface tension of the water phase,
and improving the performance of the
chemical additives.
In addition to the maintenance
procedures previously described, the
“excess gyp” test should be used to
Figure 8: Solubility of calcium vs. chlorides.
2.0
1.6
1.2
0.8
0.4
0
0 50 100 150 200
Chlorides (mg/l x 1,000)
Soluble calcium (mg/l x 1,000)
Figure 7: Line A - soluble calcium vs. lime
concentration; Line B - Soluble calcium of 4 lb/bbl
of lime added to caustic solutions.
1,000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0 1 2 3 4 5 6
Caustic soda or lime concentration (lb/bbl)
Calcium (mg/l)
pH 12.4
Line A
pH 12.2
pH 12
pH 12.4
pH 12.9
pH 13.2
Line B
Materials
that have a
low hardness
tolerance
should not
be used in
this system.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.8 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
(SPERSENE/GYP SYSTEM CONTINUED)
monitor the concentration of excess
gyp in the system. Mass-balance equations
cannot accurately monitor excess
gyp, because gyp is removed from the
system on drilled solids due to base
exchange.
Excess gyp procedure
The excess gyp content can be determined
by measuring the “whole mud
Versenate total hardness” (Vt) and the
total hardness of the filtrate (Vf) using
this procedure and the calculation
which follows:
Procedure to determine the gyp content
(see API RP13B-1, Appendix A.8):
1. Add 5 ml whole mud to 245 ml
distilled water.
2. Stir for 30 min at room temperature
or 15 min at 150°F.
3. Filter the solution with the API filter
press. Discard the first cloudy
portion of the filtrate. Collect the
clear filtrate.
4. Pipette 10 ml of the collected clear
filtrate into a titration dish and add
1 ml strong buffer and 4 to 6 drops
Calmagite Indicator.
5. Titrate with Standard Versenate to a
blue or blue-green end point, record
the number of ml of Standard
Versenate as Vt.
6. To 1 ml of mud filtrate from the
standard API filtrate test, add 1 ml
strong buffer and 4 to 6 drops
Calmagite Indicator, titrate with
Standard Versenate from wine-red
to blue, record the number of ml
of Standard Versenate as Vf.
Total calcium sulfate (lb/bbl) =
2.38 x Vt
Excess calcium sulfate (lb/bbl) =
2.38 x Vt - (0.48 x Vf x Fw)
Where:
Fw = Water fraction from retort
NOTE: A simplified field method
titrates 1 ml of whole mud in 150 to
350 ml distilled water in a quart jar,
using 2 to 3 ml strong buffer and 1 to
2 ml Calmagite Indicator. Record the ml
of Standard Versenate as the Vm. The
color change may be hard to see due to
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 9.0 - 10.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 2.5
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1.6
Calcium (mg/l) 600 - 1,200
Chlorides (mg/l) 0 - 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 4.5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
Excess gyp (lb/bbl) 3 - 12
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
Gyp Calcium source
SPERSENE Thinner
TANNATHIN Fluid-loss control
POLYPAC API fluid-loss control
RESINEX HTHP fluid-loss control
SURFAK-ME Surface-acting agent
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 7.5 - 25
Caustic soda 0.2 - 1.5
Gyp 8 - 12
SPERSENE 5 - 15
TANNATHIN 2.5 - 10
POLYPAC 0 - 2
RESINEX 3 - 6
SURFAK-M 0 - 2
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.9 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
the dark brown color of the lignosulfonate
and lignite. This color change may appear
to be from the original color of the solution
with a red tint to only a slight green or bluegreen
tint. The rule-of-thumb calculation for
this procedure is:
Excess gyp (lb/bbl) = (Vm+Vf) ÷ 2
SPERSENE/LIME SYSTEM
Generally, SPERSENE/lime systems are
used to reduce the effects of acid
gases such as CO2 or H2S and/or to
reduce the hydration of formation
clays. SPERSENE/lime systems use lime
(Ca(OH)2) as their source of calcium.
Since lime has a high pH (12.4), the
pH of the system will be high. The
pH of the system depends on the concentration
of lime and caustic soda
(NaOH). Lime muds maintain a concentration
of excess lime which is not
in solution, since the solubility of
lime is an inverse function of pH.
Therefore, this excess (reserve) lime
goes into solution only as the pH of
the system is reduced by reactions
with acidic contaminants incorporated
into the system during drilling
operations. This results in the excess
lime having a buffering effect on the
pH, which provides greater stability to
the system.
Lime muds are subdivided into low-,
medium- and high-lime categories
according to the amount of excess
lime that they contain. This level of
excess lime is chosen based on the anticipated
severity of contamination and
on local practice. Typical alkalinities
and excess lime concentrations for
the low-, medium- and high-lime categories
are shown below. These systems
are more stable if the Pf is kept roughly
equal to the excess lime content
(lb/bbl). Lime muds generally are
not used when mud densities are
below 10 lb/gal because it is difficult to
maintain rheological properties sufficient
to clean the wellbore. Temperatures in
excess of 300°F (149°C) may cause
severe gelation or cementation of
medium- and high-lime drilling fluids.
This severe gelation, or cementation,
is caused by high alkalinity, high concentrations
of reactive solids and high
temperature which combine to form
alumino-silica cement.
When converting an existing
untreated or lightly treated system
to a SPERSENE/lime system, the MBT
and low-gravity solids content should
be reduced to minimize the “break-over
viscosity hump.” Then a treatment of 1
to 10 lb/bbl lime, 2 to 12 lb/bbl SPERSENE
and 2 lb/bbl caustic soda should be
added simultaneously during one or
two circulations. After the initial conversion,
properties such as fluid loss, pH
and alkalinity should be refined by the
additions of the proper materials.
In addition to the maintenance procedures
previously described, the “excess
lime” should be calculated as often as
required to monitor the concentration
of excess lime in the system. Massbalance
equations cannot accurately
monitor excess lime, because lime is
removed from the system on drilled
clays as the result of base exchange.
The equation for calculating excess
lime is:
Excess lime (lb/bbl) = 0.26 (Pm - PfFw)
Generally,
SPERSENE/lime
systems are
used to
reduce the
effects of
acid gases…
Alkalinities
Low-lime Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.4 - 4.8
Excess lime (lb/bbl) 0.5 - 1
Medium-lime Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1 - 4
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 4.8 - 19
Excess lime (lb/bbl) 1 - 4
High-lime Pf (cm3 0.02N H2SO4) 4 - 10
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 19 - 46
Excess lime (lb/bbl) 4 - 9.4
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.10 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 16
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 11.5 - 13.5
Calcium (mg/l) 40 - 200
Chlorides (mg/l)
(freshwater) 0 - 5,000
Chlorides (mg/l)
(seawater) 20,000
Low-gravity solids (%)* 4.5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
Excess lime (lb/bbl) 1 - 10
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase Pf
Lime Excess lime and
increase Pm
SPERSENE Fluid loss and thinner
TANNATHIN Fluid-loss control
XP-20 HTHP thinner and
fluid-loss control
POLYPAC Viscosity and
API fluid-loss control
MY-LO-JEL Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
RESINEX HTHP fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 15 - 30
Caustic soda 0.5 - 1.5
Lime 0.5 - 10
SPERSENE 2 - 15
XP-20 or TANNATHIN 3 - 8
RESINEX 0 - 6
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
(SPERSENE/LIME SYSTEM CONTINUED)
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.11 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
Seawater and brackish-water systems
are used in offshore and coastal drilling
operations due to the endless supply of
that type of water at the drillsite. Other
benefits derived from using sea or
brackish water in drilling fluids include
a lesser degree of hydration of drilled
clays than when using freshwater.
An understanding of seawater drilling
fluids requires an understanding of seawater,
and how mud components react
in it. The pH of seawater is buffered
against changes by a solubility equilibrium
with atmospheric CO2 and sedimentary
calcium carbonate. This means
that as the pH of seawater is increased
through the addition of alkaline materials,
atmospheric CO2 will be absorbed
into the seawater in an effort to buffer
the pH. Since the buildup of these carbonates
is detrimental to drilling fluid
properties, an excess concentration of
lime (which is not in solution) is maintained
in the system. The lime prevents
the build-up of carbonates and buffers
the pH in the desired range. So, a seawater
mud should be run as a “low-lime
system” (see lime muds).
The cost-effectiveness of XP-20 and
TANNATHIN in seawater is minimized
due to their reduced solubility; therefore,
in environments where chlorides
exceed 15,000 mg/l, the use of lignites
should be minimized and the use of
SPERSENE increased.
The temperature limitation of this system
is approximately 320°F (160°C). If
bottom-hole temperatures greater than
320°F (160°C) are anticipated, freshwater
should be added to reduce the chlorides
to less than 15,000 mg/l so that XP-20
will be more soluble. Or, displace with a
synthetic- or oil-base system.
Since this system is similar to a
SPERSENE/low-lime system, conversion
and maintenance are the same as with
a SPERSENE/low-lime system.
SPERSENE/XP-20 Seawater System
…a seawater
mud should
be run as a
“low-lime
system”.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 10.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 3.0 - 6.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1.0 - 1.5
Calcium (mg/l) 40 - 200
Chlorides (mg/l) 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda pH and Pf
Lime Treat out carbonates
SPERSENE Thinner and
fluid-loss control
XP-20 HTHP thinner and
fluid-loss control
TANNATHIN Fluid-loss control,
thinner
POLYPAC Stability,
fluid-loss control
THERMPAC UL Fluid-loss control
THERMEX HTHP fluid-loss control
RESINEX HTHP fluid-loss control
DUO-VIS Low-shear viscosity
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 10 - 30
Caustic soda 0.2 - 1.5
Lime 0.2 - 1.5
SPERSENE 5 - 15
XP-20 or TANNATHIN 3 - 8
POLYPAC 0.5 - 2.0
THERMEX 5 - 10
RESINEX 0 - 6
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.12 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
Saturated saltwater systems are designed
to prevent the enlargement of the wellbore
while drilling salt sections. This
enlargement results from the salt in
the wellbore dissolving into the “unsaturated
salt” water phase of the drilling
fluid. Saturation is achieved by adding
salt (sodium chloride) to the mud system
until the saturation point is reached.
Saturation is about 190,000 mg/l chlorides,
depending on temperature. See
the Drilling Salt chapter.
To convert an existing freshwater,
brackish water or seawater system to a
saturated saltwater system, the following
procedure should be followed. On
the initial break-over, add as quickly
as possible: 2 to 3 lb/bbl caustic soda,
1 to 2 lb/bbl soda ash, 4 to 6 lb/bbl
SPERSENE and 110 to 125 lb/bbl salt.
The salt will flocculate the reactive
solids in the system, increasing the
viscosity. Therefore, the MBT and
low-gravity solids content should be
reduced to minimize the viscosity
increase during conversion. This viscosity
hump is shown in Figure 9.
Pilot tests should be made prior to
conversion to determine the dilution
rate and quantities of products required
for a trouble-free conversion. After
all the salt has been added, 2 lb/bbl
SURFAK-M also should be added. Initially,
the salt may cause an increase in viscosity,
but this will diminish after several
circulations through the hole. This
should be followed by 0.5 to 1.0 lb/bbl
of POLYPAC UL, which should reduce the
viscosity to the desired range. If not,
further dilution with saturated saltwater
and additions of SPERSENE should be
made. Treatments of SPERSENE are more
effective when mixed with caustic in
drill water then added to the system.
To mix a saturated saltwater system,
20 to 25 lb/bbl M-I GEL should be prehydrated
in freshwater and added to
the saltwater. Then, other materials can
be added as described above. SALT GELT
can be used instead of M-I GEL if the
rig mixing system develops good shear.
SALT GEL requires shear to develop viscosity
and does not assist with fluid
loss or filter-cake quality.
When saturated saltwater is added
to the drilling fluid to maintain an
acceptable drilled solids concentration,
products must be added to maintain
the desired concentration of
additives. Therefore, the volume of
dilution water should be measured or
estimated to use as a basis for product
additions. Materials must be based
on the added saltwater. The amount
of dilution depends on the hole size,
ROP, type of formation, solids-control
equipment and the optimum concentration
of drilled solids in the drilling
fluid. Frequent chloride checks should
be made to monitor the salt content
for saturation.
Saturated Saltwater System
Figure 9: Effect of solids content on
viscosity with salt additions.
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0 35 70 105 104
Salt (lb/bbl)
Viscosity (cP)
Salt added to
high-solids field mud
Saturated
saltwater
systems are
designed to
prevent the
enlargement
of the
wellbore
while
drilling salt
sections.
Salt added to prehydrated
bentonite slurry
Dry bentonite added
to salt solution
Frequent
chloride
checks
should be
made to
monitor
the salt
content for
saturation.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.13 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(SATURATED SALTWATER
SYSTEM CONTINUED)
Provisions should be made to ensure
that all dilution water is saturated prior
to being added to the active system.
In areas where humidity is high, salt
absorbs water, becomes lumpy and is
almost impossible to mix through mud
hoppers fast enough to keep the drilling
fluid saturated. If salt is mixed
directly into the mud, about half the
salt may become coated by the mud
and settle to the bottom of the pits. It
is far more cost-effective to mix the salt
into the water.
When considering the use of a saturated
salt drilling fluid in low-density
environments, it is important to be
aware that the natural weight of saturated
sodium chloride is 10 lb/gal. The
minimum density of a saturated
sodium chloride drilling fluid is
about 10.5 lb/gal.
The temperature limitation of this
system is less than 300°F (149°C). If
bottom-hole temperatures greater than
300°F (149°C) are anticipated, alternative
high-temperature water-base
products must be used or the system
should be displaced with a syntheticor
oil-base drilling fluid.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 16
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 10.5 - 12
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 3 - 5
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1 - 2
Calcium (mg/l) <200
Chlorides (mg/l) 190,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 4 - 6, adjust for salt
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figure 2.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda pH and Pf
Salt Increase chloride
Soda ash Control calcium
<200 mg/l
SPERSENE Thinner and
fluid-loss control
MY-LO-JEL Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
POLYPAC UL Stability and
fluid-loss control
SP-101 HTHP fluid-loss control
DUO-VIS Low-shear-rate viscosity
SURFAK-M Surface-acting agent
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 10 - 30
Caustic soda 0.2 - 2.5
Soda ash 0.2 - 1
Salt 110 - 125
SPERSENE 5 - 15
POLYPAC UL 0.5 - 2
SURFAK-M 0 - 2
DUO-VIS 0.25 - 1
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.14 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
Potassium is one of the most effective
ions available to minimize (inhibit)
shale hydration. The inhibitive nature
of potassium is achieved by the ionic
base exchange of potassium for sodium
and/or calcium ions between clay layers,
and by fixation of the potassium
ion in the crystalline lattice of swelling
clay minerals.
Many swelling clays are selective to
potassium and will adsorb potassium
ions in preference to sodium ions. In
other clays, the “mass action” effect
applies, which means that ion exchange
from sodium to potassium occurs most
readily when the potassium-to-sodium
ratio in the drilling fluid exceeds 3:1.
The low hydration energy of the potassium
ions contributes to the inhibition
of clay hydration in potassium-based,
exchanged clays.
Fixation of the potassium ions occurs
in clay platelets with a higher-thanaverage
negative charge. This ion fixation
occurs because the 2.66 Å diameter
of the potassium ion fits snugly into the
2.80 Å lattice space of the clay structure.
This provides an ideal condition for
crystalline compaction. The low hydration
energy of the potassium ion also
contributes to inter-layer dehydration,
resulting in the formation of a compact,
tightly held structure. This structure
resists hydration and cation exchange.
When ion fixation occurs, the clay
platelet contains less water in the interlayer
space, and is very stable. See Clay
Chemistry chapter.
POTASSIUM CHLORIDE POLYMER SYSTEM
The potassium chloride polymer system
was developed to stabilize watersensitive
shales by means of potassium
ion inhibition. The inhibitive nature
of this system minimizes the hydration
of shales, which minimizes hole
enlargement, bit and stabilizer balling,
sloughing shale, and reduction of permeability
in productive zones. The
potassium chloride system uses potassium
chloride salt (KCl) as the primary
source of potassium ions for ionic inhibition.
This system works best when
polymers are used for encapsulation.
Either Polyanionic Cellulose (PAC)
(POLYPAC) or Partially Hydrolized Poly
Acrylamide (PHPA) (POLY-PLUS) polymers
can be used for encapsulation.
These polymers coat cuttings and
exposed shales, limiting interaction
with water.
Since some shales are more watersensitive
than others, the concentration
of KCl required to inhibit these
shales varies. During drilling operations,
shale cuttings should be monitored
continuously for inhibition. If
the concentration of KCl in the system
is insufficient, shale cuttings will be
soft and mushy. If the concentration
of KCl is sufficient, they will retain
their integrity. Older shales usually
require about 10 to 15 lb/bbl KCl (3.5
to 5.0%) while younger shales may
require 30 to 50 lb/bbl (8.5 to 15%).
KCl and other chemicals should be
premixed prior to adding them to the
system for optimum cost effectiveness.
Inhibitive Potassium Systems
Potassium is
one of the
most effective
ions available
to minimize
shale
hydration.
The
potassium
chloride
polymer
system was
developed
to stabilize
watersensitive
shales…
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.15 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(POTASSIUM CHLORIDE POLYMER
SYSTEM CONTINUED)
When using hard makeup water,
the hardness should be treated to less
than 300 mg/l with soda ash prior to
adding polymers that are hardnesssensitive.
Since potassium chloride
systems are very solids-sensitive, it is
best to mix the system from scratch
instead of converting an existing drilling
fluid (containing drill solids) to a
potassium chloride system. The first
step in mixing a potassium chloride
system is to treat the hardness with
soda ash, then prehydrate the M-I GEL
in freshwater. Then, add the KCl,
KOH, POLY-PLUS, POLYPAC, DUO-VIS and
M-I BAR.
Rheological properties and filtration
rates in this system are controlled by
polymeric materials, which are not
temperature-stable above 300°F. The
temperature limitation of the system is
about 300°F. This system is very sensitive
to solids and calcium contamination
and generally is more expensive
than other water-base systems.
In addition to potassium chloride, a
variety of other non-chloride potassium
sources are available. These include
potassium carbonate, potassium sulfate,
K-52E (potassium acetate), caustic potash
(KOH) and more. All of these nonchloride
potassium chemicals have
been used to formulate inhibitive
potassium mud systems.
Typical Properties Old Formations Young Formations
Density (lb/gal) 10 - 16 10 - 16
Plastic viscosity (cP) See Figure 1 See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) 20 - 30 20 - 30
Initial gel (lb/100 ft2) 5 -10 10 - 15
10-min gel (lb/100 ft2) 15 - 20 15 - 20
Fluid loss (cm3/30 min) 10 -15 5 - 10
Potassium (mg/l) 15,000 - 25,000 55,000 - 100,000
Calcium (mg/l) <200 <200
pH 9.5 - 10 10 - 11
Low-gravity solids (%)* 2 - 4 3 - 5
MBT (lb/bbl) <25 <20
Typical Products
(lb/bbl) Old Formations Young Formations Primary Function
Potassium chloride 10 - 15 35 - 70 Potassium source
POLY-PLUS 0.5 - 1 0.5 - 2 Encapsulation
M-I GEL 8 - 10 (prehydrated) 2 - 5 Viscosity and filter cake
DUO-VIS 0.5 - 1 0.5 - 1.5 Low-shear viscosity
POLYPAC 0.5 - 2 0.5 - 3 Fluid-loss control
and encapsulation
Caustic potash (KOH) 0.5 - 1 0.75 - 1.5 pH and potassium
Soda ash 0.5 0.5 Control calcium
M-I BAR As required As required Density
*See Figure 2.
This system
is very
sensitive to
solids and
calcium
contamination
and generally
is more
expensive
than other
water-base
systems.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.16 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
K-MAG SYSTEM
The K-MAGE system is designed to provide
inhibition, wellbore stability and
improved production by means of
potassium inhibition in areas where
potassium chloride systems are not environmentally
acceptable. The sources of
potassium are K-17T (potassium lignite),
XP-20 (KOH chrome lignite), K-52
(potassium acetate) and caustic potash
(KOH). The system limits the amount of
added sodium. The system is designed
to perform in a freshwater or seawater
alkaline environment. Since the primary
deflocculant in this system is lignite,
the system is not as cost-effective in
environments where the chlorides are
above 15,000 mg/l since the solubility
of lignite decreases as the chlorides
increase. Benefits of the system are
non-dispersed cuttings, improved
solids removal and better wellbore stability.
A reduction in sloughing shale,
bridges and fill on trips, and expensive
cement jobs due to hole enlargement
are added benefits.
The K-MAG system can be mixed from
scratch or converted from an existing
system. To convert an existing system
to a K-MAG system, add approximately
3 to 5 lb/bbl prehydrated M-I GEL,
4 lb/bbl of either K-17 or XP-20, and 1
to 2 lb/bbl caustic potash in one circulation.
Adjust the potassium ion concentration
with additions of K-52 or
additional K-17. Add 4 to 6 lb/bbl
SHALE CHEKE on a later circulation for
additional shale stabilization and to
minimize bit and stabilizer balling.
Low-gravity solids should be maintained
at less than 5% and the MBT
at less than 25 lb/bbl. Dilution rates
should be monitored to assure that
proper material concentrations are
maintained. The potassium ion concentration
should be monitored separately
because the potassium reacts with, and
is depleted by, drill solids. The potassium
ion concentration usually is controlled
between 1,000 to 10,000 mg/l.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10.0
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 9.5 - 10.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1.0 - 1.8
Calcium (mg/l) 0 - 300
Potassium (mg/l) 1,000 - 10,000
Chlorides (mg/l) 0 - 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 4 - 5
MBT (lb/bbl) <25
*See Figures 2 and 3.
The K-MAG
system is
designed
to provide
inhibition,
wellbore
stability and
improved
production…
Typical Products Primary Function
M-I BAR or FER-OX Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
K-17 or XP-20 Thinner and
potassium source
KOH pH, Pf and
potassium source
K-52 Potassium source
POLYPAC Fluid-loss
and encapsulation
RESINEX HTHP fluid-loss control
DUO-VIS Low-shear-rate viscosity
SHALE CHEK Shale stabilization
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 5 - 15
KOH 0.5 - 2.0
K-17 or XP-20 8 - 10
SHALE CHEK 4 - 6
K-52 0 - 3
POLYPAC 0.5 - 1.5
DUO-VIS 0.5 - 1.5
RESINEX 0 - 6
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.17 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
The DURATHERME system is a water-base
system designed for drilling in HTHP
environments. The system is stable in
the presence of contamination from
soluble calcium, salts and acid gases,
and can be used at temperatures in
excess of 500°F (260°C). The stability of
the system is due to its low colloidalsolids
content and chemicals that are
stable at high temperatures. This system
also is used as a high-temperature
packer fluid.
The low reactive-solids content of
the DURATHERM system is achieved by
reducing bentonite and the drill-solids
content as fluid density and wellbore
temperatures increase. Polymeric
materials are used in place of bentonite
to provide viscosity and gel strengths.
This minimizes problems caused by flocculation
of reactive clay solids at high
temperatures and viscosity increases
resulting from chemical contamination.
Most deflocculated water-base systems
can be converted to the DURATHERM system
by substituting XP-20 for SPERSENE;
reducing the reactive-solids content and
using POLYPAC or DUO-VIS for viscosity
and solids suspension; and using
THERMEX or RESINEX for HTHP filtration
control. Proper solids control is
an absolute necessity for this system.
This drilling fluid should be monitored
carefully for temperature stability.
One good way to accomplish this is to
heat-age the fluid frequently at 25°F
(15°C) above the estimated bottomhole
temperature. The reactive-solids
content of the fluid should be monitored
closely and controlled within recommended
ranges. If a closed-loop,
solids-control unit is used, the solids
particle size and plastic viscosity should
be monitored closely and controlled
within the proper range. Monitor dilution
rates to assure that proper chemical
concentrations are maintained (see
HTHP chapter).
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) ;Barite/water line
(see Figure 1)
Yield point (lb/100 ft2) 6 - 10
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 2 - 10
pH 10.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.0 - 5.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1.5
Chlorides (mg/l) 0 - 10,000
Calcium (mg/l) 0 - 200
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 0.5 - 2.5
MBT (lb/bbl) 2.5 - 12.5
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Filter cake and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
XP-20 Thinner and
fluid-loss control
Lime Treat out CO3 and pH
Gyp Treat out CO3
POLYPAC Viscosity/gel strengths
THERMEX HT fluid loss
and stabilizer
RESINEX HT fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 600
M-I GEL 1 - 10
Caustic soda 0.5 - 1.5
Lime or gyp 0 - 2
XP-20 15 - 20
POLYPAC 0.5 - 1.5
THERMEX 0 - 12
RESINEX 0 - 6
DURATHERM System
The
DURATHERM
system is a
water-base
system
designed
for drilling
in HTHP
environments.
Proper solids
control is
an absolute
necessity for
this system.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.18 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
The ENVIROTHERME system is a chromefree,
environmentally acceptable waterbase
system designed to drill in HTHP
environments, making it similar to the
DURATHERM system. The system is stable
in the presence of contamination from
soluble calcium, salts and acid gases,
and can be used at temperatures in
excess of 400°F (204°C). The stability
of the system is due to its low reactivesolids
content and temperature-stable,
chrome-free materials. The low reactivesolids
content is achieved by reducing
bentonite and drill solids as fluid density
and wellbore temperatures increase.
Polymeric materials like POLYPAC and
CMC are used to replace the bentonite
to provide viscosity and gel strengths.
This minimizes problems caused by flocculation
of reactive clay solids at high
temperatures and viscosity increases
resulting from chemical contamination.
SPERSENE CFT (chrome-free lignosulfonate)
promotes overall fluid stability
by preventing high-temperature gelation
and flocculation while providing
supplemental API and HTHP fluid-loss
control. TANNATHIN (lignite) is the primary
fluid-loss-control additive and
serves as a secondary deflocculant
in this system. Thermal stability is
achieved through the addition of
THERMEX (a polymeric resin). The resin
appears to function synergistically with
SPERSENE CF to provide stable viscosity
and fluid-loss control.
Most chrome-free, water-base systems
can be converted to the ENVIROTHERM
system by reducing the reactive-solids
content to an MBT <10 lb/bbl and then
adding 4 to 12 lb/bbl SPERSENE CF, 4
to 6 lb/bbl TANNATHIN, 4 to 12 lb/bbl
THERMEX, 0.5 to 2 lb/bbl POLYPAC and
about 2 lb/bbl caustic soda. THERMEX
and SPERSENE CF work synergistically to
provide stable properties. Proper solids
control is a necessity for this system.
ENVIROTHERM System
The
ENVIROTHERM
system is a
chrome-free…
system
designed
to drill in
HTHP environments…
Proper solids
control is
a necessity
for this
system.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.19 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(ENVIROTHERM SYSTEM CONTINUED)
This drilling fluid should be monitored
carefully for temperature stability.
One good way to accomplish this is to
heat-age the fluid at 25°F (15°C) above
estimated bottom-hole temperature. The
drill-solids content of the fluid should
be monitored and maintained within
recommended ranges. If a closed-loop,
solids-control unit is used, the solids
particle size and plastic viscosity should
be monitored and maintained within
the proper range. Monitor dilution
rates to ensure that proper chemical
concentrations are maintained (see
the HTHP chapter).
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) ; Barite/water line
(see Figure 1)
Yield point (lb/100 ft2) 6 - 10
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 2 - 10
pH 9.0 - 11.0
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.0 - 5.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1.5
Chlorides (mg/l) 200 - 20,000
Calcium (mg/l) 40 - 600
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 0.5 - 2.5
MBT (lb/bbl) 2.5 - 12.5
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
Caustic soda Increase pH and Pf
Lime Treat out CO3 and pH
SPERSENE CF Thinner and
fluid-loss control
TANNATHIN Fluid-loss control
THERMEX HT stabilizer and
fluid-loss control
POLYPAC Viscosity/gel strengths
M-I GEL Filter cake and
fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 600
M-I GEL 1 - 10
Caustic soda 0.5 - 1.5
Lime or gyp 0 - 2
POLYPAC 0.5 - 2.0
THERMEX 4 - 12
SPERSENE CF 4 - 12
TANNATHIN 4 - 6
The POLYSTARE 450 system is M-I’s polymer
system for HTHP applications. Its
thermal stability is provided by new
synthetic polymers developed specifically
for deflocculating clays and controlling
fluid loss at high temperatures.
This chrome-free, environmentally
acceptable system is formulated with
DURASTARE and RHEOSTARE.
RHEOSTAR is a stand-alone rheological
stabilizer designed to deflocculate clays
at temperatures of up to 450°F (232°C).
It contains no chrome, lignosulfonates,
lignites or gilsonites. RHEOSTAR also
reduces high-shear-rate viscosity, which
results in a low plastic viscosity, and
higher solids tolerance. RHEOSTAR does
not require the use of other products to
be effective. It performs well in makeup
water that contains high concentrations
of hardness and/or high salinity.
POLYSTAR 450 System
This chromefree…
system
consists, is
formulated
with DURASTAR
and RHEOSTAR.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.20 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
(POLYSTAR 450 SYSTEM CONTINUED)
DURASTAR provides filtration control
in water-base drilling fluids at temperatures
up to 450°F (232°C). It is a standalone,
fluid-loss-control stabilizer that
does not require the use of other products
to be effective. DURASTAR provides
some viscosity and resists shear degradation.
It does not require a high concentration
of bentonite to achieve a
low fluid loss. DURASTAR is a liquid product
in a low-toxicity, environmentally
acceptable carrier.
RHEOSTAR and DURASTAR, with a small
quantity of GEL SUPREMEE (non-treated
bentonite), are the effective components
of the POLYSTAR 450 system.
The POLYSTAR 450 system should be
mixed from scratch, since it is not
compatible with the chemicals in
other systems. The first step in mixing
this system is to prehydrate 4 to
10 lb/bbl GEL SUPREME (depending on
the mud density). Then, add about
10 lb/bb RHEOSTAR, 1.5 lb/bbl caustic
soda, 6 lb/bbl DURASTAR and the
weight material required to increase
the density.
The POLYSTAR 450 system should be
monitored carefully for temperature
stability. One good way to accomplish
this is to heat-age the fluid frequently
at 25°F (15°C) above estimated bottomhole
temperature. The clay/solids content
of the fluid should be monitored
and controlled at recommended concentrations.
If a closed-loop, solidscontrol
unit is used, the solids particle
size and plastic viscosity should be
monitored and maintained to within
the proper range. Monitor dilution
rates to assure that proper chemical
concentrations are maintained.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) ; Barite/water line
(see Figure 1)
Yield point (lb/100 ft2) 5 - 20
Initial gel (lb/100 ft2) 3 - 10
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 20
pH 8.5 - 12.0
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 2.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1.0
Chlorides (mg/l) 0 - 40,000
Calcium (mg/l) 0 - 600
API fluid loss
(cm3/30 min) 2 - 6
HTHP fluid loss <15 in freshwater
<20 in seawater
Low-gravity solids (%)* <4
MBT (lb/bbl) 2.5 - 12.5
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR or FER-OX Increase density
Caustic soda or KOH Increase pH and Pf
Lime or gyp Treat out CO3
2–
RHEOSTAR HTHP deflocculant
DURASTAR HTHP fluid-loss control
GEL SUPREME Filter cake and
fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 600
GEL SUPREME 3 - 10
NaOH or KOH 0.5 - 1.5
Lime or gyp 0 - 2
RHEOSTAR 2 - 8
DURASTAR 1 - 4
DURASTAR…is
a stand-alone,
fluid-losscontrol
stabilizer
that does
not require
the use
of other
products
to be
effective.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.21 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
POLY-PLUS systems are designed to provide
shale stabilization (inhibition) and
viscosity control in water-base muds.
These systems use POLY-PLUS (a highmolecular-
weight PHPA polymer),
which has multiple applications and
benefits. POLY-PLUS is used in a variety
of systems and special applications for
encapsulation.
POLY-PLUS is used in the following
applications:
1. In clear-water drilling, POLY-PLUS acts
as a total flocculant in bentonitefree
systems by removing the drill
solids at the surface. Benefits from
this application include improved
ROP, improved efficiency of solidscontrol
equipment and improved
wellbore stability.
2. In low-solids, non-dispersed systems
where POLY-PLUS is used primarily
to extend M-I GEL. Benefits of this
application are lower solids content,
increased ROP, improved efficiency
of solids-removal equipment and
minimized hole enlargement.
Concentrations of 0.1 to 0.5 lb/bbl
POLY-PLUS are added to these systems,
which contain 8 to 12 lb/bbl bentonite,
to increase the yield point
and minimize the plastic viscosity.
Conventional systems that do not
contain POLY-PLUS usually contain
25 to 35 lb/bbl bentonite.
3. The true low-solids POLY-PLUS systems
are used primarily for shale
stabilization. This is achieved by
encapsulation, through viscosifying
the water phase, and by the free
water being absorbed by the polymer.
Encapsulation is the process
by which POLY-PLUS wraps around
the clay platelets, preventing water
from entering the interlayer structure
of the clays. POLY-PLUS also
increases the viscosity of the liquid
phase, which slows the movement
of the fluid into the interlayer structure
of the clays. POLY-PLUS also adsorbs
water from the liquid phase, reducing
the amount of water available
to enter the structure of the clays.
In this system, the concentration
of active polymer (POLY-PLUS) is
maintained at 1 to 2 lb/bbl. At this
concentration, the anionic sites on
the polymers exceed the available
cationic sites on the bentonite and
drilled clays, resulting in the encapsulation
of reactive clays in the mud
and on the wall of the wellbore. This
condition is often referred to as “controlling
the viscosity over the hump.”
The stability of this system depends
on keeping the polymer concentration
within the proper range and
controlling the clay-solids content
of the system at less than 6%. If the
polymer concentration gets too low
or the solids concentration gets too
high, anionic deflocculants (thinners)
will be required to stabilize
flow properties. If deflocculants are
used, shale stabilization and encapsulation
are both reduced as the strong
anionic sites of the deflocculants
compete with those of the POLY-PLUS
for the cationic sites on the clays.
Therefore, if deflocculants are
required, TACKLET should be used,
since it does not reduce the yield
point as much as lignosulfonate or
lignite. The maximum density of a
true POLY-PLUS system is 12 to 13 lb/gal
due to solids intolerance, unless
deflocculants are used to stabilize
the flow properties.
4. For shale stabilization. POLY-PLUS
may be added to any low-pH,
freshwater or KCl-treated system
to reduce sloughing and heaving
shale. POLY-PLUS also will reduce
torque and drag, and prevent
bit- and BHA-balling.
POLY-PLUS System
POLY-PLUS
systems are
designed to
provide shale
stabilization
and viscosity
control in
water-base
muds.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.22 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
5. POLY-PLUS sometimes is added to a
part of the active system to increase
the viscosity and then sweep the
hole. This procedure is used in areas
of fast ROP, such as when drilling
gumbo and soft shale, and in the
riser assembly on offshore floaters.
POLY-PLUS may be added in concentrated
amounts directly to the suction
pit or can be added to the drill
pipe on connections.
Most existing drilling fluid systems
can be converted to POLY-PLUS systems,
but it is far more desirable to mix a
clean POLY-PLUS system from scratch.
To mix an unweighted POLY-PLUS system,
the following formulation can
be used as a guide:
To mix a weighted POLY-PLUS system,
the following formulation can be used
as a guide:
Typical Properties
Density (lb/gal) 9 - 13
Funnel viscosity (sec/qt) 32 - 45
Plastic viscosity (cP) 6 - 10
Yield point (lb/100 ft2) 10 - 20
Initial gel (lb/100 ft2) 3 - 6
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 10
pH 8.5 - 10
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 0.5
Calcium (mg/l) <300
Chlorides (mg/l) 0 - 190,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 3 - 10
MBT (lb/bbl) 7.5 - 17.5
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
POLY-PLUS Inhibition and
gel extender
Caustic soda and KOH pH and Pf
POLYPAC Fluid-loss control
SP-101 Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
Soda ash Control hardness
DUO-VIS Control low-shear-rate
viscosities
TACKLE Reduce gel strengths
KCl and NaCl Ionic inhibition
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 300
M-I GEL 2.5 - 10
Caustic soda 0.5 - 1
POLY-PLUS 0.5 - 1.5
POLYPAC 0.5 - 2
SP-101 0.5 - 2.5
TACKLE 0.1 - 1
DUO-VIS 0.5 - 1
Amount
Chemical (lb/bbl)
Prehydrated M-I GEL 2.5 - 5
Caustic soda or KOH 0.25
POLY-PLUS 1 - 2.5
POLYPAC 0.5 - 2
Amount
Chemical (lb/bbl)
Prehydrated M-I GEL 1 - 5
Caustic soda or KOH 0.25
POLY-PLUS 1 - 2.5
DUO-VIS 0.2 - 1
POLYPAC 0.5 - 2
TANNATHIN or RESINEX 2 - 5
*See Figures 2 and 3.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
(POLY-PLUS SYSTEM CONTINUED)
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.23 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(POLY-PLUS SYSTEM CONTINUED)
When displacing an existing system
with a POLY-PLUS system, the shaker
screen size should be increased to prevent
loss of mud. The mud will be flocculated
and the polymer unsheared for
the first circulation or two after displacement.
Fine shaker screens should
be replaced as soon as possible. A thick,
M-I GEL/POLY-PLUS spacer should be
pumped ahead of the POLY-PLUS system
to achieve a clean displacement.
Pumping at a high rate (in turbulent
flow) will also help remove old wall
cake and aid in a clean displacement.
If a POLY-PLUS system is used to displace
a current system at a casing point, drill
the cement and get a positive shoe test
on the formation before displacing with
the POLY-PLUS system. Cement and high
pH are very detrimental to the polymer.
If cement must be drilled with
the POLY-PLUS system, pretreatment
and disposal of contaminated mud
must be done to prevent depleting
the polymer content.
The primary concerns of maintaining
a POLY-PLUS system are to monitor and
maintain the proper polymer concentration
and control the solids to within the
proper ranges. The POLY-PLUS concentration
should be monitored through the
use of the Ammonia Extraction Test
(the procedure for this test is in the
Testing chapter of this manual). The
MBT value should be limited to
17.5 lb/bbl.
The MCATT polymer system is designed
to provide shale inhibition through the
use of two cationic polymers. MCAT-A, a
low-molecular-weight cationic polymer,
is used to suppress shale hydration,
while MCAT, a high-molecular-weight
polymer, is used for encapsulation.
Hydration of swelling clays can be
suppressed by using MCAT-A, which
penetrates the lattice space of the clay
structure. This results in the displacement
of exchangeable cations and water
molecules which reduces swelling. While
this polymer adsorption is similar to
the exchange reaction of common
cations, the adsorbed cationic polymers
cannot exchange with other common
cations because of their multisegment
attachment on clay surfaces. This multisegment
attachment provides a stronger
bonding between the layers, similar
to the potassium fixation, in that it
is irreversible.
MCAT has a large molecular size that
does not allow it to penetrate the clay
layers as effectively as low-molecular
polymers. As a result, adsorption occurs
primarily on the exterior surfaces and
forms a protective coating (encapsulation).
Although anionic polymers also
can encapsulate shales, cationic polymers
are more effective because of the
abundance of negatively charged surface
areas on the clay minerals. Therefore,
cationic polymers provide better shale
stabilization than anionic polymers.
Cationic polymers are not compatible
with anionic polymers in freshwater.
So, if freshwater is used, non-ionic
materials like starch must be used for
filtration control. However, with the
addition of salt (sodium chloride or
potassium chloride), certain anionic
polymers are compatible with the
cationic polymers.
MCAT Polymer System
The MCAT
polymer
system is
designed to
provide shale
inhibition
through the
use of two
cationic
polymers.
…cationic
polymers
provide
better shale
stabilization
than anionic
polymers.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.24 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
(MCAT SYSTEM CONTINUED)
This system is sensitive to solids
and is more expensive than traditional
water-base systems. The temperature
limitation is about 275°F.
When displacing an existing system
with an MCAT polymer system, the
shaker screen size should be increased to
prevent loss of mud. The mud will be
flocculated and the polymer unsheared
for the first circulation or two after displacement.
Fine shaker screens should
be replaced as soon as possible. A thick,
M-I GEL/MCAT spacer should be pumped
ahead of the MCAT polymer system to
achieve a clean displacement. Pumping
at a high rate (in turbulent flow) also
will help remove old wall cake and aid
in achieving a clean displacement.
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.8 - 16
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 85
Plastic viscosity (cP) 5 - 55
Yield point (lb/100 ft2) 5 - 40
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 15
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 35
pH 8.0 - 9.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 0.5
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Chlorides (mg/l) >30,000
Low-gravity solids (%)* <5
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
DUO-VIS Low-shear-rate viscosity
NaOH and KOH Increase pH and Pf
POLYPAC Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
MCAT Encapsulation
MCAT-A Swelling suppression
LUBE-167E Lubricity and bit balling
Concentration
Material (lb/bbl)
NaOH and KOH 0.5 - 2
NaCl and KCl >30,000 mg/l
MCAT 1 - 3
MCAT-A 3 - 6
POLY-SAL 3 - 6
POLYPAC 0.5 - 2
LUBE-167 1 - 2%
*See Figure 2.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.25 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
The Mixed Metal Hydroxide (MMH)
system is a low-solids, flocculated,
cationic drilling fluid system which
provides excellent hole-cleaning and
solids-suspension characteristics. The key
product in this system is the cationic
MMH (inorganic polymagnesium aluminum
hydroxyl). Two MMH-type
products are Polyvis IIE from SKW and
Drill-OutE from Drilling Specialties Co.
The viscosity and suspending capability
of an untreated gel slurry is increased
significantly by using MMH. The basic
MMH/gel slurry has a low plastic viscosity,
a high yield point, high fragile
gel strengths and a high fluid loss.
Viscosity and gel strengths in this
system are achieved by flocculating
fully hydrated bentonite with MMH.
This mechanism relies on the cationic
charges of the MMH to react with the
anionic charges on the bentonite to
form a flocculated slurry. For this reason,
anionic materials cannot be used
in this system without sacrificing its
unique rheological characteristics. Only
after pilot-testing should any materials
be used, including all starch additives.
Even small amounts of an anionic material
will drastically reduce the yield
point, low-shear-rate viscosity and gel
strengths. This leaves specialized starches
as the only filtration-control materials
that are compatible with the system.
Starch is subject to fermentation; therefore,
a pH of 11.0 to 11.5 and treatments
with a non-ionic biocide are
recommended to prevent fermentation.
The pH of MMH systems should be
maintained at 10.5 to 11.5. Rheology
is reduced a pH levels <10.
This system is very solids-sensitive,
so low-gravity solids must be controlled
at 5% or less by mechanical
removal and/or dilution. The maximum
mud weight for this system is
about 13 lb/gal.
Mixed Metal Hydroxide System
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.8 - 13
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP) Minimum value Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) 15 - 60
Initial gel (lb/100 ft2) 10 - 60
10-min gel (lb/100 ft2) 10 - 60
pH 10.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.7 - 1.8
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.6 - 1.5
Calcium (mg/l) <80
Chlorides,
freshwater (mg/l) 100 - 15,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* <5
MBT (lb/bbl) 10 - 20
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
GEL SUPREME Viscosity
Caustic soda Increase pH and Pf
MMH Viscosity
Starch (non-ionic) Fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 0 - 350
GEL SUPREME 8 - 12
MMH 0.8 - 1.2
Starch (non-ionic) 3 - 8
*See Figure 2.
The MMH
system…
provides
excellent
hole-cleaning
and solidssuspension
characteristics.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.26 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
The GLYDRILE system is an enhancedpolymer,
water-base system that uses
polyglycol technology to provide a high
degree of shale inhibition, wellbore stability,
HTHP fluid-loss control and
lubricity. This system also is ideal for
drilling depleted sands where differential
pressure-sticking is a major concern,
in deepwater operations, and drilling
high-angle wells in reactive formations
where wellbore stability and torque and
drag are major concerns. Other benefits
include enhanced cuttings integrity,
improved filter-cake quality, lower dilution
rates, less hole enlargement, greater
solids tolerance, better performance
of PDC bits, reduced bit-balling and
increased ROP. The GLYDRIL system also
is environmentally acceptable due to its
low toxicity and reduced disposal rates.
Although the GLYDRIL enhanced polymer
system achieves some inhibition by
chemical adsorption, the cloud-point
phenomenon is the primary mechanism
for inhibition and stabilization.
The cloud-point is the temperature at
which polyglycol changes from being
totally soluble to insoluble. At temperatures
above the cloud point, polyglycols
form colloidal droplets, or micelles,
which results in a microemulsion. This
phenomenon is often referred to as a
“Thermally Activated Mud Emulsion”
(TAME). This TAME effect provides
wellbore stability in three distinct ways:
• Through chemical adsorption.
• Through microemulsion and
precipitate pore-plugging.
• By providing a thinner, less-porous
filter/wall cake.
These polyglycol polymer systems are
more effective when used with an inhibitive
salt, such as KCl, for ionic inhibition
and an encapsulating polymer such
as POLYPAC or POLY-PLUS. So, it is recommended
to maintain sodium chloride
or potassium chloride salt in the system.
Maximum benefits are obtained by
matching the cloud point of the polyglycols
with the bottom-hole temperature
or the temperature of the formation
being drilled. This results in the adsorption
of insoluble polyglycols onto the
wellbore and into the filter/wall cake.
This adsorption of insoluble polyglycols
onto the clay/shale formation forms a
protective barrier against water and its
damaging effects. Adsorption of insoluble
polyglycols into the filter/wall cake
on permeable formations reduces the
thickness of the filter/wall cake and the
filtration loss rates. Since the insoluble
polyglycol has an affinity to surfaces, it
can coat solids and exposed surfaces, it
provides lubrication and reduces balling.
Most polyglycol polymer systems are
designed for the polyglycol to become
totally soluble as it cools while being
pumped up the annulus to the surface.
However, some polyglycol polymer systems
are designed to keep the polyglycol
insoluble at all times. Several glycols are
available with a wide range of cloud
points to achieve the one desired.
However, polyglycol polymer systems
usually are designed prior to drilling
the well, so only the proper glycol is
sent to the wellsite. These polyglycols
are listed below.
GLYDRIL System
The GLYDRIL
system…uses
polyglycol
technology
to provide a
high degree
of shale
inhibition,
wellbore
stability,
HTHP fluidloss
control
and lubricity.
GLYDRIL GP Broad-range-clouding
PAG blend, low salinity
GLYDRIL LC Low-salinity-clouding
PAG, <30,000 mg/l Cl–
GLYDRIL MC Moderate-salinity-clouding
PAG, 30,000 to
90,000 mg/l Cl–
GLYDRIL HC High-salinity-to
saturated-clouding PAG,
>90,000 mg/l Cl–
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.27 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(GLYDRIL SYSTEM CONTINUED)
Polyglycol polymer systems, like other
polymer systems, should be mixed from
scratch. If a polyglycol polymer system
follows another mud system in a well,
the previous system should be displaced
by a pre-mixed polyglycol polymer system
rather than being converted from
the previous system.
The primary concerns involved in
maintaining a polyglycol polymer system
are to monitor and maintain the
proper polymer concentration; to control
the solids in the proper ranges; and
to maintain the proper concentration
and type of polyglycol in the system to
obtain the TAME effect. The POLY-PLUS
concentration should be monitored
through the use of the Ammonia
Extraction Test (the procedure for this
test is contained in the Testing chapter
of this manual). The polyglycol concentration
can be monitored by a two-stage
retort or by using a hand refractometer.
After distilling the water off at 300°F
(149°C), the sample is distilled at 950°F
(510°C) to distill and measure the glycol.
The MBT value of the mud should
be limited to 20 lb/bbl.
Typical Properties
Density (lb/gal) 9 - 15
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 25
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 50
pH 8 - 10
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 2
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 1
Calcium (mg/l) 100
Chlorides (mg/l) 0 - 190,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* <5
MBT (lb/bbl) <20
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda or KOH Increase pH, Pf
POLY-PLUS Encapsulation
and inhibition
DUO-VIS Viscosity and suspension
POLYPAC Fluid-loss control
and encapsulation
GLYDRIL GP, LC, Inhibition
MC or HC and lubricity
NaCl or KCl brine Ionic inhibition
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 0 - 350
M-I GEL 2.5 - 12.5
KOH or soda ash 0.25 - 1.5
POLY-PLUS 0 - 2
DUO-VIS 0.25 - 1.5
POLYPAC 1 - 5
GLYDRIL 2 - 5%
NaCl or KCl brine 0 - 20%
*See Figure 2.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.28 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
The SILDRILE system is a salt/polymer
system utilizing sodium silicate for
improved inhibition. The system was
developed to provide shale inhibition
and wellbore stability in problem areas
where oil- or synthetic-base fluids normally
would be used. Formations such
as microfractured shale, chalk or formations
with interbedded dispersive
clays are the applications where a
SILDRIL system should be considered.
Inhibition and wellbore stability are
achieved as the soluble silicates precipitate
to form an insoluble silicate film
which prevents water contact with the
wellbore shale (clay) or invasion into
permeable formations. As the soluble silicates
come in contact with the surface
of the low-pH shales (clays), a reduction
in the pH and a reaction with the divalent
cations (Ca2+, Mg2+) on/in the shale
occur to form a calcium and/or magnesium
silicate coating. Soluble silicates
are stable only at pH values above 10.4
and in the absence of divalent cations.
Silicates precipitate when pH values are
less than 10.4 or in the presence of
divalent cations. Therefore, the pH
should be controlled at 11.0 or greater
and multivalent cations should be precipitated
with soda ash. The optimum
concentration of 50% active silicate is
about 30 lb/bbl. It is very important to
monitor the silicate concentration in
the system because the depletion rates
of silicate can be high when drilling
reactive shales. For the SILDRIL system
to provide good inhibition, the silicate
concentration must be monitored and
maintained within the proper range.
The silica-to-sodium ratio also is
very important. It describes the ratio
of SiO2 to Na2O for a particular silicate.
Research has shown that the best
ratio between silica and sodium for
shale inhibition ranges from 2.0:1 to
2.65:1. Higher SiO2 to Na2O ratios do
not improve inhibition and can result
in unstable flow properties.
Dispersion tests show that the inhibition
of the SILDRIL system is comparable
to that of oil- or synthetic-base systems.
Shale inhibition can be further
enhanced by additions of GLYDRIL and
potassium or sodium salts. GLYDRIL is
glycol with a low-cloud-point temperature
that reduces the coefficient of
friction of the fluid and extends the
thermal stability of the system to 250°F.
Therefore, glycol should be added to
the system once the bottom-hole temperature
exceeds 190°F, or as required
to reduce excessive torque and drag.
Caution should be used when drilling
reservoirs where the formation water
contains high concentrations of Ca2+ or
Mg2+. If the formation water is high in
Mg2+ or Ca2+, or the pH of the invaded
filtrate is reduced over time, damage
could occur due to precipitation of calcium
silicate (cement) or solidification
of sodium silicate within the pore throat
of the rock matrix. However, if the
completion will include cemented casing
and perforations, this should not
present a problem.
When mixing a SILDRIL system, freshwater
— or water that has been treated
with soda ash and caustic to remove
any divalent ions (Ca2+ and Mg2+) —
SILDRIL System
The SILDRIL
system…was
developed to
provide shale
inhibition
and wellbore
stability in
problem
areas…
It is very
important
to monitor
the silicate
concentration
in the
system…
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.29 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(SILDRIL SYSTEM CONTINUED)
should be used. If not, these ions will
precipitate the silicate out of solution
as it is added to the makeup water.
The SILDRIL system is not as solidstolerant
as most other inhibitive mud
systems and is not recommended for
applications where densities of more
than 13.5 lb/gal are required. Since
the SILDRIL system is solids-sensitive,
high dilution rates would be required
to provide stable flow properties in
high-density SILDRIL applications. Since
SILDRIL is an expensive, high-performance
system, it is recommended only
for difficult wells that contain watersensitive
shales. The temperature stability
of the SILDRIL system is about
275°F (135°C).
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.8 - 13.5
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 25
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 50
pH 11.0 - 12.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 1.0 - 3.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.8 - 2.5
Calcium (mg/l) <100
Chlorides (mg/l) 60 - 120,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* <5
MBT (lb/bbl) <15
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
SILDRIL Inhibition
Caustic soda or KOH Increase pH and Pf
Soda ash Precipitate hardness
DUO-VIS Viscosity and suspension
POLYPAC (UL) Fluid-loss control
GLYDRIL Inhibition and lubricity
NaCl or KCl brine Base fluid and activity
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 0 - 300
SILDRIL 4 - 7%
Caustic soda or KOH 1 - 2
Soda ash 0.5 - 1.5
DUO-VIS 0.5 - 1.5
POLYPAC (UL) 1.0 - 3.0
NaCl or KCl brine 18 - 68/22 - 37
GLYDRIL 2 - 5%
*See Figure 2.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________


 
 
Polymer Chemistry and Applications MI
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٤٤ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

A polymer is a large molecule comprised
of small, identical, repeating
units. The small, recurring units are
called monomers. Polymerization
occurs when the monomers are joined
together to form the large polymer
molecule. Polymers may have molecular
weights in the millions or they
may consist of only a few repeating
units. Polymers that have only a few
repeating units are called oligomers.
To express the written formula for a
polymer, the empirical formula of the
simple recurring unit is expressed to
the nth degree. For instance, the simplest
polymer is polyethylene ((C2H4)n).
Ethylene is the result of the polymerization
of the monomer ethylene
(CH2=CH2). During the polymerization
process, the double bond is lost and
the polymer polyethylene is formed.
n(CH2=CH2) ® (CH2 – CH2)n
ethylene polyethylene
The resulting polyethylene polymer
consists of a long chain of “n” repeating
units. The number of times that the
monomers are repeated is known as the
degree of polymerization. Polymers typically
have a degree of polymerization
greater than 1,000.
Polyethylene is an example of a
homopolymer. Homopolymers contain
only one monomer. Other examples of
homopolymers are polypropylene and
polystyrene. Copolymers are polymers
that are prepared from two or more
types of monomers. The monomers
can be present in various ratios and
in different positions in the chain.
Copolymerization offers a great deal
more flexibility in designing polymers.
STRUCTURE OF POLYMERS
Polymers’ structures are classified as
linear, branched or crosslinked.
Examples are given below.
Linear
Example:
CMC (Carboxymethylcellulose), PHPA
(Partially Hydrolyzed Polyacrylamide)
and HEC (Hydroxyethylcellulose).
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.1 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
Polymers have been used in drilling
fluids since the 1930s, when cornstarch
was introduced as a fluid-loss-control
additive. Since that time, polymers have
become more specialized and their
acceptance has increased accordingly.
Polymers are part of practically every
water-base system in use today. Indeed,
some systems are totally polymerdependent
and are termed broadly
as polymer systems.
A wide array of polymers is available
today. Some polymers — like starch,
for instance — originate from natural
sources. Other, more-specialized polymers
are modified natural polymers,
while still other more-sophisticated
polymers are derived from synthetics.
The unlimited potential of polymer
development makes polymers applicable
to virtually every drilling fluid function.
With polymer technology, it is possible
to analyze a situation on a molecular
level and design a polymer with the specific
properties to address the situation.
For this reason, polymers have an
unlimited future in drilling fluids.
A polymer
is a large
molecule
comprised
of small,
identical,
repeating
units.
Introduction
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.2 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Branched
Example: Starch and xanthan gum.
Crosslinked
Example: Crosslinked xanthan gum
There is an infinite possibility of structural
variations. Some of the structural
possibilities that affect the performance
of polymers are listed below.
• Type of monomer or monomers.
• Molecular weight.
• Type and extent of subsequent
chemical modification on the
polymer.
• Number of branching or crosslinking
groups in the polymer chain.
CLASSIFICATION OF POLYMERS
Polymers in drilling fluids can be classified
in three ways. They can be classified
according to their chemistry, such as
anionic or nonionic; they can be classified
by their function, such as viscosifier
or filtration-control additive; or they can
be classified simply by their origin. For
this chapter, polymers are classified by
their origin. The polymers used in
drilling fluids come in three types:
• Naturally occurring.
• Modified naturally occurring.
• Synthetically derived.
NATURAL POLYMERS
Natural polymers are polymers produced
in nature, without Man’s intervention.
These materials are derived
from natural sources such as plants,
animals and bacteria fermentation.
The final product must go through
some processing — at least harvesting,
separating, grinding and drying
— before bagging. Natural polymers
have more complex structures than
synthetic polymers, and they typically
have higher molecular weights
as well. Natural polymers also are less
temperature-stable than synthetic
polymers and have a lower tolerance
to degradation by bacteria.
Natural polymers used in drilling fluids
are composed of polymerized sugar
molecules and belong to a class of
compounds called polysaccharides.
The monomers are the sugar units and
they contain carbon:hydrogen:oxygen
in the ratio of 6:12:6 (see Figure 1).
Polymerization of the sugar units
occurs through a condensation reaction
wherein water is removed from
the individual sugar units. The resulting
polysaccharide consists of the sugar
units linked together through common
oxygen atoms. Polysaccharides have a
C:H:O ratio of 6:10:5 or C6(OH2)5. The
backbone linkage of natural polymers
is more complicated than that of synthetic
polymers. The backbone consists
of carbohydrate ring structures and the
oxygen atoms that link the rings
together. Synthetic polymers have a
much simpler carbon-carbon linkage.
Figure 1: Glucose.
Starch is a natural polymer which
comes from a variety of plant and
grain sources, with corn and potato
starches being the most important
O
H
OH
H
HO
H
OH
OH
H
CH2OH
H
…polymers
used in
drilling
fluids come
in three
types…
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.3 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
source for drilling fluids. Starch consists
of two polysaccharides: amylose
and amylopectin. Amylose, a chain
of carbohydrate rings, makes up the
straight chain backbone of the starch
molecule. Amylopectin is a highly
branched chain of carbohydrate rings
that branches off from an amylose
backbone. The ratios of the amylose
and amylopectin fractions determine
the properties of the starch.
Starch in its raw form is not watersoluble;
it simply floats around as starch
particles. To make starch effective in
drilling fluids, it is necessary to rupture
the protective shell coating of amylopectin
to release the inner amylose.
The starch granules are heated until the
cells rupture, which allows the amylose
to disperse. This process is known as
pregelatination. Once dispersed, the
starch hydrates water. It is subsequently
dried and bagged as the final product. It
is non-ionic and soluble in saturated
saltwater as well as freshwater.
MY-LO-JELE is a cornstarch consisting
of an average of about 25% amylose and
75% amylopectin. POLY-SALE is a potato
starch which is slightly different from
cornstarch. Potato starch has a slightly
higher molecular weight than cornstarch
and also has a higher concentration
of amylose to amylopectin. For
these reasons, it functions somewhat
differently. POLY-SAL has greater tolerance
to hardness and a slightly higher temperature
stability than MY-LO-JEL. It also
produces slightly more viscosity.
The biggest drawback to the use of
starches is their tendency to ferment.
H
O
H
…O H
OH
OH
H
CH2OH
H
a
H
O
H
H
OH
OH
H
CH2OH
H
H
O
H
H
OH
OH
H
CH2OH
H
H H
H
OH
OH
H
CH2OH
H

O O O O
Figure 2: Amylose.
O
H•OH
O a O
…O O O
y
1
3
4
O
y
O…
CH2 O
x
O O
H•OH
x
a
a
6
O O O
O O O O
O O O
Figure 3: Amylopectin.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Starch in
its raw
form is
not watersoluble…
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.4 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
They are natural biodegrading materials
that must be preserved with a biocide
when used in drilling fluids. POLY-SAL
contains a biocide in the product. A second
limitation of starch is its low thermal
stability. Starch degrades rapidly
when exposed to prolonged temperatures
exceeding 225°F (102°C).
Some environments are more conducive
to bacterial degradation than
others. The worst environments center
around bioactive makeup water.
Stagnant pond water is the worst
source, although any water sourced
through rivers or streams should be
considered suspect. Higher temperatures,
neutral pH conditions and
fresher waters accelerate bacterial
growth. Bacterial problems in highsalt
systems and high-pH environments
are less likely; however, they
do occur after time.
Xanthan gum is classified as a natural
polymer although it is actually
obtained in its bacterially produced
form rather than in its natural form.
The bacteria Xanthomonas campestris
produces the gum during its normal
life cycle via a complex enzymatic
process. Xanthan is water-soluble,
slightly anionic and highly branched.
It has a molecular weight in the 2 to
3 million range, which is relatively
high for drilling fluids.
Xanthan is a five-ring, repeating
structure consisting of a two-ring
backbone and a three-ring side chain.
The backbone consists of glucose
residues identical in structure to cellulose.
Branching off the backbone are
three-ring side chains of additional
sugar residue. Attached to the side
chains are various functional groups
(carbonyl, carboxyl, hydroxyl and
others) which give xanthan its unique
viscosifying properties.
The long branching structure of the
polymer, coupled with the relatively
weak hydrogen bonding among the
side groups, imparts unique viscosifying
properties to xanthan. When a certain
concentration of the polymer is
reached, hydrogen bonding develops
among the polymer branches and the
result is a complex, tangled network of
weakly bound molecules. The electrostatic
interactions are weak, however, and
when shear is applied to the system, the
O
O
OH
CH2
OH
C
O
CH2
O
OH
COOOMÅ
OH
O
OH
CH2OCCH2
HO
CH2OH
OH
CH2OH
OH
O O
OH
O
O
O
O
O O
COOOMÅ
Figure 4: Structure of xanthan gum.
Xanthan
gum is
classified as
a natural
polymer…
MÅ º Na, K, 1⁄2/Ca
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.5 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
attractive forces holding the polymers
together are pulled apart. As the hydrogen
bonding breaks, the viscosity of the
fluid thins. When the shear is removed,
the polymer chains resume their intermolecular
hydrogen bonding and their
original viscosified state returns.
Xanthan polymer produces pseudoplastic
or shear-thinning fluids and gel
structures. As the shear is increased, viscosity
is progressively decreased. When
the shear is removed, the original viscosity
of the fluid is completely recovered.
Under high-shear-rate conditions
— in the drillstring, for instance — the
viscosity of the mud system decreases.
Under the very high shear rates experienced
in the drill bit nozzles, the fluid
thins dramatically until it behaves
almost like water. Under lower-shearrate
conditions — in the annulus, for
instance — hydrogen bonding forms
again and viscosity increases. Under
static conditions, xanthan fluids display
thixotropic characteristics providing
gels. Xanthan gum and a similar
biopolymer called welan gum are two
of only a few commercial polymers
that produce thixotropic properties
(gels) in water-base fluids.
The concentration of xanthan necessary
to develop thixotropic properties
depends on the makeup water. Only
0.5 lb/bbl may be sufficient for a highly
weighted freshwater system while it
may take 2 to 3 lb/bbl in a KCl or a
high-salinity NaCl system. In highsalinity
brines, xanthan polymer — like
other water-base polymers — does not
hydrate easily and, to some extent,
remains coiled. In freshwater, the
polymer expands and the polymer
branches come in contact, allowing
hydrogen bonding and the resulting
thixotropy to develop more easily.
Xanthan gum (such as DUO-VIST and
FLO-VIST) is added to drilling fluids for a
number of applications. Most often, it
is used as a clay substitute to impart
thixotropic properties. Xanthan gum is
used instead of loading a fluid with clay
solids to obtain viscosity and suspension.
This is beneficial in many ways,
most notably by maintaining optimum
suspension and carrying capacity in fluids
without increasing solids loading.
This property makes xanthan gum the
polymer of choice for increasing viscosity
in extended-reach and horizontal
wells, especially when the wells involve
low annular velocities.
Xanthan has several properties that
make it an ideal polymer for clay-free
“drill-in” and workover/completion
fluid applications. It viscosifies brines,
including seawater, NaCl, KCl, CaCl2,
NaBr and, to some extent, even CaBr2. It
is degradable with oxidizers (bleach) or
enzymes, and is acid-soluble for easy
clean-up. It develops gel strengths and
easily suspends acid-soluble materials
like CaCO3. FLO-VIS is a special, clarified
version of xanthan. The clarified version
has been processed to remove any bacterial
residue for clean fluid applications.
MODIFIED NATURAL POLYMERS
Modified natural polymers are very
common in drilling fluids. Cellulose
and starch are two natural polymers
that frequently are used to produce
modified natural polymers. The modified
versions can have substantially
different properties than the original,
natural polymers. For drilling fluids,
nonionic natural polymers — such as
cellulose and starch — are modified
to polyelectrolytes.
Polyelectrolytes. Many polymers are
not water-soluble and therefore are not
applicable to water-base drilling fluids
— unless they are modified. To obtain
water solubility, polymers are sometimes
modified to polyelectrolytes. This
modification involves an alteration of
the repeating unit of the polymer. A
polyelectrolyte is a polymer that dissolves
into water, forming polyions and
counter ions of the opposite charge. A
polyion has charges that repeat along
Modified
natural
polymers
are very
common
in drilling
fluids.
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.6 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
the polymer chain. The charges can be
positive, as in a cationic polymer, or
negative, as in an anionic polymer. A
few examples of cationic polymers exist,
but most often polymers in drilling
fluids are negatively charged.
The effectiveness of a polyelectrolyte
depends on the number of available
sites on the polymer which, in turn,
depends on the following factors:
• The concentration of the polymer.
• The concentration and distribution
of the ionizable groups.
• The salinity and hardness of the fluid.
• The pH of the fluid.
With an increasing number of ionized
sites on the polymer, it tends to extend
and uncoil. This is due to mutual charge
repulsion that elongates and stretches
the polymer into a configuration that
gives the maximum distance between
like charges. In spreading out, the polymer
exposes the maximum number of
charged sites. Spreading out allows the
polymer to attach to clay particles and
to viscosify the fluid phase.
CONCENTRATION EFFECTS
As discussed, polymers assume a
stretched or elongated configuration
when dissolved in the water phase of
a drilling fluid. This configuration is
not rod-like but twisted and curled
to obtain the maximum distance
between like charges on the polymer.
In dilute concentrations, the polymer
hydrates a thick envelope of water
(about 3 or 4 water molecules). There
is an electrostatic repulsion between
these envelopes, whose surfaces are
large when the fully extended shape
is assumed. This large surface area
contributes to the viscosity effects
of the polymer.
As the polymer concentration
increases, the envelopes of water surrounding
the polymers decrease. As
more polymer vies for less water, the
effect is an increase in viscosity. This
occurs when polymers become entangled
with one another by clinging to
a limited amount of water.
PH EFFECTS
Polymer solubility is affected by pH.
The pH often determines the extent of
the ionization of the functional groups
along the polymer chain. For instance,
the most common functional group
found in water-base polymers is the
carboxyl group. The ionized carboxyl
group is a distinguishing feature in
most anionic polymers including
CMCs, PHPAs and xanthan gums,
to name a few.
Figure 5: Ionized carboxyl group.
As seen in Figure 5, the ionized carboxyl
group has a double-bonded oxygen
and a single-bonded oxygen on the
terminal carbon. Ionization is accomplished
by reacting the carboxyl group
with an alkali material such as caustic
soda. By ionizing the previous insoluble
carboxyl group, solubility of the
polymer occurs (see Figure 6).
Figure 6: Polymer solubility.
The sodium carboxylate group draws
water to it through its anionic charged
site. When the polymer is added to
water, the sodium ion releases from the
polymer chain and leaves behind a negatively
charged site. The polymer is now
anionic and free to hydrate water. As the
polymer hydrates water, the envelope
C
O–
O
C
O
OH
Insoluble
C
O–
O
Soluble
NaOH
As the
polymer
hydrates
water…
viscosity
increases.
Polymer
solubility
is affected
by pH.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.7 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
surrounding the polymer increases in
size, and viscosity increases.
The optimum solubility of the carboxyl
group occurs from 8.5 to 9.5 pH.
Enough caustic to reach 8.5 pH is necessary
to ionize and make the polymer
soluble. If greater amounts of caustic
soda are added, the viscosifying characteristics
are suppressed slightly. If a
pH reversal occurs — i.e., the solution
pH drops to acid conditions (less than
7) — then the carboxylate group
returns to its original carboxyl form
and the polymer loses its solubility.
SALINE EFFECTS
Salinity plays a very big role in determining
the effectiveness of a polymer.
Salt inhibits the unwinding, elongating
effect that occurs when a water-soluble
polymer is added to water. Rather than
uncoiling and expanding, the polymer
takes a comparatively smaller, balled
shape and its solubility is likewise
reduced. This results from the greater
competition for water. Salt limits the
availability of water in which a polymer
can hydrate and expand. As salinity
increases, polymers neither hydrate
as much water nor increase viscosity
as readily.
When salt is added to a freshwater
system in which polymers are fully
extended, the addition usually triggers
a viscosity hump. As salt hydrates
water and strips it from the polymers,
the system may be at least temporarily
destabilized, and an increase in viscosity
occurs. Polymers become entangled
with drill solids and other polymers
while shrinking back to their balled
state. Once the polymers assume their
balled state, viscosity is greatly reduced.
Typically, the effectiveness of polymers
in saline environments is reduced,
but this can be overcome with additional
treatment. For instance, PAC
(Polyanionic Cellulose) or xanthan
gum may require twice their normal
concentration, or even more, to perform
in a saline environment.
DIVALENT CATION EFFECTS
When divalent ions such as calcium
and magnesium are present in a drilling
fluid, their effect on the system
can be dramatic. Like the sodium ion,
which also hydrates water and limits
overall water availability, calcium and
magnesium ions hydrate even more
water than the sodium ion. This
makes polymer hydration in their
presence very inefficient.
Anionic polymers have an additional
problem with calcium in that
calcium reacts with the anionic group
on the polymer. In doing so, the polymer
becomes flocculated and can
be dropped from the system. For
this reason, soda ash is often recommended
to treat calcium from the system.
Polymers that are only slightly
anionic, such as xanthan gum, and
polymers that are nonionic, such as
starch, are not precipitated by calcium.
They are affected, however, by the
strong hydration characteristic of
calcium and their efficiencies are
diminished in its presence.
CELLULOSE DERIVATIVES
Cellulose is a natural polymer that is
insoluble in water. To become a useful
additive in drilling fluids, it is modified
to Carboxymethylcellulose (CMC).
CMC is an example of a polyelectrolyte.
Figures 7 and 8 show how the
repeating ring structure for cellulose is
modified by introducing the anionic
carboxymethyl group. Now the modified
polymer, through the anionic
group, has an affinity for water and
is water-soluble.
…calcium
and magnesium
ions
hydrate even
more water
than the
sodium ion.
Salt limits
the availability
of water
in which a
polymer can
hydrate and
expand.
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.8 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Carboxymethylcellulose is formed
by the reaction of the sodium salt of
monochloroacetic acid (ClCH2COONa)
with cellulose. A substitution occurs
most often at the (-CH2OH) group to
form a soluble polyelectrolyte.
The properties of sodium carboxymethylcellulose
are dependent on
several factors:
• The Degree of Substitution (D.S.).
• The Degree of Polymerization (D.P.).
• The uniformity of the substitution.
• The purity of the final product.
The degree of polymerization refers
to the number of times the ring structure
is repeated. The ring structure is
the repeating structure that defines
the polymer. The higher the D.P., the
higher the molecular weight. Viscosity
increases as the D.P. for CMC increases.
High-viscosity CMC has a higher molecular
weight than low-viscosity CMC.
The degree of substitution refers to
the number of substitutions that occur
on a single repeating ring structure. In
the sodium carboxymethylcellulose
figure above, there is exactly one substitution
on each ring structure. That
means the D.S. is 1.
In the example above, the substitution
occurred only on the methyl
hydroxy (-CH2OH) group. Substitution
also could have occurred at either of
the two hydroxyl (-OH) groups, giving
a potential D.S. of 3. Water solubility is
achieved when the D.S. reaches 0.45.
The typical D.S. range for CMC is 0.7
to 0.8. High-viscosity CMC has the
same D.S. as medium- or low-viscosity
CMC. The only difference is their
respective D.P. Relatively higher substituted
CMC often is called Polyanionic
Cellulose (PAC). PAC has the same
chemical structure and the same D.P.
as CMC; only the D.S. for the two
polymers is different. The typical D.S.
range for PAC is 0.9 to 1.0.
The higher D.S. produces a polymer
that is more soluble than CMC. This
makes the performance of PAC generally
better than that of CMC. Both
materials perform about the same in
Figure 7: Cellulose.
H
O
HO
H
OH
H
H
H
OH
CH2OH
H
O
H
OH
H
H
CH2OH
H
OH
H
O
H
OH
H
H
H
OH
CH2OH
H
OH
H
H
CH2OH
H
n OH
O
O O
O
Figure 8: Sodium carboxymethylcellulose, D.S. = 1.0.
CH2OCH2COO–Na+
H
O
HO
H
OH
H
H
H
OH
CH2OCH2COO–Na+
H
O
H
OH
H
H
H
OH
H
O
H
OH
H
H
H
OH
H
OH
H
H
H
n OH
4 I
CH2OCH2COO–Na+
CH2OCH2COO–Na+
O
O
O
O
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
The degree of
polymerization
refers to
the number
of times the
ring structure
is repeated.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.9 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
freshwater, but in saline and hard
waters, PAC outperforms CMC.
Sometimes CMC and PAC — with
identical D.P., D.S and purity — perform
differently. This is due to the
uniformity (or lack of uniformity) of
the substitution along the chain. A
good-quality CMC or PAC has uniform
substitution along the polymer.
A poorly performing CMC or PAC
may have substitution occurring at
only one end or in the middle of the
polymer. This results in a polymer
with limited solubility and, therefore,
poor performance.
POLYPACT is a high-quality polyanionic
cellulose. It provides fluid-loss control
in freshwater, seawater, NaCl and KCl
systems. It forms a thin, tough, pliable
filter cake which limits the loss of filtrate
to permeable formations. It also
produces excellent viscosity in both
saltwater and freshwater. POLYPAC is
recommended over CMC for use in
seawater, saltwater and waters with soluble
calcium levels above 400 mg/l. A
table with the technical specifications
and limitations of CMC and PAC is
found below.
Table 1: CMC and PAC.
HEC (Hydroxyethylcellulose) is
another type of modified cellulose
polymer. It is produced by soaking cellulose
in a caustic soda solution, then
reacting the alkali cellulose with ethylene
oxide. The result is a substitution
of hydroxyethyl groups on the hydroxymethyl
and hydroxyl sites. Even
though the polymer is non-ionic, the
hydroxyethyl groups have sufficient
affinity with water to make the polymer
water-soluble. In addition to the
D.S., the structure of the polymer is
affected also by the D.P. of the ethoxylated
side chains. The D.P. of the side
chains is called the Molar Substitution
(M.S.), or the average number of ethylene
oxide molecules that have reacted
with each cellulose unit. Once a hydroxyethyl
group is attached to each unit, it
can further react with additional groups
in an end-to-end formation. As long as
ethylene oxide is available, this reaction
can continue. The greater the M.S., the
greater the water solubility of the
polymer and, therefore, the greater
the tolerance to salt and hardness.
Typically, M.S. values range from
1.5 to 2.5 for HEC.
HEC is used primarily for viscosity
and fluid-loss-control in workover and
completion fluids. It is compatible with
most brines including seawater, KCl,
NaCl, CaCl2 and CaBr2. It is a very
clean polymer and is acid-soluble,
Product Mol. Wt D.P. D.S.
PAC LV 140-170 850-1,000 0.9-1.0
PAC HV 200-225 1,130-1,280 0.9-1.0
CMC LV 40-170 850-1,000 0.7-0.8
CMC HV 200-225 1,130-1,280 0.7-0.8
H
O
H
OH
H H
H
OH
H
O
H
OH
H
H
H
n
CH2OCH2CH2OCH2CH2OH OCH2CH2OH
CH2OCH2CH2OH
C
H
H
C
H
O
Ethylene oxide
Cellulose +
O
O
H
Figure 9: Hydroxyethylcellulose.
POLYPACT is a
high-quality
polyanionic
cellulose.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.10 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
which makes it ideally suited for gravelpacking
and other operations where the
completion fluid contacts the production
interval. Since HEC is non-ionic, it
does not react as strongly with charged
surfaces as do ionic polymers. This further
enhances its role as a completion
fluid additive.
HEC has a temperature limitation of
250°F (121°C). It is not affected greatly
by pH (above 10 pH, there may be a
minor loss of viscosity) and it is resistant
to bacteria. It is not a thixotropic polymer
(does not generate gel structures for
suspension) and, in fact, provides little if
any Low-Shear-Rate Viscosity (LSRV),
although it produces a great deal of
overall viscosity.
Starch derivatives. As stated earlier in
this chapter, starch is useful in many
applications without chemical modification.
But with chemical modification,
starch derivatives can be made to have
different properties. Starch can be modified
in such a way that it no longer is
susceptible to bacterial degradation. It
also can be made significantly more
temperature-stable with simple modifications.
A few examples of modified
starches are given below.
Carboxymethyl Starch (CMS).
Another example of a modified polymer
is carboxymethyl starch. Like CMC,
carboxymethyl starch undergoes a
carboxylate substitution at either the
hydroxymethyl group or at either of
the two hydroxyl groups on the ring
structure. Also like CMC, the substitution
occurs most readily at the
hydroxymethyl group.
THERMPACT UL, a carboxymethyl
starch, controls fluid loss with a
minimum increase in viscosity in
most water-base drilling fluids. It is
an alternative to PAC materials in
systems requiring tight filtration control
and low rheological properties.
THERMPAC UL performs more like a
CMC material than a starch. It has a
temperature stability similar to CMC
and PAC (up to 300°F (149°C)) and
does not require a bactericide.
THERMPAC UL is most effective when
applied in drilling fluids containing less
than 20,000 mg/l Cl– and 800 mg/l
Ca2+. It performs at any pH level and is
compatible with all water-base systems.
Hydroxypropyl starch. Another
example of modified starch is
Hydroxypropyl (HP) starch. It is produced
by reacting starch with propylene
oxide. The resulting modified starch is
nonionic and is water-soluble. The modification
actually adds to the water solubility
of the starch. As with CMS and
HEC, the substitution occurs at either
the hydroxymethyl group or at either
of the two available hydroxyl groups
on the ring structure. Also like CMC
and CMS, the substitution occurs most
readily at the hydroxymethyl group.
The result is a substitution of
propoxylated groups. The D.P. of the
propoxylated groups is known as the
H
O
OH
H
H
CH2OH
H
OH
H
H
H
OH
O
H
OH
H
H
H
n OH
CH2OCH2COO– CH2OH
…O
H
H
OH
a
H
O
OH
H
H
H
OH
CH2OCH2COO–
H H

O O O O
H
Figure 10: Carboxymethyl starch, D.S. = 1.0.
…HEC…does
not react as
strongly with
charged
surfaces
as do ionic
polymers.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.11 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
Molar Substitution (M.S.). The M.S. is
the average number of propylene oxide
molecules that have reacted with each
starch unit. Once a hydroxypropyl
group is attached to each unit, it can
react further with additional groups
in an end-to-end formation. The reaction
of propylene oxide with starch
has similarities to the reaction of cellulose
with ethylene oxide. In each
case, substitution occurs with a repeating
structure that must be defined by
its M.S.
Many types of HP starch are available.
The properties vary with the D.P.,
the D.S. and the degree of polymerization
of the substituted group (M.S.).
FLO-TROLE. An HP starch used primarily
for fluid-loss-control in FLO-PROT
systems. It works in conjunction with
calcium carbonate to form an easy-toremove,
acid-soluble filter cake. Like
starch, FLO-TROL is compatible with
most makeup brines including seawater,
NaCl, KCl, CaCl2, NaBr, CaBr2 and
formate brines. It does not require a
bactericide.
FLO-TROL has unique viscosifying
characteristics that make it suitable for
“drill-in” fluid applications. Unlike PAC
products, FLO-TROL contributes to LSRV.
It works synergistically with FLO-VIS to
increase Low-Shear-Rate Viscosity (LSRV).
Recommended FLO-TROL concentrations
are 2 to 4 lb/bbl for most applications,
although higher concentrations
are used to achieve lower filtration
rates. Temperature stability for FLO-TROL
is better than most starch materials. It
is thermally stable to 250°F (121°C) in
brine applications.
Mor-RexE. An enzyme-hydrolyzed
cornstarch which has been chemically
modified to a maltodextrin. The hydrolysis
of the starch results in a product
that is much lower in molecular weight
(less than 5,000) and imparts a slightly
anionic character to the polymer.
Mor-Rex has been used in limebase
drilling fluids almost exclusively.
This is due primarily to its tendency
to increase the calcium solubility in a
lime-base fluid environment. In such
an environment, the Mor-Rex polymer
is further hydrolyzed and Ca2+ attaches
to the free carboxylate groups formed
during hydrolysis. This results in an
increased concentration of soluble
calcium. In other words, a lime-base
system treated with Mor-Rex contains
more soluble calcium than the same
lime-base system without Mor-Rex.
It is thought that the additional Ca2+
provides additional inhibition benefits.
Functionally, Mor-Rex acts as a
deflocculant, which is consistent with
its size and anionic character. Typical
concentrations for Mor-Rex in a lime/
Mor-Rex system are 2 to 4 lb/bbl. Like
traditional starch, it is thermally stable
to about a 200°F (93°C) circulating
temperature and requires a bactericide.
SYNTHETIC POLYMERS
Synthetic polymers are chemically
synthesized, usually from petroleumderived
products. Unlike natural and
modified natural polymers, synthetic
CH2OH
H
O
OH
H
H
CH2OH
H
OH
H
H
H
OH
O
H
OH
H
H
H
n OH
CH2OCH2 – CH – O – CH2 – CH – OH CH2OCH2 – CH – OCH2 – CH – OH
…O
H
H
OH
a
H
O
OH
H
H
H
OH
H H

CH3 CH3 CH3 CH3
H
O O O O
Figure 11: Hydroxypropyl starch, D.S. = 0.5, M.S. = 2.0.
…FLO-TROL
contributes
to LSRV.
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.12 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
polymers are “built up” from relatively
smaller molecules. Synthetic polymers
afford an almost unlimited flexibility
in their design. They can be tailormade
to fit almost any application.
Their size and chemical composition
can be made to produce properties for
almost any function.
Frequently, synthetic polymers are
prepared from substituted ethylene. The
polymerization process occurs through
an addition reaction wherein the substituted
ethylene groups are added to the
end of the polymer chain. In the figure
below, the substituted group “A” can be
any functional group.
CH2 = CH
|A
Note the carbon-carbon backbone and
the unlimited substitution possibilities.
The carbon-carbon backbone is a more
stable linkage than the carbon-oxygen
linkage encountered earlier with starchand
cellulose-base polymers. The carboncarbon
linkage is resistant to bacteria
and has temperature stability in excess
of 700°F (371°C). The substitution
groups most likely will degrade before
the carbon-carbon linkage.
Polyacrylate. The polymerization of
acrylic acid and the subsequent neutralization
with sodium hydroxide yields
the polymer Sodium Polyacrylate (SPA).
SPA is an anionic polymer that can
function either as a deflocculant or a
fluid-loss control additive, depending on
the molecular weight of the polymer.
Figure 12: Sodium polyacrylate.
During the drilling of a well, the
interaction between the drilled solids
has a profound effect on the properties
of the mud. There is a natural tendency
for flocculation to occur (see
Figure 13). Flocculation results in an
overall increase in the rheological
properties of the drilling fluid.
Figure 13: Flocculation of drill solids.
SPA functions as a deflocculant at low
molecular weights (less than 10,000).
It is highly anionic and adsorbs on
the active solids in drilling fluids. The
adsorbed polymer neutralizes the positive
charges on aggregated particles,
which results in mutual repulsion and
deflocculation. This is best accomplished
with a small polymer. Shortchain
polymers create maximum
adsorption on the particle surfaces and
eliminate the flocculating effect that
occurs when one polymer adsorbs to
several particles (see Figure 14).
C
H
COO–Na+
CH
H
C
H
COO–Na+
CH
H
Synthetic
polymers
afford an
almost
unlimited
flexibility in
their design.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.13 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
Many mud companies use lowmolecular-
weight sodium polyacrylate
as their primary deflocculant for lowsolids,
non-dispersed and other polymer
systems. It can be prepared as a
dry powder but usually is available in
liquid form.
SPA functions at much lower concentrations
than lignosulfonates. Typically,
concentrations of 0.25 to 1.0 lb/bbl are
sufficient to control rheological properties.
SPA does not depend on alkaline
pH and can tolerate temperatures to
500°F (260°C). It performs best in polymer
systems but is sometimes used as a
stand-alone product in spud mud and
in geothermal applications.
SPA is sensitive to high concentrations
of solids. Since it is a surface-active
material, it can get overwhelmed in a
high-solids environment. It works best
when the CEC of the mud is less than
20 lb/bbl bentonite equivalent and the
mud weight is less than 12 lb/gal.
TACKLET is also affected by soluble calcium,
although it is still effective in
seawater applications.
Copolymerization. So far, this chapter
has dealt only with homopolymers,
i.e., polymers prepared from identical
units (or monomers). It is possible to
start with more than one type of
monomer and undergo polymerization
and end up with a copolymer. A copolymer
contains two or more different
types of monomers.
Through copolymerization, polymers
can be made which have different properties
than any of the homopolymers
alone. Adding more monomers creates
a completely new dimension for design
possibilities. It is possible to use more
than a single monomer to impart specific
properties to the finished polymer
product. For instance, one monomer
can be used to extend temperature stability
and a second monomer can be
used to inhibit shale.
TACKLE is an example of a copolymer.
It is prepared from two monomers:
sodium acrylate (as in SPA) and a
monomer known in the industry as
AMPS (2-acrylamido-2-methyl propane
sulfonic acid). The AMPS monomer
provides a sulfonate group that imparts
greater temperature stability and tolerance
to solids, salinity and hardness
than the sodium acrylate group alone.

+


+
+
+
+
+



+
+

+ + +
– –
+ –
+ –

+

+
+


+
Figure 14: Diagram of SPA and clays.
nCH = CH2 + nCH = CH2
x
Monomer A
y
Monomer B
CH
x y
n
CH2 CH CH2
Figure 15: Copolymerization.
A copolymer
contains
two or more
different
types of
monomers.
TACKLE is an
example of a
copolymer.
SPA
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.14 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
AMPS is a fairly expensive monomer;
however, it can give high temperature
stability in the presence of contaminants,
which is more than PAC and
modified starch can give.
Figure 16: AMPS monomer.
TACKLE, due to the AMPS monomer,
has greater contamination resistance
and tolerance to solids than SPA
alone. Like SPA, it still is better suited
to polymer systems and low-solids,
non-dispersed applications. It also
has trouble controlling viscosity in a
high-solids environment. However,
it is more functional in seawater
than low-molecular-weight SPA.
SP-101T is a medium-molecular-weight
(±300,000) polyacrylate used primarily
for fluid-loss control. It is stable to very
high temperatures (>400°F (204.4°C))
and is often applied in geothermal
applications. Like TACKLE, it is not pHdependent
or subject to bacterial degradation,
but it is susceptible to soluble
calcium contamination. It is recommended
that soluble calcium be maintained
at a concentration of 300 mg/l
or less for optimum performance. It is
most effective in freshwater systems.
SP-101 is most often used in lowsolids,
non-dispersed systems and
other polymer systems like PHPA. In
addition to providing fluid-loss control,
SP-101 has a stabilizing effect on
drilled cuttings. SP-101 attaches to clay
particles and provides some encapsulation
of the drilled cuttings. Sometimes,
a viscosity hump is seen when SP-101 is
first added to a system. Once the polymer
is worked into the system at a sufficient
concentration to encapsulate the
solids, the system thins back and stabilizes.
Typically, this concentration
occurs at about 1 lb/bbl, but it can be
slightly more or less, depending on the
solids load. SP-101 is an effective deflocculant,
especially in high-temperature
applications and polymer applications.
While SP-101 does not provide the
immediate thinning effect that is seen
with TACKLE, it provides stabilization
of the rheological properties when the
concentration exceeds 1 lb/bbl. SP-101
is very effective at stabilizing the rheological
properties of many freshwater
systems including PHPA; geothermal;
and low-solids, non-dispersed systems.
Polyacrylamide/polyacrylate
copolymer. Partially Hydrolyzed Poly
Acrylamide (PHPA) is often used to identify
the copolymer polyacrylamide/polyacrylate.
The end product of a PHPA is
the same polymer that is formed by a
polyacrylamide/polyacrylate copolymerization.
Even though the product is frequently
referred to as PHPA, it actually is
made by the copolymerization of acrylamide
and sodium acrylate monomers.
For the sake of simplicity, the material
will be referred to as PHPA.
The properties of PHPA are affected
by the molecular weight and by the
ratio of the carboxyl groups to the
amide groups. Polyacrylamide by itself
is insoluble, so it must be copolymerized
with sodium acrylate to obtain
water solubility. Copolymerization with
sodium acrylate results in an anionic
polymer that is water-soluble. The ratio
CH2 CH
C = O
NH
C
CH2
SO3

CH3 CH3
2-Acrylamido-2-methyl propane sulfonic acid
TACKLE…is
more functional
in
seawater
than lowmolecularweight
SPA.
…SP-101
has a
stabilizing
effect on
drilled
cuttings.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.15 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
of sodium polyacrylate to acrylamide
at the beginning of the process determines
the ratio of the two functional
groups on the final copolymer. The
two monomers that make up the
copolymer are shown below.
Figure 17: Sodium acrylate/acrylamide.
During copolymerization, the two
monomers are linked together in a
random fashion to form a linear, carboncarbon
backbone. The resulting copolymer
has carboxyl groups and amide
groups randomly distributed along its
backbone. The resulting copolymer is
shown in Figure 18.
Note that due to the carbon-carbon
linkage, the polymer has exceptional
thermal stability and is resistant to
bacteria. Also note that the polymer
is anionic, meaning it is affected by
hardness and cationic surfaces like
those found on clays.
POLY-PLUS.T The most commonly
used PHPA in drilling fluids is the highmolecular-
weight version which is
prepared with 65 to 70% acrylamide
and the remaining percentage acrylate.
Molecular weights range up to
20 million. POLY-PLUS is used as a shale
inhibitor and solids-encapsulating
polymer in freshwater, seawater, NaCl
and KCl systems. In addition to its
shale-inhibiting properties, it also provides
drilled cuttings encapsulation
and viscosity in freshwater systems.
The shale-inhibition feature of PHPA
occurs when the polymer attaches to
clays on the wellbore and blocks the
hydration and dispersion that normally
occurs. The anionic carboxyl
groups attach to the positive charges
on the edges of the clay particles.
Since the polymer has a high molecular
weight and is relatively long, it
combines with several sites along the
wellbore. This has the effect of coating
the wellbore and restricting water
from entering the clay.
The same effect is seen on the
drilled cuttings. The polymer helps
preserve the integrity of the cuttings,
which allows for much easier cuttings
removal at the surface.
PHPA also aids in shale stabilization
by thickening the water phase. PHPA
increases the viscosity of the drilling
fluid filtrate, which has the effect of
limiting the filtrate depth of invasion.
Although water may penetrate far into
a shale, a thick polymer filtrate faces
much greater resistance due to the rapid
buildup of capillary pressures. This has
the effect of reducing the amount of filtrate
water available for hydration. It
also limits the ability of a filtrate to
enter a small fissure or fracture plane
within a shale.
Shale studies have established that a
70:30 ratio of acrylamide units to acrylate
units is optimum for drilling fluids.
This often is referred to as 30%
hydrolysis. It has also been determined
CH = CH2
COO–Na+
Sodium acrylate
CH = CH2
C
Sodium acrylamide
O NH2
CH2
C
n
O NH2
C
O O–
C
O NH2
CH CH2 CH CH2 CH
Figure 18: PHPA.
PHPA also
aids in shale
stabilization
by thickening
the water
phase.
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.16 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
that higher-molecular-weight polymers
encapsulate shale better than
low-molecular-weight polymers.
As mentioned earlier, it is necessary
to copolymerize with sodium acrylate
to achieve water solubility; however,
a 100% polyacrylate does not provide
as much inhibition as the 70:30 ratio.
Even at similarly high molecular
weights, the 70:30 ratio provides
better shale inhibition.
It is thought that a high-molecularweight
polyacrylate has too much affinity
with the positive charges on clays.
Similar to lignosulfonates, as the polymer
remains in the system and attaches
to active clay edges both in the fluid system
and on the wellbore, strong attractive
forces may actually pull the clays
apart and cause them to disperse into
the system. The amide group helps by
providing some distance between the
strongly anionic carboxyl groups and
the cationic sites on the clay particles.
When the amide groups and the carboxyl
groups are distributed evenly
along the polymer chain, the bulkiness
of the amide group prevents the carboxyl
group from getting too close to
the clay charges and breaking the
clays apart.
The acrylamide group also has an
affinity with the clay surface, but it is
a relatively weak hydrogen bond compared
to the strong ionic interaction
between the carboxyl group and positively
charged edges on clay particles.
The acrylamide group is capable of
forming hydrogen bonds along the
clay surface. While not nearly as
strong as the ionic interaction taking
place alongside, it serves to hold the
polymer/clay interaction in place as
well as to provide distance between
the free charges.
In a salt environment, PHPA is still
very effective in a shale-stabilizing
capacity, although its concentration
must be increased to obtain a significant
effect on filtrate viscosity. As the
salinity of the water increases, the PHPA
does not hydrate free water as readily,
and the polymer remains somewhat
coiled. This leads to a decrease in the
viscosifying characteristic of the polymer.
The polymer is still anionic, however,
and is still adsorbed on the active
sites on the wellbore.
Applying PHPA to salt-base drilling
fluids simply means that more PHPA
polymer must be added to obtain the
same encapsulating and filtrate-thickening
effects. Since salt muds, particularly
KCl muds, impart a great deal of
shale stabilization on their own, a salt
PHPA mud offers exceptional shalestabilization
characteristics. The salt or
KCl provides excellent shale stabilization
and the PHPA provides a viscosified
filtrate that limits invasion depth.
One of the drawbacks to PHPA is its
sensitivity to soluble calcium. Like polyacrylate,
the anionic carboxyl site reacts
with calcium. This is particularly a problem
in freshwater systems, where calcium
can precipitate the PHPA polymer
as well as whatever solids the polymer is
adsorbed on. In some cases, PHPA functions
as a flocculant in the presence of
calcium, particularly when the solids
content of the drilling fluid is low.
When the solids content is low and calcium
is introduced, flocculation occurs
and the solids precipitate and settle out
of the mud. In high-solids systems, the
introduction of calcium flocculates the
system and very high viscosities result.
In a salt mud, the PHPA polymer
remains relatively coiled and is not as
susceptible to the flocculating effects
of soluble calcium. It is still affected
by Ca2+, at least to some extent. Since
the Ca2+ reacts directly on the polymer
with an anionic site, that anionic site
is no longer available for an active
wellbore site. In short, more polymer
must be used to overcome the effect
of calcium.
It is recommended to treat soluble
calcium to below 300 mg/l in PHPA
One of the
drawbacks
to PHPA is
its sensitivity
to soluble
calcium.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.17 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
systems. This is easier to perform in
low-solids, low-density applications,
particularly when the solids are not that
hydratable. When the solids concentration
is relatively high, such as a mud
weight over 10 lb/gal and an MBT
above 20 lb/bbl bentonite equivalent,
then it is more difficult to treat calcium.
Removing calcium from the system
requires adding a carbonate source,
such as soda ash or bicarbonate of soda,
which may flocculate the system.
A similar analogy is made with magnesium
contamination. Magnesium
also is attracted to the anionic carboxyl
site. To treat magnesium, it is necessary
to increase the pH to the 10.0 to 10.5
level. Since the reaction that occurs at
that pH is reversible, the pH must be
maintained at that high level to prevent
the now-insoluble magnesium
from becoming soluble again. PHPA
systems are non-dispersed systems and
do not tolerate alkaline pH easily. Like
any non-dispersed system, the addition
of caustic soda has a flocculating effect
on PHPA systems. The hydroxide ion
(OH–) is very reactive and goes straight
to the unprotected clays in the system.
The result is the same that is seen when
caustic soda is added to spud mud,
which is flocculation.
Hydrolysis of the PHPA polymer
occurs at any pH, but it is insignificant
until a pH of 10 is reached, when
a more rapid hydrolysis begins. The
hydrolysis is nowhere complete at pH
10, but since hydrolysis results in the
release of ammonia gas (NH3), which
is very noticeable at low concentrations
at the rig site, it is something to
avoid. Hydrolysis is actually a fairly
slow process at pH 10, taking a very
long time for the reaction to proceed
through the coiled polymer. The process
can be accelerated by high temperatures.
At temperatures above 300°F
(149°C), hydrolysis occurs at a much
higher rate.
PHPA AS A BENTONITE EXTENDER,
SELECTIVE FLOCCULANT AND
TOTAL FLOCCULANT
Depending on its molecular weight
and ratio of acrylamide to acrylate
monomers, PHPA can serve several
functions in a water-base drilling fluid.
GELEX.T An example of PHPA used as
a bentonite extender. When the conditions
are right, very low concentrations
of PHPA can extend the viscosity of
bentonite. When the total solids of the
system are less than 4% by volume,
and the total bentonite concentration
is less than 20 lb/bbl, PHPA can attach
to the positive sites on a bentonite clay
particle. With the bentonite particle
attached to part of the polymer and
the remaining polymer free to hydrate
and/or attach to other clay particles,
the result is an increase in viscosity. In
effect, the PHPA polymer is hydrated
and uncoiled and in suspension with
colloidal bentonite particles.
For PHPA to extend the yield of bentonite
effectively, several conditions
other than bentonite and total solids
concentrations must be met. First, the
system must be a freshwater system and
relatively free of calcium (< 200 mg/l)
for the bentonite to hydrate properly.
Second, the amount of polymer must
be in the 0.05 to 0.1 lb/bbl concentration
range. Third, no dispersants — or
any other additive that adsorbs to the
bentonite — can be in the system.
The process of extending bentonite is
fragile and limited to low-solids, nondispersed
applications. The addition of
only a small amount of PHPA causes an
immediate increase in viscosity. As the
concentration of PHPA is increased, the
viscosity reaches a maximum value and
then, as additional polymer is added,
breaks back. The effective range of polymer
concentration is very narrow. Too
little polymer concentration, and the
system is little more than a gel slurry
with a low concentration of bentonite.
Removing
calcium from
the system
requires
adding a
carbonate
source…
Hydrolysis of
the PHPA
polymer…is
insignificant
until a pH
of 10 is
reached…
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.18 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Overtreat with polymer, and the system
thins out too much.
The degree of bentonite extension
depends on the following factors:
• The MW and the ratio of acrlyamide
to acrylate.
• The size and hydration of the particle.
• The salinity and hardness of the
makeup water.
• The concentration of the PHPA
polymer.
FLOXIT.E PHPA also can be used as a
flocculant. Flocculation is the process by
which individual particles are connected
in loosely bound, large aggregates by a
flocculating polymer. The resulting mass
of linked particles increases to the point
at which the solids agglomeration falls
out of suspension. Settling is most
effective when the system is static.
The mechanism involved in flocculation
is very much like the mechanism
used for bentonite extension. PHPA is
also effective in both applications. It
should be noted that PHPA is not as
effective at flocculating systems that
contain bentonite. Since bentonite
breaks up into colloidal-size, hydrated
solids, bentonite does not settle. The
small hydrated particles do not have
enough density to settle.
The use of FLOXIT is limited to clearwater
drilling applications. Once solids
build in the water or the system is
weighted, the product is no longer useful.
Determining the optimum concentration
of FLOXIT must be determined by
pilot testing. The effectiveness of the
flocculation depends on the interaction
of the polymer with the solids, which
in turn depends on the following:
• Hydratability of the solids.
• The concentration of the solids.
• Salinity of the water.
• Hardness of the water.
• Chemical characteristics of the
polymer.
• Polymer concentration.
• Rheological properties of the system.
• Geometry and size of the settling pit.
• Retention time.
• Temperature.
It is recommended that FLOXIT be
mixed in dilution water at a concentration
of 1 to 2 lb/bbl before adding
it to the system. Again, pilot testing is
necessary to determine the optimum
concentration.
HIGH-TEMPERATURE
SYNTHETIC POLYMERS
Due to the thermally stable carboncarbon
linkage that makes up the
backbone of synthetic polymers, hightemperature
polymers are synthetically
derived. Several high-temperature polymers
are available for drilling fluids. A
number of them are prepared from the
AMPS (2-acrylamido-2-methyl propane
sulfonic acid) monomer. AMPS was
covered earlier in this chapter in conjunction
with TACKLE. AMPS is used in
the preparation of TACKLE to improve
tolerance to solids, salinity and hardness
at high temperatures.
AMPS is also used to improve the
high-temperature tolerance to contaminants
in fluid-loss-control additives.
Examples of copolymers and terpolymers
that incorporate the AMPS
monomer or other sulfonated monomers
are the Hoechst’s Hostadrill 2825,
Drilling Specialties’ Driscal-D and SKW’s
Polydrill. The manufacturers of these
materials claim that their respective
polymers withstand salt and hardness
at temperatures to 400°F (204°C).
Chemical structures for Hostadrill and
Polydrill are given in Figures 19 and 20.
An example of a high-temperature
polymer that functions to prevent hightemperature
gelation is a Sulfonated
Styrene Maleic Anhydride (SSMA)
copolymer. Generally, it is applied to
wells at high temperatures prior to logging
runs and at other times when the
drilling fluid is not circulated for an
extended period of time. It has the effect
PHPA also
can be used
as a
flocculant.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.19 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
6
of maintaining stable gel strengths at
high temperatures. It is not a fluid-loss
control additive or a deflocculant (see
Figure 21).
Figure 21: SSMA.
The M-I POLYSTARE 450 system is based
on synthetic polymers. One product,
RHEOSTAR,E is used to control hightemperature
gelation, high-temperature
bentonite flocculation, and to provide
thinning or deflocculation. Due to the
complex nature of high-temperature,
water-base environments, RHEOSTAR is
actually a blend of three low-molecularweight
synthetic polymers. These
polymers are different from the
more traditional AMPS acrylate-base
polymers. RHEOSTAR is a dry powder that
is readily functional in seawater and
freshwater. It is stable to 450°F (232°C).
Typical concentrations vary from 6 to
12 lb/bbl.
DURASTAR.E DURASTAR provides hightemperature
filtration control in the
POLYSTAR 450 system. It is a crosslinked
copolymer prepared from acrylamide
monomer, a sulfonated monomer and
a crosslinking monomer. The degree of
crosslinking in the polymer structure
plays an important role in the polymer’s
solubility and fluid-loss control
characteristics. Too much crosslinking
results in a polymer that is rigid and
poorly hydrated, while too little
crosslinking results in a polymer that
has properties similar to PHPA, which
is long and linear with little tolerance
to contamination.
Due to its crosslinked structure,
DURASTAR is compact and globular in
structure. It retains a compact, spherical
shape compared to the expanded,
uncoiled forms of linear polymers (see
Figure 22) which uncoil into linearshaped
particles.
Figure 22: DURASTAR.
An advantage to its compact shape
is that DURASTAR is more protected
and, therefore, more thermally stable
and resistant to solids and hardness.
DURASTAR is stable to 450°F (232°C) in
both freshwater and seawater applications.
Typical concentrations range
from 5 to 10 lb/bbl. It is available as
a 30% active inverse emulsion.
CH2 CH
C =
NH
C
CH2
SO3Na
H3C CH
CH2 CH
N
C = O
CH3
CH3
CH2 CH
NH2
C = O
n
Figure 19: Hostadrill 2825.
CH2
SO3
–Na+
n
C CH2 C
SO3
–Na+
OH R’
OH
Figure 20: Polydrill.
CH
O = C
CH
O
CH2 CH
SO3Na
C = O
n
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
The M-I
POLYSTARE 450
system is
based on
synthetic
polymers.


 
 
سیالا ت پایه ابی WBM
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:۳٦ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

رئولوژی سیالات حفاری

Reheology به معنای علم حرکت از دو کلمه یونانی Reho (جریان) و Logy (علم) تشکیل شده است برای آنکه حرکتی صورت گیرد باید نیرویی بر جسمی وارد شود، با وارد شدن این نیرو بر جسم تغییر شکل صورت می‌گیرد.

هرگاه این تغییر شکل برگشت ‌پذیر باشد به آن elastic (فنری)،  ولی چنانچه تغییر شکل برگشت‌ناپذیر باشد به آن plastic گویند، حال چنانچه نیروی وارده باعث جریان یافتن آن ماده شود به آن سیال گویند.

سیال:

اگر دو سطح روی هم داشته باشیم و ماده‌ای درون آنها قرار گرفته شده باشد، هرگاه سطح پایینی ثابت و سطح بالایی متحرک باشد وقتی صفحه فوقانی به مساحت A توسط نیروی F با سرعت یکنواخت مخالف صفر حرکت کند می‌توان گفت که ماده موجود بین دو صفحه یک سیال است.

در این صورت تنش برشی  بر ماده مورد نظر وارد می‌شود به عبارتی ماده‌ای که در اثر تنش برشی هر چند ناچیز بطور دائم تغییر شکل دهد سیال نامیده می‌شود. تنش برشی در یک نقطه حد نیروی برشی وارد بر سطح است وقتی که این سطح به قدر کافی کوچک و به یک نقطه تبدیل شود.

نیروی «F» با سطح «A» و سرعت V نسبت مستقیم و با ضخامت سیال نسبت معکوس دارد بنابراین خواهیم داشت:

 

با اضافه کردن ضریب  می‌توان نوشت:

 ضریب تناسب و نشان‌دهنده خاصیت لزجت سیال است.                                 

 

 

 

در این صورت تنش برشی متوسط عبارت است از حاصل تقسیم نیروی برشی بر سطح،

 پس خواهیم داشت:                                                                              تنش برشی       

                                                                                                                  

 

با توجه به رابطه‌های بالا می‌توان گفت تنش برشی تغییرات سرعت بر تغییرات مسافت می‌باشد که به این معادله قانون لزجت نیوتن گویند.

تعریف سیال مواد غیر سیال را در بر نمی‌گیرد مثلاً یک ماده پلاستیکی متناسب با مقدار نیروی وارد بر آن به میزان معینی تغییر شکل می‌دهد ولی این تغییر شکل با گذشت زمان پیوسته نیست در صورتی که در سیالات تغییر شکل با گذشت زمان پیوسته است اگر بین دو صفحه خلاء ایجاد کنیم میزان تغییر شکل در هر لحظه صعودی و یا اگر بین دو صفحه ماسه قرار دهیم بدلیل وجود اصطکاک به نیروی معینی برای ایجاد حرکت پیوسته نیاز خواهیم داشت لذا پلاستیک‌ها و جامداتی که خاصیت elastic دارند در طبقه‌بندی سیالات قرار نمی‌گیرند.

سیالات را می‌توان به دو گروه نیوتنی و غیرنیوتنی تقسیم کرد. در سیالات نیوتنی بین تنش برشی و سرعت تغییر شکل زاویه‌ای رابطه خطی وجود دارد اما در سیالات غیرنیوتنی رابطه میان تنش برشی متوسط و سرعت تغییر شکل زاویه‌ای غیرخطی است.

اگر به رابطه گرانروی نیوتن توجه شود در خواهیم یافت که گرانروی با تنش برشی نسبت مستقیم دارد گرانروی بنابر تعریف خاصیتی از سیال است که در مقابل حرکت و یا به عبارت دیگر تنش برشی مقاومت از خود نشان می‌دهد.

گرانروی گازها با افزایش درجه حرارت نسبت مستقیم ولی گرانروی مایعات با افزایش درجه حرارت نسبت عکس دارد به نظر می‌رسد علت اصلی گرانروی مایعات وجود جاذبه مولکولی باشد زیرا با افزایش دما جاذبه مولکولی کم شده و گرانروی پائین می‌آید.

 

- جریان سیالات:

ذرات جامدی که درون سیالات به حرکت در می‌آیند تحت تاثیر دو نیروی اصلی هستند:

1) نیروی ثقل

2) نیروی هیدرودینامیک

بطور کلی حرکت مواد در جریان سیال تابع قانون ثقل است این نیرو در جهت محیط ‌های پست‌تر اثر می‌کند یعنی همیشه تمایل به سقوط اجسام دارد. بطور مثال در یک چاه که مانند یک استوانه است سقوط ذرات به پائین را در پی دارد البته هیچ‌گاه حرکت سیال را نمی‌توان تابع مایع کامل دانست زیرا در مایع کامل غلظت همیشه تقریباً صفر است.

 نیروی دیگری که مدنظر است نیروی هیدرودینامیک می‌باشد. در چاه‌های حفاری عملاً این نیرو همان نیروی پمپها است که باعث شکست G.S شده و حرکت سیال را بوجود می‌آورد این نیرو در پائین از نوک مته باعث صعود ذرات جامد سیال می‌شود که همیشه مقدار این نیروی صعودی باید از نیروی ثقل بیشتر باشد و از آنجا که این نیروی هیدرودینامیک ایجاد سرعت می‌کند پس در جداره جاه این سرعت  (Annular velocity) بسیار مهم بوده و کنده‌های حفاری زمانی در سطح ظاهر می‌شوند که سرعت صعود آنها از سرعت سقوطشان بیشتر باشد در جریان سیال به جزء اثر غلظت باید از تاثیر سایشی جداره نیز صحبت کرد. در یک محیط بسته استوانه‌ای جریان سیال تحت تاثیر نیروی سایشی جداره قرار دارد. در قسمت نزدیک جداره نیرویی عکس جهت حرکت بر سیال وارد می‌شود. این نیرو بر سطوح نزدیک به جداره و تا حدی به قسمت‌های درونی منتقل شده و در نتیجه سرعت‌های مختلفی به نسبت فاصله از جداره در سیال پیدا می‌شود. بطوری که برای نشان دادن حرکت عمومی ذرات یک سیال در محیطی بسته نمی‌توان از یک سرعت بلکه باید از سرعت‌های مختلف گفتگو کرد مثلاً در چاه‌های حفاری از آنجا که لوله‌هایی با سایزهای مختلف داریم (D.P-D.C) همچنین لوله های جداری با سایزهای مختلف پس باید دانست که سرعت سیال در هر قسمت می‌تواند متفاوت باشد.

قابل ذکر است که برای حمل کنده‌ها توسط یک سیال به جزء سرعت صعود و غلظت، اندازه و شکل هندسی ذرات نیز مهم است.

بطور کلی دو نوع جریان سیال قابل بررسی می‌باشد.

1) جریان تیغه‌ای (آرام)    Flow Laminar

2) جریان آشفته (درهم) Flow Turbulent

چنانچه سرعت سیال در هر مقطعی ثابت بماند یعنی نسبت به زمان تغییر نکند، جریان را آرام گویند که در آن ذرات بطور منظم حرکت می‌کنند ولی در جریان در هم ذرات سیال بطور نامنظم حرکت کرده و سرعت سیال نسبت به زمان تغییر می‌کند و موجب می‌شود که اندازه حرکت از یک بخش سیال به بخش دیگر انتقال یابد اگر سرعت یا دبی جریان زیاد باشد جریان آرام پایدار نبوده و تبدیل به جریان در هم خواهد شد.

جریان آرام به عنوان جریانی تعریف می‌شود که در آن سیال بصورت لایه لایه حرکت کرده و هر لایه به آرامی بر لایه مجاور خود (بدلیل تعادل مولکولی اندازه حرکت) می‌لغزد ولی در جریان متلاطم حرکت ذرات سیال درهم است و تبادل اندازه حرکت به دلیل حرکات متقاطع صورت می‌گیرد.

ماهیت جریان یا به عبارت دیگر آرام یا متلاطم بودن و موقعیت نسبی آن در یک مقیاس که نشان‌دهنده جریان درهم به جریان آرام است به وسیله عدد رینولدز نشان داده می‌شود.

- عدد رینولدز: رینولدز طبق آزمایشات و تحقیقات خود به این نتیجه رسید که نوع جریان به سرعت، جرم حجمی، گرانروی سیال و همچنین به اندازه قطر استوانه بستگی دارد و رابطه زیر را تعریف کرد.

 

جرم حجمی =

عدد رینولدز Re=

قطر استوانه= d

غلظت =

سرعت V=         

طبق این فرمول هرگاه گرانروی عدد بزرگی باشد جریان بصورت آرام (Laminar) و هرگاه نیروهای حرکتی (جرم و سرعت) عدد بزرگی باشند آنگاه عدد رینولدز بزرگ بوده و جریان بصورت درهم (turbulent) خواهد بود.

وقتی که گرانروی و نیروهای حرکتی (جرم و سرعت) یکسان باشند جریان ناپایدار و به اصطلاح یک حالت انتقالی خواهد داشت. عدد رینولدز بدون واحد و جریان‌ها براساس این عدد به شکل زیر تقسیم می‌شوند.

آرام                          Re<2100  Laminar

انتقالی                 2100<Re<4100 Transitional

متلاطم                          Re>4100  Turbulent

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- تعادل یونی آب و PH:

آب مقطر به مقدار کم یونیزه می‌شود و در آن تعادل یونی برقرار است.

 

در هر لیتر آب از یک مول آن فقط  مول به شکل فوق یونیزه بوده و می‌توان نوشت:                                           

و چون رابطه یونی فوق‌ تعادلی است می‌توان قانون تعادلها را برای آن در نظر گرفت.

 

چون غلظت یونی آب یونیزه شده ثابت است و حاصلضرب  نیز عددی ثابت می‌شود آن را با  نشان می‌دهیم و می‌توانیم بنویسیم:

 

اگر عدد مربوط به  را در رابطه  قرار دهیم خواهیم داشت:

 

این رابطه درمورد تمامی محلولها صدق می‌کند از آنجا که در محلول‌های مختلف اسیدی و بازی تغییرات  بسیار وسیع است و از 1 الی  مول در لیتر تغییر می‌کند، حال می‌توان به جای این اعداد منفی، از لگاریتم آنها استفاده کرد که آن را PH می‌نامیم. PH نشان‌دهنده قدرت یا پتانسیل یون هیدروژن می‌باشد پس غلظت  در یک محلول را برحسب مقیاس PH بیان کرده و آن را به صورت زیر تعریف می‌کنیم:

 

به عبارت دیگر PH لگاریتم منفی غلظت یون هیدروژن است. پس اگر داشته باشیم:  آنگاه می‌توان نوشت:

 

بنابراین برای یک محلول خنثی خواهیم داشت:

 

باید به خاطر داشت که PH به نمای 10 مربوط است و بنابراین غلظت یون  محلولی دارای 1=PH صد برابر غلظت یون  در محلولی دارای 3=PH است و سه برابر آن نیست.

علاوه بر این چون PH به نمای منفی مربوط است هر اندازه مقدار PH پایین‌تر باشد غلظت یون  بیشتر است. در 7=PH محلول خنثی و محلول‌های دارای PH پائین‌تر از 7 اسیدی و محلولهای دارای PH بالاتر از 7 قلیائی‌اند.

با تعیین PH یک سیال حفاری می‌توان خواص رئولوژی آن سیال را در محیط‌ های اسیدی یا بازی مورد بررسی قرار داد و به گزینه مطلوب یک سیال جهت حفاری دست یافت. اصولاً سیالات حفاری در محیط‌ های بازی به بهترین خاصیت رئولوژی خود می‌رسند. علت این مسئله ساختار مواد جامد مفید مورد استفاده در این سیالات می‌باشد. همچنین PH بالای 7 یکی از عوامل مهم در جلوگیری از خوردگی فلزات است.

یون هیدروکسیل توانایی خنثی کردن یون  سولفید هیدروژن (H2S) را دارا می‌باشد و از شکنندگی فلزات توسط این گاز جلوگیری می‌نماید (اگر انتظار برخورد با گاز  در حین حفاری می‌رود باید PH را بالای 11 نگه داشت).

نکته: انحلال کلسیم با افزایش PH کم می‌شود و منیزیم موجود در آبهای رودخانه‌ای و دریا در محدوده PH=10 رسوب می‌کند.

PH بالا می‌تواند باعث کلوخه‌ای شدن ذرات جامد  موجود در گل شود و این همان مشکلی است که موقع آلودگی گل با سیمان اتفاق می‌افتد و باعث بالا رفتن Y.P ،  G.S، F.L می‌گردد این مشکلات بخاطر افزایش ناگهانی PH بوجود می‌آید و افزایش کلسیم در این نوع آلودگی، تاثیر چندانی در بوجود آمدن مشکلات بالا ندارد.

 

 

 

 

 

 

- آلکالینیتی (Alkalinity)

برای اینکه به بهترین کارآیی مواد در PH بالای 7 رسید توجه به آلکالینیتی بسیار مهم است. آلکالینیتی مشابه PH نیست، یک باز قوی مانند کاستیک سودا با اضافه شدن به آب خالص می‌تواند رابطه بین PH و آلکالینیتی را نشان دهد (جدول 1)

 اندازه‌گیری آلکالینیتی  (و دیگر مقادیر) برای محاسبه یونهای هیدروکسیل ()، بی‌کربنات () و کربناتها () مورد استفاده قرار می‌گیرد.

رابطه آلکالینیتی یک محلول با PH مانند رابطه ظرفیت گرمایی با دما می‌باشد.

آلکالیتینی قدرت تشکیل یک باز بوسیله یک اسید را به ما نشان می‌دهد، این فرآیند مقدار اسیدی را نشان می‌دهد که باید مقدار PH محلول را تا مقدار معینی کاهش دهد. محلولهای مختلف نیاز به مقدار اسیدهای مختلف جهت کاهش PH دارند درست مانند اجسام مختلف که نیاز به مقدار مختلف تخلیه حرارتی جهت کاهش دمای خود دارند.

دو نمونه آلکالینیتی که بطور معمول اندازه‌گیری می‌شوند عبارتند از :

آلکالینیتی  عبارت است از مقدار اسیدسولفوریک 0.02 نرمال به سی‌سی جهت کاهش PH یک سی‌سی عصاره گل تا 8.3 ، که تغییر رنگ معرف فنل فتالئین پایان آزمایش خواهد بود.

آلکالینیتی  عبارت است از مقداری از همان اسید که برای کاهش PH محیط تا 4.3 لازم است که تغییر رنگ معرف متیل اورنژ پایان آزمایش خواهد بود.

مفهوم تیتراسیون یا کاهش PH با مقادیر ذکر شده بخاطر حضور یونهای کربنات و بی‌کربنات در بسیاری از عصاره‌های گل می‌باشد. یون کربنات () با اسید واکنش داده و یون بی‌کربنات () را تشکیل می‌دهد. این رویداد زمانی انجام می‌پذیرد که PH محیط تا 8.3 کاهش یافته باشد. همچنین در این PH تمام یونهای هیدروکسیل باید خنثی شده باشند.

 به عنوان نتیجه آلکالینیتی () اندازه‌گیری خاصیت قلیایی مشترک یونهای هیدروکسیل و کربنات می‌باشد به محض پائین آوردن PH تا 4.3  اسید با یونهای بی‌کربنات واکنش داده تا آنها را به آب و  تبدیل کند از نتیجه این دو آلکالینیتی می‌توان مقدار یون‌های هیدروکسیل، کربنات‌ها و بی‌کربنات‌های (اگر یون‌های مزاحم دیگری وجود نداشته باشند) درون محلول را محاسبه کرد.

متاسفانه در بسیاری از عصاره گلها، اسیدهای آلی و یونهای بافری مانند کرومات وجود داشته و در اندازه‌گیری آلکالینیتی  دخالت می‌کنند.

افزایش غلظت یونهای کربنات و بی‌کربنات درون یک گل باعث افزایش قدرت ژله‌ای گل می‌شود و این با افزایش مواد تینری قابل حل نخواهد بود. این مسئله باعث نیاز به رقیق سازی بیشتر جهت کنترل خواص رئولوژی گل داشته که متعاقباً باعث بالا رفتن هزینه گل خواهد شد.

 نشانه شروع این مشکل بالا رفتن  و کاهش PH می‌باشد. یکی از نشانه‌های پائین‌آمدن PH نیاز بیش از حد معمول به مواد افزاینده ، برای رسیدن به حد مطلوب PH خواهد بود. اگر این قضیه اتفاق بیفتد شاهد بالا رفتن ژل ده دقیقه‌ای خواهیم بود جهت درمان باید کلسیم اضافی به سیستم اضافه نمائیم (مانند آهک)، کلسیم با یون کربنات تشکیل رسوبی بنام  داده و منبع این مشکل را حذف می‌کند.

وقتی که PH گل در محدوده مناسب نگه داشته شود و غلظت یونهای کربنات و بی‌کربنات به پائین ترین حد ممکن برسد خواص رئولوژی گل ثابت بوده و گل به درمان شیمیائی احتمالی جواب می‌دهد.

علاوه بر آلکالینیتی عصاره گل یک آلکالینیتی دیگر نیز باید مشخص شود و آن آلکالینیتی خود گل می‌باشد () آزمایش این نوع آلکالینیتی مانند آزمایش فیلتریت بوده با این تفاوت که به جای عصاره از خود گل استفاده می‌شود.

هدف از این آزمایش تعیین نمودن ظرفیت و ذخیره آلکالینیتی گل می‌باشد.

مقدار یون هیدروکسیل () موجود در آب گل، مشابه یونهای موجود در عصاره گل می‌باشد اگر کسر حجمی آب گل که از دستگاه Ritort kit بدست می‌آید در  ضرب شود نتیجه باید مقدار آلکالینیتی فاز مایع را نشان دهد.

این عدد اگر از  کم شود آلکالینیتی حاصل از ذرات جامد را نشان می‌دهد و چنانچه این عدد در 0.26 ضرب شود سهم آلکالینیتی ذرات مواد جامد به عنوان معادل غلظت آهک آزاد درون گل به واحد  بدست خواهد آمد.

 

باید توجه داشت اگر نمک‌های آلی مانند لیگناتها و یا استات‌ها و یا اسیدهای آلی در محیط باشند نتیجه  برای شناسایی آلودگی بی‌کربناتها و کربناتها قابل اعتماد نخواهد بود که در آن صورت اندازه‌گیری  برای محاسبه مقدار کربنات و بی‌کربنات درون گل مورد استفاده قرار می‌گیرد و مقدار کمک خواهد کرد که آلودگی‌هایی نظیر کربنات و بی‌کربنات و دی‌اکسید کربن را تحت کنترل قرار دهید.

 

جدول 1: رابطه بین PH و Alkalinity برای آب خالص

 

(PPM)

 

( (cc 0.02N-

NaOH

(lb/bbl)

PH

0.0017

0.000005

0.0000014

7

0.017

0.00005

0.000014

8

0.17

0.0005

0.00014

9

1.7

0.005

0.0014

10

17

0.05

0.014

11

170

0.5

0.14

12

1700

5

1.4

13

17000

50

14

14

 

 

 

 

 

 

 

کنترل موادجامد گل حفاری:

یکی از وظایف گل حفاری بالا آوردن ذرات جامد حفاری شده است ولی باقی ماندن این ذرات جامد درون سیستم گل باعث بروز مشکلات عدیده‌ای می‌شود که از آن جمله می‌توان به تاثیر در خواص رئولوژی گل، کم شدن میزان حفاری، ایجاد Torque و  Drag، افزایش E.C.D  که نتیجه آن افزایش افت فشار سیستم و در نهایت افزایش هرز روی، افزایش گیر اختلاف فشار و ... اشاره کرد.

ذرات جامد درون سیستم گل یا مفید هستند یا غیر مفید، یا فعال هستند و یا از کمترین فعالیت درون سیستم گل برخوردارند. آنچه که در سیستم گل حفاری باید حذف و کنترل شود ذرات جامد غیرمفید چه فعال و یا غیر فعال می‌باشد.

حذف این ذرات یکی از موارد مهم کنترل خواص سیستم گل می‌باشد بر این اساس دانستن اندازه، قطر و وزن ذرات بسیار مهم است.

 

5

Hematite

4.2

Barite

2.6

Bentonite

0.85

Diesel oil

2.7-2.9

Limestone

2.6-2.7

Sand

1

Water (Fresh)

 

واحد اندازه‌گیری ذرات، میکرون () است و یک میکرون برابر 0.001 میلی‌متر و یا  اینچ است.

 

 

اندازه ذرات حفاری شده درون سیستم گل به دلایل زیر مهم است:

1) هرچه ذرات کوچکتر باشند اثر آنها بر روی خواص رئولوژی گل بیشتر است.

2) هرچه ذرات جامد درون گل کوچکتر و فعال‌تر باشند تصفیه و حذف آنها از درون سیستم گل مشکل‌تر است. (ذرات کلوئیدی بطور موثری خواص گل را تحت تاثیر قرار می‌دهند.)

حذف ذرات جامد از سیستم گل می‌تواند به روش‌های زیر صورت گیرد:

- اضافه نمودن آب به سیستم

- ته‌نشین کردن مواد جامد

- استفاده از الک لرزان

- استفاده از Hydrocyclones  و Centrifuges

- اضافه نمودن آب به سیستم:

می‌توان با اضافه شدن ذرات جامد در حین حفاری به گل و اضافه نمودن آب به سیستم و بیرون ریختن حجم معین، درصد ذرات جامد در گل را کنترل کرد.

این روش مخصوصاً در اوایل شروع حفاری و کمیتهای پائین کاربرد دارد. در این روش می‌توان از سیستم باز (یعنی اضافه نمودن آب از یک طرف و بیرون ریختن از سوی دیگر) و یا بصورت باز و بسته (یعنی اضافه نمودن آب و بیرون ریختن به اندازه آب اضافه شده) استفاده کرد.

این روش را می‌توان تا آنجا ادامه داد که حجم ذرات جامد بطور محسوسی افزایش یافته و برای تغییر در ساختار گل حفاری نیاز به مواد مفید دیگری احساس شود در این صورت باید گل موجود در سیستم را بیرون ریخته و مخازن جهت استفاده از سیال مناسب شسته شود.

- ته نشین کردن مواد جامد:

ته‌نشین کردن یکی از روش‌های متداول در حذف ذرات جامد معلق در سیالات می‌باشد.

ته‌نشینی به قطر، اندازه، وزن مخصوص و سرعت سیال بستگی دارد.

بطور معمول اگر مقدار ذرات جامد در گل کمتر از ده درصد باشد (گلهای سبک وزن) می‌توان جهت ته‌نشینی آنها در یک مخزن که حالت سکون در آن رعایت شود (بدون هم‌زن و تفنگی) اقدام کرد. در این حالت ذرات با اندازه‌های بالای 100 میکرون می‌توانند بصورت آزاد سقوط کرده و از سیستم خارج شوند.

اندازه توری

اندازه ذرات به میکرون

طبقه‌بندی ذرات

10

بیشتر از 2000

coarse

60

2000-250

Intermedia

200

250-74

medium

325

74-44

fine

-

44-20

ultrafine

-

2 میکرون یا کمتر از 2 میکرون

colloid

 

از جدول فوق می‌توان نتیجه گرفت که بیرون ریختن مواد کلوئیدی از سیستم گل بسیار مشکل و تا حدودی غیرممکن است.

- استفاده از الک لرزان:

در این روش با استفاده از ارتعاشی که به توریها (vibration Screen) داده می‌شود می‌توان در جهت تصفیه گل از ذرات جامد اقدام کرد. تعیین اندازه توری (Screen Mesh) براساس اندازه ذرات جامد در گل و سرعت حفاری امکان‌پذیر است هرچه ذرات بزرگتر باشند از توری‌هایی با سوراخ های درشت‌تر و هرچه ذرات کوچکتر باشند از توری‌هایی با سوراخ های ریزتر استفاده می‌شود.

امروزه الکهای لرزانی ساخته شده است که توانایی حجم ورودی زیادی از گل را دارند. از نقاط بسیار مثبت این نوع الکهای لرزان در به حداقل رساندن توجه به سرعت حفاری در انتخاب اندازه توری می‌باشد. الکهای لرزان فوق به شما این اجازه را می‌دهند که در هر سرعت حفاری با انتخاب ریزترین توری‌های ممکن در جهت حذف مواد غیرمفید با کمترین وقفه در عملیات حفاری اقدام کنید.

 

 

 

 

 

 

 

- استفاده از Centrifuges , Hydrocyclones:

Cyclone ظرف مخروطی شکلی است که قسمت انتهایی آن سوراخی جهت بیرون ریز مواد (UNDER Flow) تعبیه شده است.

تصفیه ذرات جامد بوسیله centrifuges و Hydrocyclone با استفاده از نیروی گریز از مرکز، میزان تصفیه گل را نسبت به روش ته‌نشینی (براساس وزن مخصوص خود ذرات) بیشتر می‌کند. این روش از قانون مشهور فیزیکی استوکس تبعیت می‌کند اگر گل در وضعیت متحرک قرار بگیرد ژل آن شکسته شده و ذرات به تبع قانون استوکس ته‌نشین می‌گردند. زمانی که ذره در آب با سرعت ثابتی رسوب کند این سرعت به نام سرعت سقوط نامیده می‌شود در چنین حالتی نیروی مقاومتی که از طرف آب بر ذره واد شده و از رسوبگذاری آن جلوگیری می‌کند با نیروی جاذبه که در جهت مخالف عمل می‌کند برابر است. بنابراین ذره از روی سرعت اولیه خود با سرعتی ثابت شروع به سقوط می‌کند.

در واقع سرعت سقوط یک ذره به قطر ذره، وزن مخصوص ذره و وزن مخصوص مایع بستگی دارد هرچه قطر ذره و وزن مخصوص آن زیاد باشد سرعت سقوط آن نیز بیشتر خواهد بود. فرمول ریاضی قانون استوکس به صورت زیر است:

 

وزن مخصوص ذرات جامد          سرعت ته‌نشینی برحسب

وزن مخصوص مایع               سرعت جاذبه برحسب    

گرانروی مایع (سانتی‌پوآز-cp) =H               قطر ذرات جامد برحسب  

 

از این معادله می‌توان به نتایج زیر دست یافت:

هرچه اختلاف بین وزن ذرات جامد و وزن مایع () بیشتر باشد سرعت ته‌نشینی ذرات بیشتر خواهد بود.

هرچه قطر ذرات (ds) بیشتر باشد سرعت ته‌نشینی بیشتر است و هرچه گرانروی مایع کمتر باشد ته‌نشینی مواد سریعتر صورت می‌پذیرد همچنین اگر نیروی وارد بر ذرات (G نیروی جاذبه) بوسیله نیروی مکانیکی بیشتر شود به تناسب آن سرعت ته‌نشینی ذرات بیشتر می‌گردد.

مشاهدات عملیاتی تائید می‌کند که گل با غلظت کم وقتی که با جریان آرام همراه شود باعث تسریع در ته‌نشین شدن ذرات جامد بزرگتر و یا سنگین‌تر می گردد بنابراین حذف ذرات حفاری شده به روش ته‌نشین و یا نیروی گریز از مرکز کاربردی و به صرفه است.

ولی چنانچه گل حاوی ذرات باریت باشد این ماده نیز می‌تواند همراه با ذرات حفاری شده (silt , sand) ته‌نشین گردد. تنها راهی که می‌توان باریت را از بقیه ذرات جامد جدا کرد این است که ذرات باریت بصورت یکنواخت دارای اندازه متفاوتی با اندازه ذرات جامد دیگر داشته باشند.

قانون استوکس نشان‌دهنده آن است که ذرات با وزنهای مختلف و اندازه‌های متفاوت با حجم مشابه دارای میزان ته‌نشین ثابت هستند برای مثال یک ذره sand و یا silt با SG حدود 2.6 که نزدیک به 1.5 برابر بزرگتر از ذرات باریت با وزن مخصوص 4.2 باشد با سرعت مشابهی رسوب می‌کند.                   (3.9=2.6×1.5)

بدین دلیل این ته‌نشینی در مخازن و یا دستگاه‌های هیدروسکلون و سانترفیوژ بطور صحیح و کامل صورت نخواهد گرفت. به عبارت دیگر جدا کردن ذرات silt با قطر 60 میکرون از ذرات باریت با قطر 40 میکرون غیرممکن به نظر می‌رسد.

بنابراین در هنگام استفاده از روش‌های تصفیه فوق باید به اضافه نمودن مواد جامد مفید به سیستم توجه کرد.

اصولاً هر کدام از دستگاه‌های کنترل مواد جامد گل برای نگه داشتن مقدار ذرات جامد حفاری شده درون گل در حد مطلوب و سطح قابل قبول طراحی شده‌اند. این دستگاه‌ها برای جدا کردن ذرات با اندازه‌های معین ساخته شده و ترکیب کردن چند دستگاه کنترل مواد جامد متناسب با ذرات موجود در گل برای داشتن یک عملیات صحیح بسیار مهم است.

 

 

 

 

 

 

بطور معمول برای کنترل مناسب ذرات جامد گل باید مقدار هر یک از انواع مختلف ذرات جامدی که در گل وجود دارد را بدانیم.

مقدار تخمینی این ذرات جامد بوسیله آزمایش‌های معمولی که بر روی گل انجام می‌شود قابل شناسایی است.

اگر وزن مخصوص ذرات معلق در گل را به دو بخش سنگین وزن مانند باریت (2/4SG=) و ذرات سبک شامل ذرات حفاری شده و بنتونایت (SG=2.6) فرض کنیم برای محاسبه این مقادیر نیاز به وزن دقیق گل نتیجه Retort kit و تعیین مقدار کلراید گل داریم. معادله عمومی محاسبه درصد حجمی ذرات جامد با وزن کم (Low Gravity Solid) بصورت زیر می‌باشد (این ذرات مواد جامد حفر شده خواهند بود)

 

 = بصورت کسری از حجم        وزن مخصوص آب =

= بصورت کسری از حجم         وزن مخصوص روغن = So

وزن گل برحسب

اگر گل آب نمکی باشد وزن مخصوص واقعی آب نمک باید در معادله بالا قرار گیرد. وزن مخصوص نفت دیزل حدود 0.84 می‌باشد. اگر وزن مخصوص دقیق ذرات جامد مشخص باشد مقدار صحیح آنها باید در معادله بالا قرار داده شود برای مثال وزن مخصوص ذرات لایمستون حدود 2.8 است اگر ذرات جامد درون گل عمدتاً لایمستون باشد عدد 2.8 باید در معادله بالا به جای عدد 2.6 قرار گیرد.

اگر گل از آب شیرین تشکیل شده و حاوی هیچ‌گونه نفتی نباشد معادله بالا می‌تواند بصورت زیر ساده شود.

 

درصد بدست آمده از ریتورت را بصورت عدد صحیح می‌نویسیم = Solids

    وزن برحسب  در این فرمول محاسبه می‌شود = M.W

برای تشخیص صحیح درصد مواد جامد درون گل باید مقدار نسبی نیتونایت و ذرات حفاری شده با کیفیت پائین (Low quality) که باعث تشکیل کسر L.GS می‌شود را بدانیم.

از آنجا که انواع مختلف ذرات جامد دارای ظرفیت کاتیونی مختلف هستند می‌توان فرق بین بنتونایت و دیگر ذرات با وزن حجمی پائین را بوسیله آزمایش متیلن بلو مشخص کرد. ظرفیت متیلن بلودرگل میانگین ظرفیت تعویض کاتیونی (CEC) ذرات جامد در گل را نشان می‌دهد اگر ما ظرفیت تعویض کاتیونی بنتونایت و دیگر ذرات جامد حفاری شده را بدانیم می‌توانیم محاسبه کنیم که از هر کدام چه مقدار در L.G.Fraction گل وجود دارد.

بطور میانگین اندازه ظرفیت تعویض کاتیونی ذرات شیل و یا رس (Low quality)  بنتونایت می‌باشد با این پیش فرض می‌توان بنتونایت را از معادله زیر بدست آورد.

 

 

 

در این فرمول %LGS شامل درصد مواد جامد حفر شده و بنتونایت می‌باشد.

درصد حجمی موادی که دارای وزن مخصوص 2.6 هستند را می‌توان با ضرب دو عدد 9.1 به پوندیر بشکه  تبدیل کرد.

درصد حجمی باریت که دارای وزن مخصوص 4.2 می‌باشد را می‌توان با ضرب دو عدد 14.875 به پوند بر بشکه  تبدیل کرد.

بوسیله منحنی‌های موجود می‌توان بصورت بصری این معادلات را حل کرد.

نمودار شماره 1 برای حل کردن معادلات ساده شده با پیش فرض آب شیرین و بدون نفت طراحی شده است.

اگر گل دارای آب نمک باشد درصد L.G.S مشخص شده بیش از مقدار واقعی موجود در گل می‌باشد. برای بدست آوردن این اختلاف و تصحیح آن می‌توان از نمودار شماره 2 استفاده کرد.

این نمودار مقدار درصد L.G.S که باید از مقدار مشخص شده در منحنی 1 کم شود را نشان می‌دهد.

اگر گل حاوی روغن باشد نمودار شماره 3 مقدار درصد L.G.S را که باید از مقدار واقعی کم شود تا جواب صحیح (با وجود روغن در گل ) بدست آید را نشان می‌دهد.

وقتی که مقدار L.G.S صحیح مشخص شد درصد بنتونایت نیز بصورت تخمینی از نمودار شماره 4 بدست می‌اید.

درصد کل جامدات معلق در گل با تفریق مقدار تصحیح شده درصد L.G.S از نمودار 3 و 4 و درصد مواد جامد از طریق Retort kit بدست می‌آید.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

در گلهای سبک که فقط حاوی L.G.S می‌باشند مشخص کردن درصد حجمی ذرات جامد بسیار ساده است زیرا فقط نیاز به وزن گل، شوری و مقدار نفت در گل دارد تا محاسبات انجام گیرد معادله زیر بطور کلی در گلهای سبک وزن کاربرد دارد.

 

 

این محاسبات می‌تواند تشخیص دقیق‌تری از درصد ذرات جامد در مقایسه با دستگاه Retort kit به ما بدهد تنها دلیل استفاده از Retort kit در گلهای سبک وزن می‌تواند بدست آوردن درصد نفت باشد.

اگر گل حاوی هیچ‌گونه نفت یا نمکی نباشد معادله کلی آن بصورت زیر است:

 

نمودار دیگری تهیه گردیده تا معادلات کلی گلهای سبک وزن را نشان دهد در این نمودار وزن مخصوص L.G.S برابر 2.6 و وزن مخصوص نفت 0.84 در نظر گرفته شده است.

برای استفاده از این نمودار باید تقاطع بین وزن گل و مقدار کلراید موجود در گل را پیدا کرده و درصد مواد جامد را از حاشیه سمت چپ آن قرائت کرد اگر گل حاوی روغن باشد نتیجه بدست آمده باید اصلاح گردد بر روی منحنی کوچک واقع در بالای صفحه تقاطع بین مقدار کلراید و درصد نفت را پیدا کرده و درصد اضافی ذرات جامد را در سمت چپ قرائت کنید این مقدار اضافی ذرات جامد باید به درصد ذرات جامد اصلی اضافه شود تا درصد کلی و تصحیح شده ذرات جامد بدست آید.

 

DRILING FLUIDS

تقسیم‌بندی‌های متفاوتی برای سیالات حفاری ذکر شده ولی شاید بتوان آنها را به سه گروه کلی بصورت زیر تقسیم کرد.

1) گلهای پایه آبی Water base fluids ……………………………………..

2) گلهای پایه روغنی  Oil base fluids ……………………………………….

3) گلهای هوازده Pneumotic fluids ………………………………………    

سیالات پایه آبی بخش وسیعی از سیالات حفاری را تشکیل می‌دهند آنها بطور معمول به آسانی ساخته شده و با هزینه کم درمان می‌گردند، همچنین قابل تغییر برای مبارزه با بسیاری از مشکلات حفاری می‌باشند.

در این کتاب سعی ما بر آن است که توجه خود را معطوف به سیالات پایه آبی کنیم، پس در ابتدا بطور اجمالی سیالات هوازده و روغنی را مرور کرده و سپس به بخش گلهای پایه آبی بطور مفصل‌تری می‌پردازیم.

 

   سیالات هوازده :                                                                                                                       )Pneumotic Fluids)      

 

در لایه‌هایی که پایداری آنها کم بوده و با جذب آب ریزش می‌کنند از گلهای هوازده استفاده می‌شود از مزایای این نوع گلها می‌توان به بالا بردن سرعت حفاری، زیاد شدن عمر مته، کم بودن فشار H.P افزایش بازده و نهایتاً پائین آمدن مخارج حفاری اشاره کرد.

این نوع حفاری مشکلاتی را نیز با خود به همراه دارد که می‌توان به، احتمال فوران بدلیل کم بودن فشار H.P، گیر کردن لوله‌ها در مواقع Trip (که بطور نسبی گردش گل هوازده قطع و کنده‌ها ته نشین می‌شوند) ، گشادگی چاه و خطر آتش سوزی را  نام برد.

 

گلهای هوازده به 4 دسته تقسیم می‌شوند.

 

 
   

 

 

 

انواع گلهای هوازده

 

 

 

1) هوای خشک: اگر لایه های مورد حفاری کاملاً خشک و یا مقدار جریان آب کم باشد از جریان قوی و پرفشار هوا برای حفاری استفاده می‌شود که این حالت را حفاری خشک گویند.

در این حالت کنده‌ها بصورت گرد و خاک به سطح می‌رسند که در این وضعیت مناسب‌ترین سرعت حفر، حاصل می‌شود و این بهترین وضعیت اقتصادی را دارد.

2) هوای مرطوب: اگر لایه های مورد حفاری کاملاً خشک نبوده و جریان آب در آنها وجود داشته باشد به هوا، مخلوط آب و کف اضافه می‌کنند که آن را هوای مرطوب گویند.

در این حالت کنده‌ها بصورت مرطوب به سطح می‌رسند. در حفاری با هوای خشک معمولاً فشار PSI 200 بوده لیکن در حفاری با هوای مرطوب فشار PSI 350 و گاهی بیشتر لازم است. مخصوصاً در موقع Trip ممکن است آب زیادی در چاه جمع شود که برای خارج کردن آن از چاه فشاری بیش از PSI 1000 لازم است.

3) حفاری با کف غلیظ یا فشرده: کف فشرده امولسیونی است که هوا در آن بصورت یک عنصر پایدار همراه با مواد کف‌زا و پایدارکننده در آمده که شبیه خمیر ریش می‌باشد و بخاطر مصرف مواد پایدارکننده در فضای حلقوی تحت فشار و حرارت چاه، امولسیون آن شکسته نمی‌شود.

برای ساخت کف غلیظ یا فشرده از آب، بنتونایت، کربنات سدیم، کاستیک، دریسپاک و کف صابون استفاده می‌شود.

4) گل هوازده: در حفاری با گل هوازده هم هوا و هم گل مورد استفاده قرار می‌گیرد. اهداف اصلی از هوا زدن به گل را می‌توان تمیز کردن چاه ، سبک کردن وزن ستون گل بازگشتی در درون فضای حلقوی ( در جاهائی که گم شدن گل در لایه‌ها استفاده از گل را گران می‌کند ) دانست.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

سیالات پایه روغنی :  "Oil Base Fluids"

اصولاً وقتی از گلهای روغنی صحبت می‌کنیم قصد امتزاج دو مایع غیرهمگن مانند آب و روغن را داریم این کار بسادگی امکان‌پذیر نیست مگر از ماده‌ای بنام امولسی فایر جهت پیوند این دو فاز غیرمتجانس استفاده کنیم.

آمولسی فایرها موادی صابونی یا اسیدهای چرب هستند که در زنجیره مولکولی آنها یک سر قطبی و یک سر غیرقطبی دارند و باعث اتصال بین دو فاز ناهمگن مانند روغن و آب می‌شوند (سرقطبی در آب و سر غیرقطبی در روغن)

اگر از امولسی فایری استفاده شود که حلالیت طرف قطبی آن بیشتر باشد ، باعث شده قطرات روغن به عنوان فاز پراکنده به راحتی در داخل فاز پیوسته قرار گیرد ، در این صورت به آن Emulsion Mud Oil گویند ولی چنانچه حلالیت طرف غیرقطبی آن بیشتر بوده در آن صورت روغن، فاز پیوسته و آب، فاز پراکنده خواهد بود و گلهای Invert Oil Mud را تشکیل می‌دهند.

این سیالات جهت مبارزه با مشکلات شیل ها و بهبود پایداری چاه استفاده می‌شوند همچنین کاربرد زیادی در چاههای خیلی کج دارند زیرا باعث روانکاری و قابلیت ممانعت از هیدراته شدن رسها می‌گردند این سیالات همچنین در شرایط خاص چاه مانند دما و فشار بالا جهت جلوگیری از صدمه به سازنده مورد استفاده قرار می گیرد.

دلیل دیگر برای استفاده از سیالات پایه روغنی مقاومت بالای آنها در برابر آلودگیهایی از قبیل انیدریت، نمک و گازهای  می‌باشد.

گران‌ شدن انرژی و بالا رفتن ارزش مواد هیدروکربنی مانند گازوئیل ساخت این سیالات را پر هزینه کرده است (یکی از دلایل جهت تجدیدنظر در استفاده از این گلها) اما از آنجا که گل روغنی قابل تصفیه و بازیابی است و در چاههای مختلف می‌توان از آن استفاده کرد. با وجود گرانی انرژی هنوز مقرون به صرفه است.

ولی امروزه به دلایل مسائل زیست محیطی که در اولویت بسیاری از کشورهای جهان قرار گرفته استفاده از این سیالات با ممنوعیت‌های شدیدی روبرو شده است. به همین دلیل شرکتهای نفتی در پی یافتن راه‌حلی وقت خود را صرف ساخت انواع گلهای پایه آبی کرده‌اند تا بتوانند با توجه به ارزان شدن ساخت گل، ضررهای زیست محیطی را به حداقل کاهش دهند.

آنها در پی ساختن گلهایی هستند که در مقابل سازنده‌های فعالی چون شیل ها و رسها و یا کج بودن چاه توانایی‌های لازم و کافی را داشته باشند. براین اساس این کتاب قصد دارد گلهای پایه آبی را در حد بضاعت خود توضیح داده و توانایی آنها را برای مبارزه با بسیاری از مشکلات حفاری شرح دهد.

 

Water Base Mud    سیالات پایه آبی :  

 

سیالات پایه آبی بخش وسیعی از سیالات حفاری را تشکیل می‌دهند آنها بطور معمول به آسانی ساخته شده و با هزینه کم درمان می‌گردند همچنین با افزودن موادی قابلیت مبارزه با بسیاری از مشکلات حفاری را می‌یابند برای بهتر فهمیدن سیالات پایه آبی آنها را به دو گروه اصلی تقسیم می‌کنند.

              سیالات غیر بازدارنده Non-Inhibitive

سیالات پایه آبی

              سیالات بازدارنده و پالیمری   Inhibitive & Polymer

 

سیالات غیر بازدارنده شامل سیالاتی هستند که توانایی مبارزه با سازندهای فعال را نداشته و اصولاً از آب با اضافه نمودن بنتونایت و موادی جهت افزایش PH همراه هستند.

آب، گل‌های طبیعی که در حین حفاری با کنده‌های حفره شده ساخته می‌شوند و گلهای بنتونایتی از این دسته می‌باشند.

اصولاً تا زمانی که خواص رئولوژی گل جهت حفاری زیاد مهم نبوده و پخش شدن مواد سازند، صدمه‌ای به ادامه حفاری و تجهیزات سطحی نمی‌زند می‌توان با Dilution به درمان این نوع گلها پرداخت.

رسیدن به Y.P مناسب یعنی بالاتر از 10 باعث کمترین صدمه به تجهیزات سطحی مخصوصاً پمپهای گل می‌شود در این بین نقش دستگاه‌های تصویه مانند desander، desilter،  centrifugeو shaker جهت تسویه و بهسازی گل را نباید فراموش کرد. تعیین اندازه های مناسب توری جهت الک لرزان برای تسویه گل از solids در تمام مراحل حفاری بسیار مهم می‌باشد. همچنین پمپ کردن pill بنتونایتی بطور متناوب جهت تمیز کردن چاه بسیار مهم و حیاتی است، هرچه متراژ حفاری در ساعت افزایش یابد به تعداد دفعات پمپاژ pill نیز باید افزوده شود.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- وظایف گل حفاری و موارد مهم انتخاب آن:

وظایف متعددی برای یک سیال حفاری در نظر گرفته شده است. کنترل فشارهای زیرزمینی، بالا آوردن کنده‌ها و پایداری چاه از مهمترین وظایف یک سیال حفاری می‌باشد.

از دیگر وظایف یک سیال حفاری می‌توان به روانکاری مته و رشته حفاری، انتقال نیروی هیدرولیک به مته، کمک به گرفتن اطلاعات زمین‌شناسی توسط کنده‌های انتقال یافته به سطح، خنک کردن مته، تحمل وزن لوله‌ها و کمک به عملیات نمودارگیری را نام برد.

ولی یک سیال مناسب به جزء وظایفی که دارد باید دارای مزایایی باشد تا بتوان جهت حفاری یک سازند از آن بهره‌مند شد از جمله مهمترین این مزایا می‌توان به کاهش صدمات وارده به سازند، کاهش خوردگی، به حداقل رساندن هرز روی، کاهش گیر لوله‌ها، کاهش افت فشار، بالا بردن میزان حفاری، کاهش صدمات زیست محیطی و بهبود ایمنی محیط کار اشاره کرد. با این مزایا می‌توان در انتخاب یک سیال جهت حفاری یک سازند مشخص،  براساس موارد زیر پرداخت:

الف) هزینه: هزینه ساخت، نگهداری و درمان سیال باید از لحاظ اقتصادی به صرفه باشد.

ب) کاربرد و انتخاب صحیح: یک سیال باید کاملاً کاربردی بوده و با عملکردی مناسب با کمترین هزینه، کمترین خسارت را به چاه وارد کند و همچنین انتخابی صحیح برای نوع سازند حفاری باشد.

ج) تدارکات و تامین مواد: تدارکات جهت ساخت سیال و تامین مواد آن به سهولت و آسانی انجام پذیرد.

د) حفظ محیط زیست و ایمنی: به حداقل رساندن ضررهای زیست‌محیطی در انتخاب یک سیال باید لحاظ شود. مواد نباید خطرات ایمنی جبران‌ناپذیر به بار آورند.

با توجه به موارد فوق می‌توان یک سیال مناسب، با صرفه اقتصادی که کمترین خسارت را به سازند حفره شده و محیط زیست بزند، انتخاب کرد.

 

 

 

«سیالات بازدارنده و پالیمری» "Inhibitive & Polymer Fluids"

 

سیالات بازدارنده، سیالاتی هستند که بطور قابل ملاحظه‌ای، آب‌گیری و تورم رسهای فعال و شیلها را بواسطه یونهایی که دارند کند می‌نمایند و با اضافه کردن پالیمرهای متفاوت می‌توان توان آنها را درمبارزه با رسها و شیلها چندین برابر کرده به شکلی که از آبگیری رسها و شیلها و پراکندگی و انتشار آنها جلوگیری کنند.

پلیمرها می‌توانند به عنوان مواد گرانروی زا، کنترل  آبدهی گل و و مواد ضد کلوخه‌ای ذرات و یا تشکیل پوشش بدور ذرات "encapsulate" استفاده شوند. مقاومت گلهای پالیمری در برابر حرارت تا محدوده  می‌تواند عمل کند.

 ذرات سالید یکی از بزرگترین عواملی است که از اجرای یک سیستم گل پالیمری به صرفه جلوگیری می‌کند.

سیالات باز دارنده بواسطه یونی که در آنها بکار رفته به سه گروه تقسیم می‌شوند:

الف) سیالات پایه سدیمی   Salt Based Mods

ب) سیالات پایه کلسیمی         Calcium Based Muds

ج) سیالات پایه پتاسیمی        Potassium Based Muds

سیالات بازدارنده نمکی از سدیم کلراید جهت رسیدن به یون مورد لزومشان استفاده می‌کنند.

سیالات بازدارنده پایه کلسیمی ازCa(OH)2 یا ژیپس و سیالات بازدارنده پایه پتاسیمی از  و یا دیگر مواد پایه پتاسیمی استفاده می‌کنند.

 

 

 

 

 

 

 

گلهای پایه نمکی :  "Salt Base Muds"

 

گلهای پایه آبی غیر نمکی معمولأ تا بالای سازندهای نمکی برای حفاری مورد استفاده قرار میگیرند. پیش از آنکه وارد سازند نمکی شویم، تغییر سیستم سیال به نمکی ضروری میباشد.

ولی قبل از بیان سیالات نمکی تذکر دو مطلب لازم است:

1) هرجا صحبت از نمک شود منظور نمک طعام یا همان کلراید سدیم می باشد ، مگر غیر از آن عنوان شود.

2) یکی از اصطلاحاتی که ما را به اشتباه می اندازد، بحث  PPM (قسمت در میلیون) و Mg/Lit (میلی گرم بر لیتر) است.

PPM نمایانگر یک نوع اندازه گیری نسبت وزنی بوده در صورتیکه میلی گرم بر لیتر مشخص کننده نسبت وزن بر حجم میباشد. در حقیقت میلی گرم بر لیتر همان Salinity (شوراب) بوده در صورتیکه PPM غلظت و یا همان وزن ماده حل شده بر وزن محلول میباشد، و چنانچه Salinity را بر S.G شوراب تقسیم کنیم، PPM  بدست می آید.

لازم بذکر است که آزمایشات متداول بر روی سیالات حفاری بر اساس وزن بر حجم بوده و به این دلیل باید از میلی گرم بر لیتر در گزارشات استفاده کرد.

گلهای پایه نمکی سیالاتی هستند که حاوی مقادیر مختلف کلراید سدیم بوده و از محدوده mg/Lit 10000 شروع شده و تا حد اشباع محدوده mg/Lit 315000 ادامه می‌یابد. براین اساس این نوع گلها را می‌توان به سه دسته به قرار زیر تقسیم‌بندی کرد.

1) Brackish – water muds  (10000-25000 mg/Lit NaCl)

2) Salt water muds         (25000-315000 mg/Lit NaCl)

3) Saturated salt muds  (315000 mg/Lit NaCl)

 

سیالات Saturated جهت جلوگیری از گشادی چاه زمانی که با سازندهای نمکی روبرو هستیم مورد استفاده قرار می‌گیرند. نمک به دلیل inhibitive بودن توانایی جلوگیری از فعالیت (آبگیری)  رسها و شیلها را دارا می‌باشد بنابراین این نوع سیال می‌تواند تا حدودی از پراکندگی ذرات جلوگیری کند.

همچنین نمک قابلیت تأمین افزایش وزنی تقریبأ برابر با  pcf 12  را داراست که بدلیل وفور این ماده در کشورمان، این افزایش وزن از نظر هزینه بسیار به صرفه است. اصولأ با کنترل مقدار درصد حجمی ذرات جامد و رقیق سازی با آب نمک و درمان شیمیایی میتوان براحتی از مشکلات این سیال مانند بالا رفتن غیر معقول گرانروی جلوگیری کرد. ولی این تا زمانیست که وزن گل در محدوده  pcf 90  باشد. از این محدوده تا محدوده  pcf 150  و بالاتر بدلیل افزایش مواد جامد مورد استفاده، درمان مشکلتر خواهد شد. زیرا این گلها عمومأ Y.P  و G.S  بالایی دارند. اگر چه G.S آنها پایدار نیست ولی با افزایش وزن که با خود افزایش درصد مواد جامد را به همراه دارد، با کوچکترین مشکل، خواص رئولوژی آنها دستخوش تغییرات بسیار زیادی میشود.

جدول زیر نمونه خواص گلهای سبک در محدوده 80 تا 95 پی سی اف  را نشان میدهد.

 

Filtration

 

Gel (10 sec/10 min)

 

YP

 

PV

cps

Density

(pcf)

8-12

 

12-15

8-12

80

6-8

 

14-18

12-18

95

 

برای ساخت این نوع گل ها میتوان از انواع آبها از جمله آب دریا، آبهای رودخانه ای و آبهای سطحی استفاده کرد.

گل نمکی اشباع شده حاوی 192000 میلی گرم در لیتر کلراید ( 315000 میلی گرم در لیتر کلراید سدیم) می باشد. وقتی که دمای گل بالا رود، نمک قابلیت انحلال بیشتری پیدا کرده و این بدان معناست که سیال اشباع شده در دمای سطح، در حرارت ته چاه نمیتواند اشباع باشد و در سازندهای نمکی با افزایش دما و بالا رفتن قابلیت انحلال نمک، باعث ریزش سازند بدرون چاه می شود.

یکی دیگر از موارد بسیار مهم در بحث گلهای نمکی کنترل PH  است. این گل ها برای عملکرد بهتر خود نیاز به PH بالا دارند. گل های نمکی اشباع شده برای نگه داشتن PH در محدوده بالا، بیش از گلهای پایه آبی غیر نمکی نیاز به مواد بالا برنده PH دارند.

 PH این نوع گلها را میتوان تا محدوده 11 نیز افزایش داد.

نگه داشتن PH در محدوده بالای 10 ، چندین مزایا دارد که از آن جمله میتوان موارد زیر اشاره کرد :

1)  خاصیت ضد کلوخه ای مؤثرتر عمل میکند.

2)  بالا بودن PH عامل مؤثری در جلوگیری از خوردگی فلزات می باشد.

3) با کم شدن انحلال کلسیم و منیزیم مقدار کمتری از مواد کنترل F.L مورد نیاز است.

4)  تشکیل کف روی گل کم میشود.

یکی از مشخصات سیالات نمکی کف کردن آنها میباشد. عامل کف اکسیژن (O2) و دی اکسید کربن (CO2) درون سیال بوده که منبع آن میتواند سازند و یا تجزیه باکتریالی افزایه های سیال باشد.

کف کردن سطح گل بطور کلی مشکلی ایجاد نمیکند، مگر اینکه با همزدن توسط همزنها مقدار کف بیشتر گردد. مقدار کف بعضی اوقات ممکن است با افزایش آلکالینیتی گل (PM) کاهش یابد.

همچنین با افزودن بنتونایت پری هایدریت به گل میتوان در کاهش کف کمک کرد. در موارد شدید ممکن است به یک ماده ضد کف نیاز پیدا کنیم.

گلهای نمکی بطور طبیعی در اثر حفاری سازند و آب مورد استفاده جهت ساخت گل، حاوی کلسیم محلول می باشند.

در این بین یون سدیم از نمک، بواسطه تعویض یونی با یون کلسیم موجود بر روی ذرات رسی، باعث آزاد سازی و افزایش یون کلسیم  میشود. بطور کلی وجود یون کلسیم اثر زیان آوری برای گل ندارد مگر مواقعی که PH از 5/11 بالاتر رفته که در اینصورت کنترل F.L مشکل خواهد شد.

تحمل دمایی گلهای نمکی حدودأ 250 درجه فارانهایت بوده که این مشخصه بستگی به نوع مواد کنترل F.L دارد.  Ca++وMg++  در مواقعی که از استارچ استفاده میشود، اثر زیان آوری برای F.L ندارد، ولی در زمان استفاده از پالیمرهایی مانند PAC سختی گل باید کنترل شود.

 

 

 

 

افزودنیهای عمده گلهای پایه نمکی

عملکرد

غلظت بر حسب Lb/Bbl

مواد افزودنی

Viscosity

Filtration control

10 - 25

Bentonite

Filtration control

4 - 6

starch

Alkalinity control

1 – 4

Caustic soda

Calcium Removal

1 – 3

Soda Ash

Viscosity

Filtraion control

0.25 – 1.5

PAC

Weight material

Inhibition

125

Salt

 

اتاپل گایت :    ATTAPULGITE

نوعی رس که در گلهای پایه نمکی بخوبی هیدراته شده و گرانروی مناسب ایجاد میکند. این ماده تحت تأثیر کلرایدها و کلسیم قرار نمیگیرد و بعلت ساختار مولکولی خود -که بصورت توده های سوزنی شکل میباشد- نمیتواند باعث کنترل آبدهی گل شود.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

استارچ: این ماده رایج ترین ماده کنترل آبدهی در گلهای نمکی اشباع می باشند. این ماده با سختی بالا (2000 تا 3000 میلی گرم در لیتر) نیز کارآیی دارد و رئولوژی گل را تحت تأثیر آنچنانی قرار نمیدهد مگر اینکه ذرات جامد حفاری شده از محدوده قابل قبول بیشتر شود.

استارچ دارای محدودیت دمایی تا 250 درجه فارانهایت را دارد. تا زمانیکه سیستم اشباع از نمک و PH بالای 11 باشد، این ماده تخمیر نخواهد شد. جهت جلوگیری از تخمیر استارچ در PH کمتر از 11 میتوان از مواد محافظت کننده مانند بیوساید (Biocide) استفاده کرد.

 

کاستیک سودا: برای بالا بردن آلکالینیتی گل مورد استفاده قرار میگیرد. PH در محدوده 9 تا 11 برای جلوگیری از ایجاد خوردگی درون رشته حفاری همچنین تخمیر شدن استارچ لازم است گلهای نمکی اشباع معمولأ نیازمند مقدار زیادی کاستیک هستند تا PH را بالا نگه دارند، زیرا تعویض یونی سدیم بر روی ذرات رس باعث آزاد کردن یون هیدروژن شده که باعث پایین آمدن PH میگردد.

 

سودااش: برای رسوب دادن سختی گل بکار میرود تا موادی که به کلسیم حساسیت دارند مانند PAC بتوانند بطور مؤثر کارآیی داشته باشند مقدار سودااش مورد نیاز بستگی به مقدار کلسیم محلول در سیستم دارد مقدار سختی کل گل باید بررسی شود تا بتوان مقدار کلسیم موجود در گل را مشخص نمود و از بیش درمانی جلوگیری کرد.(Over treating)

سودااش زیادی باعث ژل گل میشود. بکار بردن سودااش زمانیکه از آب سخت و شور بطور مکرر برای ساخت گل حفاری استفاده میگردد، موجه نیست.

 

Polyanionic Cellulose – PAC : این ماده جهت کنترل آبدهی و ایجاد گرانروی بکار می رود. این ماده در شرایطی که سختی زیر 400 میلی گرم در لیتر و مقدار L.G.S کمتر از 6% حجمی باشد کارآیی مؤثر دارد. اگر گرانروی زیادی برای گل نیاز نباشد میتوان از PAC-LV برای کنترل آبدهی استفاده کرد.

 

 

آلودگی‌ها و راه‌های درمان گلهای نمکی

راه‌های درمان

نشانه‌ها

راه‌های درمان

بالا رفتن مواد جامد

افزایش YP , PV, G.S , F.L , MBT   و کف زیاد

رقیق‌سازی- استفاده از دستگاههای کنترل مواد جامد

فوران آب نمک

کاهش YP , PV, G.S – افزایش F.L   - امکان کاهش کلراید و وزن گل

افزایش وزن جهت کنترل فوران – افزایش سالینیتی – پس از تثبیت خواص رئولوژی افزودن مواد کنترل آبدهی گل

سیمان

افزایش YP , PV, G.S , F.L

افزایش   

- امکان افزایش کلسیم

افزودن بیکربنات و کربنات سدیم و همچنین SAPP برای درمان سیمان – رقیق سازی سیستم ، افزایش مواد ضد کلوخه ای جهت تنظیم خواص رئولوژی مخصوصأ در گلهای کم سالید – اضافه نمودن استارچ جهت کاهش F.L – استفاده از دستگاههای کنترل ذرات جامد

کربنات

افزایش YP , G.S  

- حساس شدن رئولوژی گل

- ضخیم شدن گل ته چاه بعد از TRIP

بالا بردن PH تا 7/10 جهت تبدیل بیکربنات به کربنات – افزودن آهک جهت رسوب دادن یون کربنات

 

 

درمان کربناتها : محدوده عمومی برای کربناتها در سیالات حفاری بین 1200 تا 2400 میلی گرم در لیتر می باشد. ممکن است بعضی از سیالات با مقادیر بیشتر یا کمتر نیز سازگاری داشته باشند. غلظت قابل قبول کربناتها در سیالات حفاری همیشه بستگی به غلظت ذرات جامد ، دما و غلظت مواد شیمیایی موجود در گل دارد.

اگر مشخص شود که مشکلات رئولوژی و فیلتراسیون مربوط به یون کربنات است، روش حل این مشکل افزودن کاتیون کلسیم جهت تشکیل رسوب کربنات کلسیم است. یکی از منابع تأمین کاتیون کلسیم ، آهک میباشد.

لازم بذکر است که افزایش آهک به گل باعث بالا رفتن PH خواهد شد. در چنین حالتی نباید برای کاهش PH از لیگنایتها استفاده کرد، زیرا این ماده با آهک واکنش داده و مزاحم انجام واکنشهای مورد نیاز جهت رسوب دادن کربنات میگردد.

باید توجه داشت که نیازی نیست تمام کربناتهای موجود در گل را رسوب دهیم، بلکه با رسیدن کربناتها به مقدار 1000 تا 1200 میلی گرم در لیتر باید درمان را متوقف کنیم.

Co3 + HCo3 + 2 Ca(OH)2        2 CaCo3 + H2O + 3OH

 

وقتی مشکل کربناتی وجود داشته باشد کلسیم موجود در فیلتراسیون ممکن است باعث رفع مشکل نگردد.

تست آلکالینیتی جهت مشخص کردن کربنات و بیکربنات و یون هیدروکسیل در سیال مورد استفاده قرار میگیرد. هر چه مقدار آلکالینیتی بیشتر شود خوردگی فلزات کمتر میگردد و زمانیکه PF برابر با یک و یا بیشتر از یک شود، درصد کف روی گل کمتر خواهد شد. (گلهای پایه نمکی اشباع).

آلودگی کربناته ممکن است از منابع زیر بوجود آید:

1) بیش درمانی با سودااش یا بی کربنات سدیم جهت رسوب دادن یون کلسیم و یا آلودگی سیمان

2)  تجزیه گاز دی اکسید کربن در اثر مواد هیدروکربناتی موجود در سازند

3)  تجزیه باکتریالی مواد مورد استفاده در سیال در حین هم زدن گل

4)  هوا زدن پمپهای گل

Co2 + H2O           H2Co3                                 

 

H2Co3              H + HCo3             2 HCo

5) باریت آلوده


مشخصات شورآب در دمای 68 درجه فارانهایت

 

 

«سیالات پایه کلسیمی»  "Calcium Based Muds"

 

سیالات پایه کلسیمی قدرت بازدارندگی بالاتری نسبت به سیالات پایه نمکی دارند آنها بوسیله کاهش هیدراسیون رسها (کاهش آبگیری) مقاومت بالایی در مقابل آلودگی‌ها داشته و در برابر مقادیر مختلف Solids ثابت بوده ولی حجم بالای Solids خواص رئولوژی آنها را ناپایدار می‌سازد.

در این سیالات آلودگی‌هایی نظیر کلسیم و منیزیم تاثیری در عملکرد گل ندارد ولی یون کلراید عملکرد این گل را بطور قابل ملاحظه‌ای مورد تاثیر قرار می‌دهد.

غلظت بالای 100000 میلی‌گرم در لیتر کلراید باعث ایجاد محدودیت در عملکرد موثر سیال می‌شود همچنین وقتی که دمای ته چاهی از  بیشتر شود این سیالات بدلیل قابلیت تغلیظ در دمای بالا از حالت نرمال خارج می‌شوند.

سه گروه عمده گلهای پایه کلسیمی عبارتند از:

1) Lime mud

2) Lime / mor – rex mud

3) GYP Mud

1) گل آهکی   Lime mud

نوعی گل باز دارنده آهکی بوده که حداکثر تا دمای  قابل استفاده است. مزیت این نوع گلها قابلیت پذیرش ذرات جامد بالا می‌باشد.

با توجه به محدوده‌های مختلف آلکالینیتی و میزان آهک، این دسته گلهای کلسیمی به سه گروه تقسیم می‌شوند.

Lime mud classification Based on Alkalinity Ranges

High Lime

Intermediate

Low Lime

 

5-10

2-5

0.82

 

15-25

9-15

4.9

 

قابلیت انحلال کلسیم بین 120 تا 400 میلی‌گرم بر لیتر می‌باشد و باید با حساسیت زیادی به آن نگاه کرد بنابراین تست عصاره گل جهت کنترل آلکالینیتی () بسیار مهم است چون وقتی () رو به افزایش باشد نشان‌دهنده آن است که کلسیم کمتری وارد محلول می‌شود و انحلال کلسیم رو به افزایش است.

اگر میزان کلسیم قابل حل بدرستی کنترل نگردد خواص رئولوژی گل بالا رفته و شرایط نامناسبی حادث می‌گردد.

نگه داشتن PH بین 10.5 تا 12.5 باعث کاهش انحلال آهک می‌شود. برای این منظور می‌توان از کاستیک سودا (NaOH) و یا هیدروکسید پتاسیم (KOH) استفاده کرد. باید توجه داشت بالاترین میزان کلراید دراین گلها بین 40000 تا 50000 میلی‌گرم بر لیتر می‌باشد و نباید کلراید از این محدوده فراتر رود.

این گلها بطور کلی حاوی رسهای تجارتی، کاستیک سودا، مواد ضد کلوخه‌ای، آهک (به عنوان منبع کلسیم) و یک ماده کنترل آبدهی گل می‌باشد.

 


مواد عمده گل آهکی

عملکرد

غلظت بر حسب

افزودنیها

Viscosity

Filtration control

22-26

Bentonite

Deflocculant

2-6

Lignosulfonate

Inhibitive

Alkalinity control

2-10

Lime

Alkalinity control

Inhibitive

10.5-12.5

NaOH/KOH

Filtration control

2- 4

Lignite

Filtration control

3 - 4

starch

Filtration control

0.25-1.5

PAC

 

نمونه خواص گلهای پایه آهکی Low lime & High Lime

APi

F.L

Excess

Lime

 

PH

 

PM

GeLS

 

Y.P

 

PV

CPS

MW

PPG

6

12

1

2

10.5

12.5

1-2

5

10

0-2

0-4

6

10

15

18

Low

Lime

10.0

6

12

5

15

11.5

12.5

5-10

12

18

0-2

0-4

6

10

15

18

High

Lime

10.0

 

بطور تقریبی می‌توان حساب کرد که برای تامین فیلتریت آلکالینیتی () چه مقدار کاستیک باید به سیستم اضافه گردد. جدول زیر نمونه ای از محاسبه سرانگشتی کاستیک برای رسیدن به  مورد نظر میباشد.

   

1.0

1

3.0

2

5.0

3

7.0

4

 

 از مزایای این گل می‌توان به گرانروی و ژل پایین و همچنین مقاومت در برابر درصد بالای مواد جامد اشاره کرد. این موارد باعث شده تا بتوان وزن گل را به راحتی تا PPG 18 افزایش داد.

این سیستم گل بدلیل Inhibitive (بازدارنده) بودن، توانایی جلوگیری از هیدراکسیون رسهای فعال و شیلها را دارا می‌باشد همچنین در برابر آلودگی‌هایی نظیر سیمان و انیدرید و نمک (mg/Lit 50000) مقاوم می‌باشد.

اما این سیال در مواقعی که در معرض دمای  قرار بگیرد غلظت زیادی پیدا کرده و خواص رئولوژی مطلوب خود را از دست می‌دهد. در این حالت باید در ابتدا سعی کرد گرانروی را پائین آورد سپس برای تثبیت خواص رئولوژی از مواد ضد کلوخه‌ای (پالیمری) که توان دمایی بالاتر از  را دارا می‌باشند استفاده کرد.

 


آلودگیها و راه‌های درمان Lime muds

راه درمان

نشانه‌ها

آلودگیها

رقیق سازی زیاد-بهبود کیفیت دستگاه‌های کنترل مواد جامد

بالا رفتن P.V و Gel و درصد Solids در تست Retort

High

solids

احتمال وقوع جریان - پس افزایش وزن را مدنظر بگیرید - PH توسط کاستیک بالا برده شود و سپس خواص رئولوژی و F.L را توسط PAC و استارج کنترل کنید. اگر سازند نمکی بیشتری باید حفاری شود باید گل را از نمک اشباع کرد.

افزایش کلراید، Y.P، Gel و F.L کاهش  PH، PF و Pm

Salt / salt water

اضافه کردن آهک جهت کنترل Pm - اضافه کردن کاستیک جهت کنترل Pf - مقدار ذرات جامد باید در حداقل ممکن نگه داشته شود

افزایش Mf – ژل ده دقیقه - کاهش Pm و PH هنگام جریان CO2 و درمان آن با آهک ایجاد (CaCO3) می‌کند

Carbonates/

Co2/

Influx

(جریان به مقدار کم)

آزمایش مواد صورت گیرد.

بروشور مواد مطالعه شود

بالا رفتن مقدار مواد مصرفی - عدم ثبات در خواص گل

کیفیت بد مواد

اضافه کردن ضد کف غیر سمی

وجود کف بر روی مخازن

کف کردن گل

کاهش دادن (L.G.S)  - استفاده از لیگنوسولفنایت و مواد پالیمری با تحمل دمایی بالاتر از

اضافه شدن فشار جهت راه انداختن گل بعد از Trip بالا رفتن غلظت گل flowline

بالا رفتن ژل در اثر حرارت

 

(2     Lime / Mor – Rex Muds

این گلها مشابه گلهای آهکی هستند ولی از ماده MOR – REX که ماده‌ای ضد گلوخه‌ای و نوعی پلی ساکارید می‌باشد جهت برطرف نمودن مشکلات رئولوژی گل استفاده می‌شود.

MOR – REX نوعی تیتر غیرسمی بوده و ضد تجمع ذرات عمل می‌کند در این سیستم PH باید بین .511 تا 5.12 نگه داشته شود. برای این منظور از کاستیک سدیم و کاستیک پتاس استفاده می‌شود. کاستیک پتاس بدلیل داشتن یون پتاسیم عامل بازدارندگی نیز می‌باشد.

بدلیل استفاده از MOR-REX در این گل نیازی به لیگنوسولفونایت (عامل ضد کلوخه‌ای در گل آهکی) نیست و باید دانستن خواص رئولوژی در این گل نسبت به گل آهکی بالاتر می‌باشد.


آلودگیها و راه‌های درمان Lime muds

عملکرد

غلظت بر حسب lb/BbL

افزودنیها

Viscosity

Filtration control

/0-30

Bentonite

 

2-10

Lime

Deflocculant

2-5

MOR-REX

Filtration contpol

2-6

starch

Alkalinity control

Inhibition

11.5-12.5

NaoH/KOH

Filtration control

viscosity

0.25-1.25

PAC

Filtration control

2-10

Lignite

Hole stabilizer

Filtration control

2-8

Gilsonite

 

 

 

خواص گل Lime / MOR – REX:

این گل دارای کلسیم محلول بیشتر و همچنین ژل و یلدپوینت بالاتری نسبت به گلهای پایه آهکی معمولی دارد.

جدول زیر نشان دهنده خواص این گل می‌باشد:

نمونه خواص گلهای پایه آهکی Lime / MOR - REX

Filtrate

 

Ca++

mg/L

PH

 

PM

Gel

 

YP

 

PV

cps

وزن حجمی

8-12

200

800

11-12

2-3

10-15

 

2-20

9-12

9

6-8

200

600

11-12

2-3

10-15

 

2-15

15-20

12

 

موارد آلودگی‌ها و راه‌های درمان این گل مشابه گلهای Lime می‌باشد. برای این منظور به آلودگی‌های سیال Lime muds مراجعه شود.

5) سیالات ژیپسمی                                                  GYP Muds

این گل در ابتدا جهت حفاری بخش‌هایی از سازند که حاوی مقدار زیادی انیدرید بود، استفاده می‌شد. کمبود یک ماده موثر ضد کلوخه‌ای استفاده از این گلهای سبک با غلظت و ژل بالا را محدود کرده بود. تا اینکه با معرفی ماده‌ای به نام کروم لیگنوسولفنایت به عنوان ماده ضد کلوخه‌ای تحولی در این نوع سیال بوجود آمد.

چنانچه  این گل را بین 0.1 تا 0.4 نگه داشته شود، تحمل دمای  را دارد. این سیالات نسبت به سیالات آهکی دارای Fluid Loss بالاتری هستند و نیاز به یک ماده ضد کلوخه‌ای دارند. این گلها دارای قابلیت انحلال کلسیم بالاتری می‌باشند و محدوده PH برای این گلها بین 9.5 تا 12.5 می‌تواند متغیر باشد ولی بطور معمول باید PH بین 9.5 تا 11 نگه داشته شود. بنابراین سختی گل در سطح بالاتری باقی می‌ماند که این امر باعث خاصیت بازدارندگی گل می‌شود. یون کلسیم در محدوده 200 تا 1200 gr/L نگه داشته می‌شود. این گل تا حدود 100000 mg/L می‌تواند کلراید را تحمل کند.

همانطور که گفته شد این گل می‌تواند تا دمای را تحمل کند که در این بین کنترل ذرات جامد سبک (L.G.S) در سیستم بسیار مهم می‌باشد.

افزایه‌های اصلی این گل شبیه گلهای آهکی می‌باشد. تفاوت آن در غلظت مواد ضد کلوخه‌ای و افزایه‌های مواد کنترل آبدهی گل می‌باشد که بیشتر از سیالات آهکی است.

 نمونه خواصی از  گلهای ژیپسمی

Filtrate

 

Ca++

mg/L

PH

 

PM

Gel

 

Y.P

 

P.V

وزن حجمی

8-12

600

1200

9.5-11

0.2-0.7

10-15

 

6-10

12-15

9

6-8

200

600

11-12

2-3

10-15

 

2-15

15-20

12

 


مواد عمده گل GYP

عملکرد

غلظت بر حسب lb/BbL

افزودنیها

Viscosity

Filtration control

20-24

Bentonite

Deflocculant

4-8

Lignosulfonate

Inhibition

Alkalinity control

4-8

GYPsum

Alkalinity control

9.5-11

Caustic soda

Inhibition

-

Caustic potash

Deflocculant

2-3

DESCO

Filtration control

2-6

starch

Viscosity

Filtraion control

0.25-1.5

PAC

weighting agent

As needed

For density

Barite

 

 

توضیح کوتاهی درباره مواد این سه نوع سیال:

- بنتونایت:

این ماده برای تامین غلظت و کنترل آبدهی استفاده می‌شود بدلیل آنکه بنتونایت دارای یون سدیم میباشد و یون کلسیم می‌تواند براحتی جایگزین آن شود. در این سیالات بدلیل وجود یون کلسیم ، ابتدا باید بنتونایت در آب شیرین ساخته شود (prehydrated) ، سپس به سیستم اضافه گردد.

- آهک:

آهک جهت افزایش آلکالینیتی PM مورد استفاده قرار گرفته و معمولاً در محدوده lb/BbL 4-2 نگه داشته می‌شود. مقدار آهک اضافی به عنوان معیاری جهت نشان دادن آهک ذخیره درون سیستم گل می‌باشد که برای جبران کاهش یونهای کلسیم و هیدروکسید در اثر پیشرفت حفاری استفاده می‌گردد.

- تینرها:

تینرها دو دسته‌اند: 1) تینرهای معدنی 2) تینرهای آلی

تینرهای معدنی: معروفترین تینرهای معدنی فسفاتهای کمپلکس هستند. از این تینرها می‌توان در گلهای بنتونایتی، گلهای ساخته شده با آب شیرین و با غلظت پایین نمک استفاده کرد. این تینرها نمی‌توانند به تنهایی در کنترل آبدهی گل موثر باشند. از جمله فسفاتهای کمپلکس می‌توان SAPP دارای PH حدود 4.8 و STP با PH هشت (8) را نام برد.

-SAPP [Sodium Acid pyrophosphate ()

-STP [Sodium Tetra phosphate ()

از این دو نوع، STP بدلیل داشتن PH متعادل‌تر، بر SAPP مزیت دارد. میزان مصرف این تینرها حدود 0.2 پوند بر شبکه می‌باشد، تحمل دمایی بالاتر از  را نداشته و در دماهای بالا عمل عکس ضد کلوخه‌ای را از خود نشان می‌دهند.

 

 

 

- تینرهای آلی: این تینرها به سه گروه تقسیم می‌شوند:

1) Tannin (تانن های گیاهی)

2) Lignite

3) Lignosulfonate

- DESCO: یک Tannin اصلاح شده می‌باشد که بوسیله یک ماده قلیائی قوی مانند کاستیک خنثی شده تا PH آن به محدوده 9.5 - 9  برسد. تانن‌هایی که در صنعت حفاری مورد استفاده قرا می‌گیرند شیره درخت کوبراچو، (ماده‌ای اسیدی با 3.8=PH) هستند. DESCO به عنوان یک ماده ضد کلوخه‌ای در گلهای با PH بالا و گلهای آهکی با غلظت‌های متفاوت نمک دارای کارآیی بسیار خوبی است. همچنین در گلهای ژیپسمی می‌تواند به عنوان ماده ضد کلوخه‌ای اصلی یا ثانویه استفاده شود.

Lignin: ترکیبات Lignin بنام اسیدهای هیومیک معروفند و متشکل از مواد گیاهی تجزیه شده می‌باشند. یکی از منابع خوب این ماده Lignite است. این ماده زمانی که L.G.S بالا باشد، کارآیی خوبی نداشته و وقتی که کلسیم بصورت محلول در گل وجود داشته باشد، تشکیل رسوب نمک کلسیمی اسید هیومیک می‌دهد.

اصولاً این ماده جهت کنترل آبدهی گل و همچنین ماده ضد کلوخه‌ای ثانویه استفاده می‌گردد و قابلیت تحمل دمای  را دارا می‌باشد. عموماً همراه لیگنوسولفنایت به نسبت 4 به 1 استفاده می‌شود، گرچه این نسبت می‌تواند با توجه به کیفیت Lignite، وزن گل، نوع سازند و دمای چاه کاهش یابد.

Lignosulfonate: این ماده جهت کنترل رئولوژی (اثر ضد کلوخه‌ای) و تامین کنترل آبدهی گل از طریق کلوخه کردن بنتونایت مورد استفاده قرار می‌گیرد. عمل ضد کلوخه‌ای رسها، نتیجه جذب بار منفی موجود بر لبه Lignosulfonate و بار مثبت بر روی صفات رسها می‌باشد. این عمل باعث قطع شدن ارتباط بین ذرات رس گشته (ضد کلوخه شدن) که در نهایت گرانروی ، Y.P و Gel پائین می‌آید. همچنین Lignosulfonate با تشکیل یک کیک فشرده و نازک باعث بهبود کنترل آبدهی گل می‌گردد.

مقدار مصرف آن در گلهای آهکی نسبت به ژیسمی کمتر است.

- کاستیک سودا / کاستیک پتاس:                                                    NaOH/KOH

این مواد جهت کنترل آلکالینینی  گل بکار برده می‌شوند. باید توجه داشت که کنترل  جهت قابلیت انحلال آهک و پایداری خواص رئولوژی گل بسیار مهم است.

اگر از کاستیک پتاس جهت کنترل آلکالینیتی استفاده شود، به دلیل وجود یون پتاسیم، خاصیت بازدارندگی سیستم نیز افزایش می‌یابد.

 

«سیالات پایه پتاسیمی»  "Potassium Based Muds"

 

براساس نتایج آزمایشات عملیاتی و آزمایشگاهی، سیالات پایه پتاسیمی در مقابله با شیلها بهترین نوع سیالات پایه آبی می‌باشند. برای درک این مطلب باید به تاثیر پتاسیم بر روی لایه‌های شیلی و رسی توجه داشت.

عملکرد پتاسیم بر پایه تعویض یون پتاسیم با یونهای سدیم یا کلسیم موجود بر روی یا در میان لایه‌های رسها است که به دو صورت قابل بررسی می‌باشد. 1) اندازه یونی 2) نیروی آبگیری

قطر یونی پتاسیم 2.66 (انگستروم) است و فضای بین شبکه‌های ذرات رسی حدود  2.8 (انگستروم) می‌باشد نزدیکی قطر این کاتیون با فضای بین ذرات رسها نشان‌دهنده آن است که در هنگام تعویض یونی، پایداری رس بیشتر شده و عمل کریستاله شدن آن ، بسیار مطلوب خواهد بود.

شیلها می‌توانند حاوی مقادیر زیادی رسهای چند لایه SMECTITE باشند. شیلهای تو خالی حاوی مقادیر زیادی رس montmorillonite هستند، همچنین آنها می‌توانند دارای رس ILLITE نیز باشند. یون پتاسیم قابلیت تعویض و جایگزین شدن با هرگونه یون موجود در شبکه رسی را دارد. در این حالت فضای بین شبکه رسی به هم نزدیکتر شده که باعث نزدیک شدن صفحات رسی به همدیگر و نهایتاً مقدار آبگیری کمتر می‌شود.

در جایی که رسهای montmorillonite وجود دارد یون پتاسیم جایگزین یون سدیم یا کلسیم می‌شود و آنجا که رس ILLITE و montmorllonite با همدیگر حضور دارند یون پتاسیم بر روی هر دو تاثیر گذاشته و باعث پایداری شیلها می‌گردد. تاثیر کاتیون پتاسیم بر روی شیلهایی که حاوی مقادیر زیادی ILLITE یا رسهای چند لایه می‌باشند از نکات بسیار مهم سیالات پتاسیمی در جهت مبارزه با شیلها می‌باشد.

این مطلب تا زمانی صدق می‌کند که شیلهای بسیار سخت با درجه شکنندگی متنوع و دارای ریز شکافها با حجم و ضخامت زیاد وجود نداشته باشد.

در این حالت حتی درصد کمی از آبگیری نیز کافیست تا وضعیت چاه را به خطر اندازد. نفوذ سیال، درون    ریز شکافها باعث تسریع در عمل آبگیری می‌شود. شیلهای حاوی مقادیر زیادی از montmorillonite می‌توانند در محیط سیال پتاسیمی تا حدودی آبگیری نمایند. حتی کاهش 82 درصدی آبگیری ممکن است برای پایداری سازند کافی نباشد.

برای اینکه در هنگام حفاری سازندهای شیلی، با کمترین مشکلات روبرو شویم باید قبل از هر عملیاتی تجزیه شیل (آنالیز شیل توسط آزمایش اشعه ایکس صورت می‌گیرد) ، میزان پراکندگی، مقدار ریز شکافها، ترکیبات رسی و مقدار آبگیری شیلها مورد آزمایش و مطالعه قرار گیرند. برای این کار می‌توان از اطلاعات موجود از چاه‌های قبلی و مجاور نیز استفاده کرد ، سپس میزان صحیح درصد پتاسیم مصرفی را مشخص کرد. البته استفاده از مواد آسفالتی نیز می‌تواند موفقیت‌آمیز باشد. در این شرایط است که مبحث جدید سیالات پتاسیمی – پالیمری به عنوان راه‌حلی مناسب جهت بهتر مبارزه کردن با شیلها مطرح می‌شود.

با پیشرفت حفاری چاه و انجام عمل تعویض کاتیونی بین پتاسیم از یک طرف و شیلها، کنده‌ها، حتی رسهای اضافه شده به سیستم سیال حفاری از طرف دیگر، مقدار پتاسیم موجود در گل به طرز موثری کم می‌شود. بنابراین از آنجائی که باید غلظت یون پتاسیم جهت ایجاد حالت بازدارندگی گل در محدوده خاصی باشد، همیشه باید مقدار اضافی یون پتاسیم در سیستم وجود داشته باشد. بدین منظور باید به آزمایش مقدار یون پتاسیم موجود در سیال توجه خاصی شود.

تئوری بازدارندگی برای تمام سیستمهای گل پتاسیمی یکسان می‌باشد ولی انتخاب یک سیستم خاص پتاسیمی به فاکتورهای زیر بستگی دارد:

1) نظر شرکت متقاضی

2) وزن مورد نیاز سیال جهت حفاری

3) نمونه سازندهایی که باید حفاری شوند

4) حرارت سازندها و کنترل آبدهی گل

5) تجهیزات کنترل مواد جامد بر روی دستگاه حفاری

مهمترین مسئله‌ای که در استفاده از این سیستمها باید مدنظر گرفته شود وجود مقدار اضافی پتاسیم در سیستم جهت انجام تعویض یونی می‌باشد. اگر این میزان به پائین‌تر از حد مجاز تنزل نماید، رسها و شیلها شروع به آبگیری کرده، وضعیت چاه ناپایدار شده و مشکلات عدیده‌ای را به همراه خواهد داشت، ضمن اینکه بر روی خواص گل نیز تاثیر منفی می‌گذارد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

سه گروه عمده گلهای پتاسیمی عبارتند از:

1)   KCL – Polymer (KCL-PHPA)

2)   KOH – Lignite Muds

3)   KOH – Lime Muds

1) سیالات KCL – Polymer (KCL – PHPA)

اینگونه سیالات جهت پایداری چاه و پراکندگی ذرات حفر شده بکار برده می‌شود. وقتی که این سیال به درستی ساخته شود، مزایایی از قبیل کمترین صدمه به سازندهای حساس به آب را بدنبال خواهد داشت. سیالات پتاسیم کلرایدی نه تنها از غلظت‌های مختلف پتاسیم (3 تا 5 درصد وزنی) استفاده می‌کنند بلکه انواع مختلفی از پلیمرها نیز در آنها بکار می‌رود. برای اینکه گلهای پتاسیم کلرایدی از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه باشند ذرات جامد باید در حد پائین نگه داشته شود و دستگاه‌های کنترل مواد جامد به طرز موثری کارآیی داشته باشند.

- افزودنی‌های عمده گل پتاسیم کلرایدی پلیمری:

در جدول زیر مواد و محدوده استفاده آنها در این گل آمده است:

افزودنی‌های گل پتاسیم کلراید – پلیمری

عملکرد

غلظت بر حسب lb/BbL

افزودنیها

Viscosifier

Filtration control

5-15

Bentonite

"Prehydrated"

Inhibition

Source of potassium ion

5-60

Potassium chloride

Alkalinity control

Source of potassium ion

0.25-0.75

Caustic potash

Filtration control

3-6

starch

Filtration control

0.5-1

PAC

Deflocculant

3-6

Lignosulfonate

Filtration control

2-4

Lignite

ساخت و نگهداری این گلها با وزن کم و غلظت پتاسیم کلراید پائین (برای نمونه 3 تا 5 درصد وزنی) آسان است ولی زمانی که افزایش وزن موردنیاز باشد، ترکیب گل پیچیده‌تر شده و کنترل خواص آن نیز مشکل‌تر می‌گردد.

- بنتونایت:

Bentonite prehydrated برای تامین ویسکوزیته این گل بکار برده می‌شود، همچنین با تشکیل ذرات کلوئیدی می‌تواند باعث بهبود کیفیت فیلتر کیک در گل تازه ساخته شده، شود. از آنجائیکه بنتونایت در محیط نمکی قابلیت آبگیری خود را از دست می‌دهد ، گرانروی مناسبی ایجاد نمی‌کند و مقدار مصرفی ثابت بنتونایت را افزایش میدهد.

بطور نمونه غلظت 5 تا 15 پوند در بشکه از غلظت Bentonite prehydrated برای تامین گرانروی و کنترل آبدهی گل کافیست. افزودن بنتونایت خشک به گل حاوی کلراید با سختی بالا، گرانروی کافی ایجاد نخواهد کرد ولی افزودن مقدار کمی بنتونایت به مقدار 1 تا 3 پوند در شبکه می‌تواند باعث بهبود فیلتراسیون مخصوصاً در دمای  تا  گردد.

- پتاسیم کلراید:      (KCL)

این ماده جهت جلوگیری از آبگیری شیلها و رسهای فعال بکار برده می‌شود. البته اندازه مصرفی KCL واقعی بطور دقیق قابل اندازه‌گیری نیست ولی بطور تقریبی، در سازندهای قدیمی که حاوی رسهایی با آبگیری کم هستند نیاز به 3 تا 5 درصد وزنی KCL دارند در حالی که سازندهای جدیدتر که شیلهایی با قابلیت آبگیری بالا دارند تا 15 درصد وزنی نیاز به KCL دارند.

جهت تامین یون پتاسیم می‌توان از مواد دیگری نیز استفاده کرد (بخصوص اگر یون CL برای محیط اطراف ضرر داشته باشد). از جمله این مواد می‌توان به موارد زیر اشاره نمود:

 

- کاستیک پتاس:   (KOH)

جهت کنترل PH در این گلها بیشتر از KOH استفاده می‌شود، زیرا این ماده PH گل را بدون آن که بر روی غلظت یون سدیم تاثیر داشته باشد کنترل می‌نماید.

بطور کلی یک محدوده PH بین 9.5 تا 10.5 برای بهینه سازی کارآیی این گل (تا زمانی که PH بالا بر روی قابلیت جذب پالیمرها تاثیر نداشته باشد) مناسب است.

- زانتان گام :    (Xanthan Gum)

بیوپالیمرهایی نظیر زانتان گام جهت تامین گرانروی این گلها بصورت جایگزینی یا مکمل بنتونایت بکار می‌رود.

این ماده می‌تواند خواص رئولوژی گل را افزایش داده و کمک کننده خوبی جهت نگهداری ذرات جامد غیرفعال مفید در گل باشد. مقدار مصرف آن می‌تواند بین 0.5 تا 1 پوند متغیر باشد.

PAC:   (Polyanionic Cellulose)

اصولاً پالیمرها به معنای فارسی «بسپار» مولکولهای درشتی هستند که دست کم 100 برابر از مولکولهای آب و یا متانول سنگین‌تر هستند. بیشتر مواد اساسی همچون پروتئین، چوب، لاستیک خام (کائوچو) و رزین‌ها که در موجودات زنده یافت می‌شوند پالیمر (بسپار) می‌باشند.

مواد مصنوعی مانند لاستیک‌ها، الیاف مصنوعی (نایلون)، چسب‌ها، شیشه و چینی نیز جزء مواد پالیمری هستند اصولاً مواد پالیمری دارای PH بین 6 تا 9 و S.G نزدیک به 1 یا (کمی بیشتر) می‌باشند.

ماده PAC پالیمری آنیونی و بیوساید (ضدباکتری) است که در سیالات حفاری بکار برده میشود.

این پالیمر با عملکرد خوب در شرایط سخت، جهت کنترل خواص رئولوژی، کنترل آبدهی گل (حتی در مقدار مصرف کم بین 0.25 تا 1 پوند در شبکه) و موثر در کپسوله کردن ذرات جامد در سیستم گلهای آب شیرین، آب دریا، آب نمک و گلهای پتاسیم کلرایدی، کاربرد دارد.

از خصوصیات این ماده می‌توان به ایجاد کیک نازک، انعطاف‌پذیری که امکان‌ گیر اختلاف فشار لوله‌ها را به حداقل می‌رساند، اشاره کرد. این پالیمر آنیونی در مقابل باکتری‌ها مقاوم بوده و نیازی به مواد ضد باکتری ندارد. پایداری و مقاومت آن در برابر حرارت حداکثر تا  بوده و در سیستم‌های با سختی زیر mg/Lit 1000 استفاده می‌شود.

 

 

در گراف زیر عملکرد نوعی PAC با نام تجاری AQUAPAC را ملاحظه میفرمایید.

 

PAC بصورت پودری سفید رنگ و نرم، در بسته‌های چند لایه ضد آب 50 پوندی عرضه می‌گردد. باید در جای خشک و بدور از هرگونه حرارت یا مواد آتشگیر قرار داده شود و حداقل تماس را با گرد و غبار داشته باشد.

- گیلسونایت : (Gilsonite)

پودر معدنی آسفالتی به اسم گیلسونایت جهت پر کردن ریز شکافهای درون سازند، (بخصوص سازند های ماسه‌ای)، استفاده می‌شود.

- استارچ:    (Starch)

استارچ جهت کنترل آبدهی این گل استفاده می‌شود. بهتر است از یک استارچ اصلاح شده Biocide (ضدباکتری) جهت کارآیی بالاتر، استفاده شود. استارج‌های اصلاح شده عموماً استارچ‌های سیب‌زمینی بوده که پایداری حرارتی تا دمای تقریبی دارد.

همچنین از استارچ ذرت از پیش تغلیظ شده نیز ممکن است استفاده گردد ولی این نوع استارچ، هم  پایداری کمتری دارد و هم در مقابل باکتری‌ها ضعیف عمل میکند.

- پارامترهای عملیاتی:

رایج ترین مشکل این گل کمبود مقدار پالیمر است. در حین حفاری، پالیمرها همراه با مواد جامد بیرون ریخته می‌شوند و اگر غلظت پالیمر به درستی کنترل نشود، باعث انتشار و پراکندگی شیلها و ذرات جامد میگردد. این امر افزایش گرانروی را به همراه خواهد داشت بنابراین کنترل مواد جامد برای این گل بسیار ضروری می‌باشد. در جدول زیر خواص مختلف گل با وزنهای متفاوت عرضه شده است:

 

نمونه خواص گل  KCL - Polymer

F.L

 

Gel

 

Y.P

 

PV

cps

Density

lb/Gal

12-10

 

20-10

25-12

10-9

8-5

 

20-10

25-15

11-10

6-3

 

15-7

35-15

12-11

4-2

 

15-6

40-20

14-12

4-2

 

15-6

45-25

16-14

3-1

 

8-6

45-30

18-16

 

 

 

 

روش گل سازی:

1) آب مورد نیاز

2) سودا آش جهت رسوب دادن سختی گل ()

استفاده از سوداش، یک نوع پیش درمانی است و بدلیل حساسیت پالیمرها به کلسیم و منیزیم پائین نگه داشتن سختی گل بسیار ضروری می‌باشد.

3) استفاده از کاستیک جهت کنترل PH

در این گل جهت کنترل PH، استفاده از کاستیک پتاس نسبت به کاستیک سودا ترجیح داده می‌شود.

4) بنتونایت (در آب شیرین درست شود)

در سازندهایی که استفاده از بنتونایت ضرورتی ندارد از برنامه ساخت گل حذف می‌شود.

5) نمک پتاسیم کلراید به مقدار لازم

6) استفاده از پالیمرهای گرانروی زا

7) استفاده از پالیمرهای کنترل آبدهی گل

8) مواد وزن افزا به مقدار مورد نیاز

- نکات قابل توجه جهت ساخت:

اگر گل موردنظر بیش از حد غلیظ شود که برای پمپها ایجاد شکل نماید، پتاسیم کلراید به آن می‌افزائیم.

این نمک غلظت گل را کاهش داده و اجازه Mixing بهتری می‌دهد. محدوده PH را بین 9 تا 9.5 تنظیم نمائید و پس از پائین آمدن غلظت گل، پالیمرهای دیگر را اضافه کنید.

در هنگام اضافه نمودن مواد وزن افزا مانند باریت مکرراً وزن و گرانروی را اندازه‌گیری نمائید زیرا ممکن است گرانروی بعد از هم زدن اولیه افت کرده و ته‌نشینی مواد وزن افزا صورت گیرد، در این حالت باید پالیمرهای گرانروی زای بیشتری استفاده شود.

جدول زیر به عنوان نقطه شروع مورد استفاده قرار می‌گیرد ولی برای بدست آوردن فرمول دقیق گل سازی باید با توجه به لیتولوژی سازند مورد حفاری، قبل از گل سازی، حتما در آزمایشگاه تست پایه صورت گیرد.

 

غلظتهای مختلف مواد برای گل KCL - Polymer

غلظت‌ها برحسب lb/Bbl

Active

PHPA

Barite

Starch

PAC Reg.

PAC LV

Xanthan

Gum

KCL

Caustic

potash

Bentonite

Water Bbl

Mw lb/gal

1

0

4

1.5

-

1

35

0.25

15

0.92

10

1

124

4

1.5

-

1

31

0.25

15

0.84

12

1

238

4

-

1.5

0.75

28

0.5

12.5

0.76

14

1

295

3

-

1

0.5

27

0.5

10

0.73

16

1

354

3

-

1

0.5

25

0.5

7.5

0.69

18

 

گلهای KCL – polymer از دو قسمت مهم و مکمل همدیگر ساخته می‌شود. در یک قسمت پتاسیم کلراید به عنوان ماده باز دارنده و در قسمتی دیگر انواع پالیمرها با کارآیی‌های متفاوت وجود دارد. اهمیت پتاسیم کلراید به عنوان ماده باز دارنده بیان شد ولی پالیمرها بدلیل تنوع استفاده در این گل و همچنین عملکردهای متنوع از جمله کنترل گرانروی، آبدهی گل، ایجاد لایه‌سازی بر روی دیواره چاه و بیرون ریختن مواد جامد مزاحم نیاز به توجه خاصی دارند.

از جمله پالیمرهایی که می‌تواند نقش بسزایی در این نوع گل جهت مبارزه با سازندهای فعال رسی و شیلی ایفا کند نوعی پالیمر بنام PHPA بوده که برای کپسوله کردن ذرات جامد طراحی شده است.

جهت حفظ درصد مناسبی از PHPA توجه به حجم مواد جامد (L.G.S) زیر 7 درصد حجمی ، بسیار مهم است. از آنجا که PHPA در اثر سایش زیر مته حفاری کارآیی خود را تا حدودی از دست می‌دهد، افزودن مقادیر ثابتی از آن در حین حفاری جهت نگهداری گل در وضعیت مطلوب ضروری می‌باشد، تا کمبود این پالیمر که مسئول ممانعت از آبگیری رسها از طریق ایجاد پوشش بدور آنهاست جبران گردد.

کنترل کردن ظاهر کنده‌ها بر روی شیکر و همچنین مقدار MBT گل می‌تواند به ما نشان دهد که چه موقع باید PAC و PHPA به سیستم اضافه شود.

هر دو پالیمر PHPA و PAC جذب مواد جامد (مخصوصاً رسها) می‌شوند. مهمترین کاری که برای PHPA در نظر گرفته شده جذب شدن و حلقه زدن به دور ذرات مواد جامد (رسها و شیلهای حفاری شده) و جلوگیری از انتشار و پراکندگی (آبگیری) آنهاست به این حلقه زدن PHPA بدور ذرات شیل Encapsulation گویند.

وجود دستگاه‌های تصفیه مناسب که بتواند بخوبی از ورود ذرات جامد حفر شده به سیستم گل جلوگیری کند لازم و ضروری است، زیرا با ورود کنده‌ها بدرون گل، مقدار بیشتری پالیمر صرف شده و هزینه گل بالا می‌رود.

همانطور که گفته شد در بسیاری از این گلها حجم L.G.S باید زیر هفت درصد وزنی نگه داشته شود تا کاهش PHPA که از طریق جذب توسط ذرات جامد و یا سایش زیر مته اتفاق می‌افتد را جبران نماید. یک قانون کلی در حفاری سازندها وجود دارد و آن اضافه کردن یک پوند در شبکه PHPA در ازای هر 110 فوت حفاری می‌باشد.

(Partialy hydrolyzed polyacryl amide)                           : PHPA

یک ماده پالیمری آنیونیک با وزن مولکولی بالا که جهت کپسوله کردن ذرات جامد و جهت بازدارندگی شیلها از  آب گیری طراحی شده است. همچنین این ماده بر خواص رئولوژی، آبدهی گل، کاهش اصطکاک و پراکندگی ذرات موثر است.

این ماده در سیالات با ذرات جامد کم، تا سیالاتی با ذرات جامد زیاد، میتواند از آب شیرین تا آب نمک اشباع، مورد استفاده قرار گیرد.

PHPA دارای ظاهری کرم رنگ (قهوه‌ای روشن مایل به زرد) بصورت پودر و یا مایع (مایع آن به رنگ زرد مات است) عرضه می‌گردد دارای وزن مخصوص (1.07 تا 1.1) و PH بین 8 تا 9 می‌باشد. این ماده ذرات و شیلها را بطور بسیار عالی کپسوله کرده و باعث پایداری دیواره چاه می‌گردد. این ماده با بالا بردن ویسکوزیته و پراکنده کردن ذرات کنده شده به بهبود وضعیت گل کمک می‌کند.

در  چاه‌هایی با قطر کم جهت عملیات مغزه‌گیری می‌توان از PHPA در سیستم گل استفاده کرد. افزودن 0.5 تا 1.75 پوند در شبکه از این ماده کمک موثری جهت بیرون ریختن کنده‌ها به ما می‌کند.

در گلهای (LSND) Low solid – NON Dispersed این ماده یکی از بهترین کارآیی‌ها را دارد زیرا می‌توان از بنتونایت کمتری استفاده کرد (یعنی با افزودن 5 تا 10 پوند در شبکه نیتونایت به نتیجه‌ای همراه با PHPA خواهیم رسید که در گلهای معمولی بدون PHPA با افزودن 25 تا 35 پوند در شبکه بنتونایت آن نتیجه حاصل می‌شود) در حقیقت نیاز گل به بنتونایت را کاهش داده و این کار از ورود بنتونایت اضافی (که نوعی ذرات جامد است) به گل جلوگیری می‌کند. این ماده در گلهای سنگین وزن نیز کاربرد دارد تا علاوه بر ایجاد حالت کپسوله ذرات و پایداری چاه به عنوان عامل ثانویه افزایش غلظت و ایجاد کیک فیلتریت یکنواخت نیز عمل کند. با توجه به ساختار مولکولی پلی پلاس می‌توان به حساسیت این ماده پالیمری به یونهای سنگین  پی برد.

 

ساختمان مولکولی PHPA

وقتی غلظت کاتیونهای چند ظرفیتی مانند کلسیم بالا رود پلی پلاس با آنها واکنش انجام داده و رسوب می‌کند. بنابراین غلظت بالای mg/Lit 300 یون کلسیم برای این پالیمر مضر بوده و باید کلسیم موجود در سیستم توسط موادی مانند سودااش کاهش داده شود.

در هنگام حفاری سیمان بهترین حالت این است که PH گل را به پائین‌ترین حد ممکن رساند و آنگاه از بیکربنات سدیم جهت کاهش یون کلسیم استفاده کرد.

در هنگام آلودگی گل پالیمری به  باید از اکسید روی استفاده کرد. اکسید روی بصورت پودر، بهتر از اکسید روی مایع است زیرا پودر آن در گل قابلیت انحلال کمتری دارد لذا با PHPA کمتر واکنش داده و آن را از بین می‌برد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

بطور کلی مزایای استفاده از PHPA را می‌توان بصورت زیر خلاصه کرد:

 

1) ایجاد پوشش عالی دور ذرات و جلوگیری از پراکندگی آنها

 

2) ایجاد پایداری مناسب در مقابله با شیلها

 

3) جلوگیری از حالت Bit balling و گل گرفتگی دور stublizer و وسایل ته چاهی (BHA) با ایجاد پوشش مناسب دور آنها و روانکاری

 

4) بهینه‌سازی تصفیه ذرات جامد از سیال حفاری

5) نقطه سیلان (جاری شدن) پائین (نقطه سیلان ) جهت استفاده راحت در هوای سرد.

6) ایجاد غلظت در گلهای آب شیرین و سیالات با درصد کم مواد جامد.

 باید توجه داشت PHPA در هنگام اضافه شدن به سیستم در ابتدا غلظت شدیدی ایجاد می‌کند که در اثر Mixing خوب از گرانروی آن کاسته شده و به وضعیت مطلوب می‌رسد.

برای مخلوط کردن PHPA پودری نیاز به Mixing قوی است زیرا Mixing ضعیف ایجاد مشکلاتی مانند Fish-eyes و کور شدن توری الک لرزان کرده، بنابراین هرچه هم زدن PHPA قویتر باشد برش تخریبی جهت کم کردن وزن مولکولی آن بهتر صورت می‌گیرد و اگر به این مسئله توجه نشود PHPA به سادگی از روی توری‌ها هدر رفته و مخارج حفاری بالا می‌رود. بنابراین در هنگام اضافه نمودن PHPA به سیستم گل حفاری باید به موارد زیر توجه شود:

1) Mixing خوب و Prehydrate کردن پالیمر قبل از اضافه نمودن آن به سیستم جهت رفع fish–eyes و کور شدن توری‌ها.

2) انتخاب توری‌ مناسب جهت عبور بیشترین جریان از روی الک لرزان

3) پائین آوردن کلسیم به مقدار mg/Lit 400 بدلیل حساسیت PHPA به آن

4) نگه داشتن PH بین 8.5 تا 10

زیرا اگر PH بالای این محدوده برسد عمل هیدرولیز اتفاق افتاده و پلی اکریل آمید می‌تواند به پلی اکریلات تبدیل شده و گاز آمونیاک آزاد کند (NH3)

 

 

PHPA در مقابل حرارت تا دمای  مقاوم می‌باشد ولی این پالیمر ممکن است در شرایط طولانی در دمای   نیز هیدرولیز شده و به پلی اکریلات تبدیل شود.

این ماده در کیسه‌های چند لایه 50 پوندی بصورت پودر و در بشکه‌های 5 گالنی پلاستیکی بصورت مایع عرضه می‌گردد. این ماده باید دور از رطوبت و در محیطی با تهویه خوب و بدور از منابع گرمایی یا جرقه نگهداری شود.

در زیر نمونه خواص این ماده را در آب شیرین ملاحظه می‌کنید.

نمونه خواص نوعی PHPA

 با نام تجاری POLYPLUS در آب‌های شیرین

Marsh funnel

(sec/qrt)

Y.P

 

P.V

(CPS)

غلظت برحسب

Gal/Bbl

lb/Bbl

35

2

2

0.056

0.50

37

3

3

0.084

0.75

39

4

4

0.110

1.00

43

8

8

0.170

1.50

 

- مشکلات و راه علاج :         (Trouble shooting)

مشکلات عمده این نوع سیالات را می‌توان در موارد زیر خلاصه کرد:

1) حجم بالای مواد جامد

2)آلودگی‌های سیمان

3) کیفیت پائین مواد

افزایش درصد مواد جامد باید سریعاً کنترل شود. توجه به شیوه کنترل مواد جامد و تجهیزات مربوطه از اولویت‌های کار با این نوع سیالات می‌باشد.

در حفاری سیمان باید به نکاتی توجه کرد مثلاً پائین نگه داشتن درصد ذرات جامد و یا پائین نگه داشتن PH از اندازه معمول این سیال حفاری، زیرا در هنگام حفاری سیمان PH گل سریعاً بالا می‌رود. گرچه درصد کم آلودگی سیمان می‌تواند با سدیم بی‌کربنات درمان شود ولی چنانچه باید مقدار زیادی سیمان حفاری شود درمان آن بوسیله بیکربنات سدیم و لیگنایت‌ها (SAPP) (جهت کاهش خاصیت قلیائی گل) باید مد نظر قرار گیرد. در جدول زیر بخشی از آلودگیها و تاثیرات آنها بر خواص گل و راه درمان آمده است.

درمان آلودگیهای سیال KCL - Polymer

روش درمان

نشانه‌ها

آلودگی

بهبود کنترل مواد جامد – استفاده از دستگاه‌های تصفیه – رقیق سازی

PV-YP افزایش

Solids - MBT

افزایش درصد مواد جامد

کمی رقیق‌سازی-درمان با مواد شیمیایی مانند: بیکربنات – SAPP بعد از عادی شدن شرایط اضافه نمودن مواد کنترل آبدهی گل

 افزایش

 YP – Gel - MFافزایش

Fluid loss افزایش

افزایش گرانروی قیف مارش

سیمان

مطالعه بروشور و تاریخ ساخت مواد

- آزمایش مواد

بطور کلی، کیفیت ضعیف مواد باعث ایجاد خواص نامتعادل سیال می‌شود

کیفیت

ضعیف

مواد

افزایش وزن جهت کنترل فوران - بدلیل وجود سازند نمکی، گل اشباع از نمک شود

بالا رفتن یون کلراید ()

Marsh funnel افزایش

YP – Gel - fluid loss

آب نمک

 -نمک

درمان با مواد شیمیائی مانند: سودااش - SAPP و پتاسیم کربنات در صورت لزوم - کنترل خواص رئولوژی

بالا رفتن یون کلسیم () fluid loss YP – Gel افزایش

کاهش

انیدریت

 - ژیپسم

بالا بردن PH بیش از 10.7 بوسیله کاستیک پتاس – تعیین مقدار L.G.S و اطمینان از نگه داشتن آن در محدوده قابل قبول

Mf - Y.P - Gel افزایش

  کاهش

بالا رفتن غلظت گل برگشتی بعد از لوله پائین - افزایش گرانروی گل برگشتی

کربنات

 

2) سیال کاستیک پتاس لیگنایتی    (KOH-Lignite muds)

این سیستم گل اصولاً در نواحی که یون کلراید زیاد، دردسر ساز است (مانند: عملیات Logging یا ملاحظات زیست محیطی) مورد استفاده قرار می‌گیرد.

این سیال قابلیت بازدارندگی داشته و توانایی تحمل دمایی بین  تا  را دارد. مانند سایر گلهای پتاسیمی می‌توان از پالیمرها جهت کنترل آبدهی گل و تثبیت خواص رئولوژی استفاده کرد. در صورت نیاز از لیگنوسولفنایت می‌توان به عنوان ماده ضد کلوخه‌ای استفاده کرد.

PH مورد نظر برای این گل 10 می‌باشد که برای این منظور از کاستیک پتاس استفاده می‌شود و حداکثر کلسیم باید از  gr/L 250 تجاوز نکند، زیرا مقدار بالای کلسیم هم برای فعالیت پتاسیم به عنوان ماده بازدارنده مضر است و هم باعث کاهش عملکرد پالیمرها می‌شود.

 

افزودنیهای عمده گل KOH - Lignite

عملکرد

غلظت بر حسب lb/BbL

مواد افزودنی

Viscosity

Filtration control

15-25

Bentonite

Deflocculation

Filtration control

5-8

Lignite

Alkalinity control

Source of Potassium

0.5-1.5

Caustic potash

Filtration control

viscosity

0.5-1

PAC/CMC

Weighting Agent

 به مقدار موردنیاز

مواد وزن افزا

 

نمونه خواص گل KOH - Lignite

Filtration

 

PH

Gel

()

Y.P

()

P.V

(CPS)

M.W

()

10-12

10

 

9-12

12-14

9

6-8

10

 

11-18

16-20

12

 

آلودگیها و راه‌های درمان KOH-Lignite

راه‌های درمان

نشانه‌ها

آلودگی

رقیق سازی – بالا بردن کارآیی – دستگاه‌های کنترل مواد جامد

افزایش درصد مواد جامد GS-YP-PV و گرانروی

High Solids

افزایش وزن جهت کنترل جریان چاه – اضافه نمودن مواد ضد کلوخه‌ای جهت کنترل خواص رئولوژی- وقتی که رئولوژی گل به حد مطلوب رسید، استفاده از مواد کنترل آبدهی گل - تغییر گل به گل پایه نمکی

احتمال جریان چاه – بالا رفتن گرانروی کلراید، F.L , YP

Salt water/ Salt

درمان با بیکربنات یا SAPP-بالا بردن Pf جهت محدود کردن انحلال  افزودن مواد ضد کلوخه‌ای جهت کنترل خواص رئولوژی

افزایش PH،  افزایش F.L,Gs,YP افزایش سختی گل

Cement

بالا بردن PH با کاستیک جهت کنترل  درمان و کاهش یون کلسیم با بیکربنات یا سودااش

تغییر میزان حفاری – افزایش کلسیم گل-کاهش PH،  و

Anhydrite

Gypsum

آزمایش پایه مواد و مطالعه بروشور مواد

افزایش مواد مصرفی

Poor

Product

بالا بودن PH تا 10.7 با کاستیک – اضافه نمودن آهک جهت درمان یون کربنات (مواظب بیش درمانی باشید)

افزایش mf , YP , GS کاهش PH،  و  افزایش غلظت گل

Carbonates

کاهش دادن MBT  و LGS - استفاده از مواد ضد کلوخه‌ای

بالا رفتن فشار پمپ جهت به حرکت در آوردن گل

Temperature

Gelation

 

3) سیالات هیدروکسید پتاس آهکی:    ( KOH – Lime Mud)

 این سیستم مانند سیستم گلهای آهکی است با این تفاوت که به جای NaOH برای تنظیم آلکالینیتی و محدود کردن قابلیت انحلال آهک از KOH استفاده می‌شود.

گل KOH – Lime به دو طریق باعث بازدارندگی شیلها می‌شود:

1) وجود یون             2) وجود یون

این گل می‌تواند با مقدار درصد آهک کم، متوسط و بالا مورد استفاده قرار گیرد. برای کنترل  آبدهی گل از استارچ ، CMC و PAC می‌توان استفاده کرد. PH گل را می‌توان در محدوده 11 تا 13 نگه داشت.

بهترین حالت این سیستم با آهک بالا (H-Lime – Mud) اجرا می‌شود. محدودیت دمایی این گل با توجه به مقدار رس در سیستم تعیین می‌شود. وقتی که درصد کمتری رس در سیستم وجود داشته باشد این گل دارای تحمل دمای زیادتری است نسبت به زمانی که رس بیشتری در سیستم وجود داشته باشد. محدودیت دمایی معمولاً تا  در نظر گرفته می شود.

برای ثابت نگه داشتن خواص رئولوژی سیال در گردش گل ته چاه که دمایی بالاتر به سیال اعمال می‌شود می‌توان از MOR-REX استفاده کرد. همچنین این ماده باعث پایداری Lime در سیستم شده که خود باعث ثبات یون کلسیم در سیال می‌شود.

کلراید بالای mg/Lit 20000 این گلها را از لحاظ اقتصادی غیرقابل توجیه می‌کند زیرا باعث کاهش اثر مواد دیگر در گل می‌گردد.

 

 

افزودنیهای عمده گل KOH - Lignite

عملکرد

غلظت بر حسب lb/BbL

مواد افزودنی

Viscosifier

Filtration control

15-25

Bentonite

Deflocculation

Filtration control

4-8

Lignosulfonate

High PH

Source of Ca++

4-10

Lime

Alkalinity control

2-3

Caustic potash

Deflocculant

2-3

DESCO

Filtration control

1-2

PAC/Starch

Weighting Agent

As needed for density

Barite

Deflocculant

3-5

MOR-REX

 

از مزایای این گل می‌توان به موارد زیر اشاره کرد:

Inhibitive بودن، تحمل مواد جامد، مقاومت در برابر آلودگی‌هایی نظیر سیمان، انیدرید، کربنات و نمک.

از معایب این گل می‌توان به کاهش میزان حفاری در سازندهای سخت، نیاز به افزودنیهای زیاد، بالا رفتن ژل در اثر حرارت، نیاز به همزدن قوی و حل کردن بنتونایت در آب شیرین قبل از اضافه کردن به سیستم اشاره کرد.

 

آلودگی‌ها و راه‌های درمان KOH-Lime muds

راه‌های درمان

نشانه‌ها

آلودگی

رقیق‌سازی-توجه به کیفیت و کارآیی دستگاه‌های کنترل مواد جامد

افزایش درصد مواد جامد P.V، ژل ده دقیقه و MBT

High solids

افزایش وزن جهت کنترل فوران – افزودن مواد ضد کلوخه‌ای و کاستیک جهت کنترل خواص رئولوژی – پس از تثبیت خواص رئولوژی افزودن مواد کنترل آبدهی گل

افزایش کلراید – گرانروی  Y.P – GS – F.L

 کاهش

 احتمال جریان داشتن چاه

Salt water/ Salt

افزودن آهک جهت کنترل  و افزودن کاستیک جهت کنترل

افزایش  GS -

کاهش

Carbonates Co2

آزمایش پایه مواد و خواندن بروشور مواد

افزایش مصرف مواد – عدم تعادل خواص گل

Poor product Quality

افزودن ضد کف غیرسمی

ایجاد کف بر روی مخازن

Foaming

پائین آوردن  L.G.S- اگر دما پائین‌تر از  باشد استفاده از لیگنوسولفنایت و چنانچه دما از  بیشتر باشد استفاده از مواد ضد کلوخه‌ای سازگار با دمای بالا

افزایش غلظت گل Bottoms-UP  `بعد از تریپ – بالا رفتن فشار پمپ جهت به حرکت در آوردن گل بعد از Trip

Temperature Gelation

 

گلایکول : (Glycol)    

ماده جدیدی که اخیراً برای اضافه شدن به سیستم‌های پالیمری معرفی شده است Propylene Glycol نامیده می‌شود. این ماده همزمان با یون  و پالیمرها جهت بهبود عمل بازدارندگی شیلها عمل می‌نماید.

استفاده از Glycol می‌تواند باعث کاهش هزینه حفاری گردد زیرا باعث روانکاری جهت کاهش گشتاور (Torque) و (Drag) بر روی رشته حفاری شده و همچنین باعث بالا رفتن میزان حفاری (ROP) می‌شود.

گلایکولها براساس نقطه‌ ابری شدن آنها انتخاب و در گل استفاده می‌شوند. اصولاً به رنگ قهوه‌ای روشن و دارای وزن مخصوص نزدیک به 1 می‌باشند، آنها اثر سویی بر خواص رئولوژی و یا کنترل  آبدهی گل نداشته و ضریب اصطکاک در سیالات پایه آبی را پائین می‌آورند. از مزایای دیگر Glycol می‌توان به درجه پائین سمی بودن و عدم خوردگی قطعات لاستیکی اشاره کرد.

مقدار مصرف آن در گل بین 3 تا 10 درصد حجمی متغیر بوده و به عوامل زیر بستگی دارد:

(1) نوع گلایکول

 (2) غلظت گلایکول

 (3) نوع نمک

 (4) غلظت نمک

 بعد از افزایش Glycol در گل، باید بطور منظم مقدار درصد Glycol در سیستم ثابت نگه داشته شود (مقدار گلایکول توسط آزمایشات چک شود). گلایکول در دمای بالاتر از نقطه‌ ابری شدن، غیر محلول گشته و مانند تمام مواد نامحلول دیگر باعث بالا رفتن PV گل می‌گردد. دمای حالت ابری شدن، دمایی است که در آن گلایکول از حالت محلول به حالت نامحلول تغییر شکل داده و خاصیت بازدارندگی آن مقابل شیلها پدیدار می‌گردد.

 

بطور کلی مزایای گلایکول در گلهای پایه آبی Inhibitive (مخصوصاً گلهای KCL – PHPA) باعث شده، این گلها توانایی بالایی در جهت حفاری هرچه بهتر سازندهای رسی و شیلی بدست آورند.

 بطور خلاصه‌ مزایای گلایکول را می‌توان به صورت زیر شرح داد:

1) پایداری دیواره چاه و جلوگیری از آبگیری شیلها

2) بهبود روانکاری

3) بهبود کنترل آبدهی گل در دمای بالا

4) کاهش نیاز به رقیق سازی گل (افزودن گل جدید)

5) کاهش خطر Bit Balling

6) درجه کم سمی و مناسب بودن از نظر محیط زیست

 

گلایکول به رنگ زرد براق (کهربایی تا قهوه‌ای مات) در بشکه‌های 55 گالنی (208 لیتری) عرضه می‌گردد.

غلظت نمک موجود در گل تاثیر مستقیم بر روی  Cloud Point (نقطه ابری شدن) گلایکول دارد. نوع و مقدار غلظت محلول نمک، می‌تواند جهت تنظیم Cloud Point و کم کردن اکتیویته فاز مایع گل، مورد استفاده قرار گیرد تا منجر به پایداری بیشتر شیلها گردد.

- کاربرد سیستم گلایکولی:

کاربرد اصلی این ماده با وزن مولکولی پائین و محلول در آب، حفاری شیلهای فعال می‌باشد. از مزایای مهم این ماده، میتوان به پایدار ماندن دیواره چاه اشاره کرد که در اثر بوجود آمدن حالت ابری گلایکول یا به عبارتی   Cloud Point در گل، حاصل میشود.

مکانیزم Cloud Point این ماده بدین صورت است که وقتی عصاره گل با سازند گرم برخورد می‌کند، دمای عصاره بالا می‌رود و بدین ترتیب Glycol موجود در عصاره گل، با بالا رفتن حرارت از حالت محلول به حالت نامحلول تبدیل گشته، بدرون شکافهای بسیار ریز سازند شیل نفوذ کرده و مانند یک عایق بین عصاره گل و دیواره چاه عمل میکند. بدین ترتیب از ورود عصاره گل بیشتر، به درون شبکه متخلخل شیلها بطور موثری جلوگیری می‌نماید. گلایکول اضافی نیز که درون عصاره گل (بصورت نامحلول) باقی مانده، شیلهای حفاری شده را محاصره می‌کند.

از دیگر دلایل افزایش حرارت گلایکول، ذراتی هستند که حفاری می‌شوند. این ذرات در اثر سایش مته دچار افزایش حرارتی شده و این حرارت با بالا بردن دمای گلایکول، ایجاد حالت نامحلول برای این ماده کرده و آن را به حالت ابری یا نامحلول تبدیل می‌کند. این عامل باعث می‌شود Glycol نامحلول بیشتری در گل ایجاد شود. پس از ایجاد حالت ابری Glycol، این ماده مستقیمأ به ذرات حفاری شده می‌چسبد و پوششی بدور آنها ایجاد مینماید.

 

بدلیل اینکه گلایکول یک ماده آنیونی ضعیف می‌باشد، سرمنفی آن به سر مثبت ذرات حفاری شده چسبیده و باعث ایجاد پوششی بر روی ذرات می‌گردد. این پوشش گلایکول، تا دهانه چاه همراه ذرات خواهد بود که با کاهش دما در دهانه چاه، گلایکول به حالت محلول درون گل برگشته و بوسیله کنده‌ها به بیرون از سیستم انتقال داده نخواهد شد.

در این فرآیند نسبت به سیستم‌های پایه آبی معمولی به میزان کمتری رقیق سازی نیاز خواهیم داشت، زیرا گلایکول کنده‌ها را به راحتی به بیرون هدایت می‌کند. بنابراین نه تنها حجم گل ضایعاتی کاهش می‌یابد بلکه از لحاظ زیست محیطی نیز قابل قبول خواهد بود.

 

 

- آماده سازی سیستم:

1) دمای گردشی ته چاه را مشخص کرده یا تخمین بزنید. باید توجه داشت که دمای ته چاه در حالت استاتیک مناسب این محاسبات نمی‌باشد.

2) مقدار مناسب Glycol را تعیین کنید.

3) آب گل سازی را با کربنات سدیم و بیکربنات سدیم جهت حذف سختی گل، پیش درمانی کنید.

4) افزودنی‌های پالیمری جهت بدست آوردن غلظت مناسب را اضافه کنید.

5) افزودنیهای مناسب جهت پایداری شیلها را اضافه کنید.

6) PH سیستم را در محدوده 8.5 تا 9.5 نگه دارید.

7) با توجه به مورد شماره 2، مقدار نمک مورد نیاز را تعیین کرده و به سیستم اضافه کنید.

 البته می‌توان نمک را قبل از مواد غلظت زا و مواد پلیمری اضافه کرد تا انحلال بهتری داشته باشد.

8) مواد کنترل آبدهی گل را اضافه نمائید.

9) مواد وزن افزا را اضافه نمائید.

10) مقدارمناسب گلایکول را به سیستم اضافه کنید. مقدار گلایکول را به درصد حجمی در نظر بگیرید.

11) در صورت نیاز جهت رسیدن به خواص رئولوژی مناسب مواد ضد کلوخه‌ای را اضافه کنید.

غلظت‌های مختلف مواد از قبیل مواد کنترل‌کننده خواص رئولوژی گل و مواد پایدارکننده‌های شیل و مواد کنترل  آبدهی گل باید در قسمت‌های راهنما مشخص شود.

- روش تعیین:    (Cloud Point)    

یک نمونه از عصاره گل را درون استوانه مدرج ریخته و آن را بر روی هیتر قرار می‌دهیم. دما کم کم شروع به افزایش کرده تا زمانی که گلایکول به شکل ابری در‌آید.

 در این نقطه از دما نمونه به شکل‌ مات یا ابری دیده خواهد شد. این همان دمایی است که در آن گلایکول به حالت نامحلول در فاز مایع تبدیل می‌شود.

اگر گلایکول در نقطه مورد نظر شما ابری نشد، مثلاً در دمایی بالاتر از دمای مورد نظر شما به حالت ابری تبدیل شد، می‌توان با بالا بردن Salinity (مقدار درصد نمک) گل، نقطه دمای ابری شدن گلایکول را پائین آورد.

- دمای گردشی ته چاه: (Bottom Hole Circulation Temperture)

در شرایط عادی حفاری یک اختلاف دمایی بین دمای گردشی ته چاه (BHCT) و دمای سازند وجود دارد. برای دست یابی به بهترین عملکرد نقطه‌ ابری شدن گلایکول باید آن را طوری طراحی کرد که در دمایی نزدیک یا کمی کمتر از دمای گردشی  ته چاه (BHCT) به حالت ابری در آید.

ضمنأ می‌توان ترکیبی از چند گلایکول را نیز در یک سیستم بکار برد ولی در این صورت تشخیص دمای ابری شدن کار مشکلی خواهد بود، زیرا با ابری شدن یک نمونه از گلایکولها، دمای ابری شدن بقیه گلایکولهای موجود در سیستم را نمی‌توان تشخیص داد.

بطور کلی حداقل باید 3 درصد حجمی گلایکول در سیستم وجود داشته باشد، زیرا این ماده در مقادیر 3 تا 5 درصد موثر خواهد بود.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

بخش آزمایشات

- روش اندازه‌گیری Mf و Pf:

1) مقدار 1 میلی‌لیتر عصاره گل را درون ظرف ریخته و 5 میلی‌لیتر آب مقطر به آن اضافه کنید.

2) 2 یا چند قطره اندیکیتور فنل فتالئین به محلول اضافه کرده تا به رنگ صورتی درآید.

3) اسید سولفوریک 0.02 نرمال را قطره به قطره به محلول اضافه کرده و هم زمان هم بزنید تا رنگ صورتی به بی‌رنگ تبدیل شود (به رنگ قبلی برگردد).

نکته: اگر رنگ عصاره کدر و تیره باشد، بطوری که نتوان برگشت رنگ صورتی را تشخیص داد خاتمه عمل زمانی است که PH محیط به 8.3 کاهش یابد. (نمونه می‌تواند بوسیله آب مقطر رقیق‌سازی شود)

4) مقدار مصرفی اسید سولفوریک را به عنوان Pf اعلام می‌نمائیم واحد آن نیز میلی‌لیتر می‌باشد.

5) به همین محلول قبلی مقدار 3 تا چهار قطره متیل اورنژ اضافه کرده تا سبز رنگ گردد.

6) با اسید سولفوریک 0.02 نرمال محلول را تیتر نمائید. تا به رنگ زرد درآید در این موقع PH محیط 4.3 خواهد بود.

7) مجموع اسید مصرفی در هر دو آزمایش به عنوان MF اعلام می‌شود.

مثال: اگر نیم میلی‌لیتر اسید برای تست Pf مصرف شود و 0.3 میلی‌لیتر اسید برای تیتراسیون متیل اورنژ مورد استفاده قرار گیرد Mf برابر با 0.8 می‌باشد.

 

- روش تست با کلراید باریم (BaCl2):

1) یک میلی‌لیتر عصاره گل را درون ظرف قرار دهید.

2) دو قطره کلراید باریم 10 درصد به سلوشن اضافه کنید (این ماده بسیار سمی است و نباید بوسیله دهان بدرون پیپت کشیده شود).

3) موارد 2 تا 4 آزمایش قبل را تکرار کنید تا مقدار Pf بدست آید.

4) با یک حساب سرانگشتی اگر مقدار کلراید باریم مصرفی شما  یا کمتر از  مقدار Pf آزمایش قبل باشد گل دارای آلودگی کربناتی است.

مثال: اگر 1 میلی لیتر اسید برای تست Pf در آزمایش قبل بکار رفته باشد پس Pf برابر 1 است حال در آزمایش دوم یعنی کلراید باریم، مقدار 0.4 میلی‌لیتر اسید مصرف شود، بنابراین آلودگی کربناتی وجود دارد چون مقدار BaCl2 کمتر از  مقدار  آزمایش قبل است.

 

آزمایش :

1) یک میلی‌لیتر از گل درون ظرف آزمایش می‌ریزیم.

2) 25 میلی‌لیتر آب مقطر به آن اضافه می‌کنیم.

3) 5 قطره معرف فنل فتالئین اضافه کرده و هم می‌زنیم تا رنگ محلول صورتی شود.

4) بوسیله اسید سولفوریک 0.02 نرمال (یا 0.1 نرمال) تیتر می‌کنیم تا رنگ صورتی از بین برود.

نکته: اگر محیط آزمایش کدر باشد که تغییر رنگ مشاهده نشود پایان آزمایش زمانی است که PH محیط به 8.3 برسد.

5) مقدار اسید مصرفی را به عنوان  گزارش می‌کنیم اگر اسید 0.1 نرمال مصرف کرده باشیم باید آن را در 5 ضرب کنیم تا مقدار «» بدست آید.

 

- روش تعیین مقدار آهک:

1)  و  را طبق روشهای توضیح داده شده، بدست می‌آوریم.

2) کسر آب موجود در گل (کسر اعشاری ) را بوسیله دستگاه Ritort kit بدست می‌آوریم.

3) مقدار آهک (Lime Content) موجود در گل را به روش زیر محاسبه کنید.

 

 

 

 

 

 

- آزمایش آلکالینیتی عصاره گل (): Filtrate Alkalinity 

1) یک میلی‌لیتر از عصاره را درون ظرف ریخته و 24 میلی‌لیتر آب مقطر به آن اضافه کنید.

2) مقدار 2 میلی‌لیتر هیدروکسید سدیم 0.1 نرمال به آن اضافه کرده و خوب هم بزنید.

3) PH را اندازه بگیرید اگر 11.4 یا بالاتر باشد مرحله بعد را اجرا کنید در غیر اینصورت 2 میلی‌لیتر دیگر از هیدروکسید سدیم 0.1 نرمال اضافه کنید.

4) با استفاده از استوانه مدرج، 2 میلی‌لیتر کلراید باریم اندازه گرفته و به ظرف آزمایش اضافه می‌کنیم سپس 2 تا 4 قطره فنل فتالئین ضمن هم زدن به آن می‌افزائیم تا رنگ صورتی شود.

5) محلول را به وسیله اسید سولفوریک 0.02 نرمال تیتر نموده تا اولین تغییر رنگ (بی‌رنگی) را مشاهده کنیم (PH محیط 8.3).

نکته: ممکن است رنگ صورتی بعد از گذشت مدت کوتاهی از اتمام آزمایش دوباره ظاهر شود. در اینصورت نیازی به ادامه تیتراسیون نیست.

6) مقدار اسید مصرفی را به عنوان  گزارش کنید.

- روش آزمایش بدست آوردن :

1) همان آزمایش قبل را () تکرار کنید، با این تفاوت که عصاره گل در آزمایش را حذف می‌کنیم. سپس مقدار اسید را به عنوان   گزارش کنید.

 حال محاسبات مربوطه را طبق فرمولهای زیر انجام میدهیم :

اگر

 

 

اگر

 

 

 

- آزمایش متیلن بلو : (MBC)            METHYLENE BLUE CAPACITY

محلولهای مورد استفاده جهت آزمایش:

1) محلول متیلن بلو                                               

2) محلول هیدروژن پروکساید سه درصد        ( آب اکسیژنه)

3) محلول اسید سولفوریک 5 نرمال           ()

 

- روش انجام آزمایش

1) 2 میلی‌لیتر از گل را درون ارلن ریخته و 10 میلی‌لیتر آب به آن می‌افزائیم سپس 15 میلی‌لیتر آب اکسیژنه 3% و نیم میلی‌لیتر محلول اسید سولفوریک 5 نرمال به آن اضافه کرده و قبل از گرم کردن آن را خوب هم می‌زنیم به مدت 10 دقیقه محلول را جوشانده پس از آن حجم محلول را با آب مقطر به 50 میلی‌لیتر برسانید.

هشدار: موقع اضافه کردن آب مقطر باید حتماً از عینک آزمایشگاهی استفاده شود چون امکان ترکیدن ارلن بسیار زیاد است.

نکته: سیالات حفاری علاوه بر بنتونایت معمولاً دارای مواد جامد دیگری نیز، می‌باشند که متیلن بلو را به خود جذب می‌کنند. افزودن آب اکسیژنه به آزمایش نیز از این بابت است تا اثر مواد آلی نظیر CMC، پلی اکریلات و لیگنوسولفنایت و لیگنایتها را خنثی نماید تا جواب آزمایش با دقت بیشتری بدست آید.

2) نیم سی‌سی از محلول متیلن بلو را با پی‌پت به ارلن اضافه کنید. پس از آن درپوش ارلن را گذاشته و آن را به مدت 30 ثانیه به هم بزنید، در حالی که ذرات موجود در گل معلق می‌باشند باید بوسیله میله شیشه‌ای یک قطره از محلول را برداشته و آن را بر روی کاغذ صافی قرار دهید. نقطه پایانی آزمایش زمانی است که حلقه رنگی آبی مایل به سبز بدور قطره تشکیل گردد.

3) وقتی که رنگ مایل به سبز شروع به انتشار در اطراف قطره نمود ارلن را به مدت دو دقیقه دیگر به هم زده و قطره دیگری از آن را بر روی کاغذ صافی قرار دهید اگر باز هم حلقه رنگی آبی مایل به سبز تشکیل گردید آزمایش به نقطه پایان رسیده است در غیر اینصورت آزمایش را طبق روال گفته شده ادامه داده تا زمانی که رنگ آبی مایل به سبز مشخص شود.

 

 

 

 

4) مقدار محلول متیلن بلو استفاده شده را بر حسب سی سی یادداشت نمائید.

5) ظرفیت متیلن بلو گل به روش زیر محاسبه می‌شود:

 

 

 

 

 

 

- آزمایش سختی گل ():

1) 20 میلی‌لیتر آب مقطر درون ظرف آزمایش بریزید.

2) یک میلی‌لیتر از عصاره گل را به آن اضافه نمائید.

3) یک میلی‌لیتر از محلول بافر قوی  (آمونیوم هیدروکسید) به محلول اضافه کنید.

4) حدود 6 قطره Calmagite (معرف) به ظرف اضافه کرده و با میله شیشه‌ای هم بزنید اگر کلسیم یا منیزیم وجود داشته باشد رنگ محلول قرمز شرابی خواهد شد.

5) به وسیله پی‌پت و با استفاده از ورسونات استاندارد ضمن هم زدن، محلول را تیتر کرده تا زمانی که رنگ آن آبی شود مقدار مصرفی ورسونات را یادداشت کنید.

 اگر مقدار منیزیم نیز باید اندازه‌گیری شود مقدار یادداشت شده را «A» بنامید.

حال با توجه به محاسبات زیر می‌توان مقدار سختی گل را بدست آورد.

 

محاسبات:

 

 

 

گاهی اوقات به علت تیره بودن رنگ فیلتریت تشخیص نقطه پایانی آزمایش سختی، کار مشکلی است. با روش زیر می‌توان نقطه پایانی را بهتر تشخیص داد.

1) 20 میلی‌لیتر آب مقطر درون ظرف آزمایش بریزید.

2) یک میلی‌لیتر از عصاره گل را به ظرف آزمایش اضافه کنید اگر عصاره تیره باشد می‌توان به جای 1 میلی‌لیتر از 0.5 میلی‌لیتر استفاده کرد.

3) یک میلی‌لیتر معرف Masking Agent اضافه کنید.

4) یک میلی‌لیتر محلول بافر قوی آمونیوم هیدروکسید  اضافه کنید.

5) 6 قطره معرف Calmagite اضافه کرده و هم بزنید.

6) تیتراسیون آن توسط محلول ورسونات، تا زمانی که رنگ محلول بصورت آبی یا سبز درآید.

مقدار مصرفی و رسونات را یادداشت کرده و به شکل زیر حساب کنید.

 

 

 

- تعیین مقدار کلسیم و منیزیم:

1) 20 میلی‌لیتر آب مقطر را درون ظرف آزمایش بریزید.

2) مقدار 1 میلی‌لیتر از عصاره را به ظرف آزمایش اضافه نمائید.

3) یک میلی‌لیتر Masking Agent اضافه نمائید.

4) یک میلی‌لیتر از KOH یا NaOH هشت نرمال اضافه کرده و  قاشق چینی (0.2 گرم) معرف Calcon (یا (II) Calver اضافه کرده و بوسیله میله شیشه‌ای به هم بزنید.

5) بوسیله محلول استاندارد ورسونات، تیتر کرده تا محلول از رنگ قرمز شرابی به آبی تغییر پیدا کند مقدار مصرفی و رسونات را به عنوان عدد B یادداشت می‌کنیم.

 

 

 

 

- تعیین سختی گل  در عصاره تیره:

گاهی اوقات به علت تیره بودن عصاره گل، تشخیص رنگ و نقطه پایانی آزمایش مشکل خواهد شد. روش حاضر برای تشخیص نقطه پایانی آزمایش در عصاره‌های تیره باید مورد استفاده قرار گیرد.

- روش اول: «شامل کلیه فلزاتی که با محلول ورسونات تیتر می‌شود»

1) یک میلی‌لیتر از عصاره گل را در ظرف آزمایش بریزید.

2) 10 میلی‌لیتر از محلول Clorox (هیپوکلراید سدیم 5.25 درصد) اضافه کرده و هم بزنید (مطمئن باشید که محلول تازه بوده و دچار فساد نشده است).

3) یک میلی‌لیتر از اسید استیک به محلول اضافه کرده و هم بزنید.

4) ظرف آزمایش را بر روی هیتر قرار داده و اجازه دهید 5 دقیقه بجوشد (مقدار حجم محلول را بوسیله آب مقطر تامین کنید)

5) ظرف آزمایش را از روی هیتر برداشته و اجازه دهید تا به دمای اطاق برسد. قسمت پائین ظرف آزمایش را با آب مقطر بشوئید.

6) یک میلی‌لیتر محلول بافر قوی به آن اضافه کرده و هم بزنید.

7) شش قطره از calmagite را اضافه کرده و هم بزنید اگر سختی در آن وجود داشته باشد به رنگ قرمز شرابی تغییر خواهد کرد.

8) بوسیله پی‌پت با محلول ورسونات استاندارد تیتر کنید و مرتب هم بزنید تا زمانی که محلول به رنگ آبی در آید تغییر رنگ بصورت بنفش تا خاکستری در عصاره‌های تیره می‌تواند باشد.

مقدار و رسونات مصرفی را یادداشت نمائید آنگاه ToTal hardness را به شکل زیر حساب کنید.

 

= ml versenate x 400Total Hhardness as

 

- روش دوم: «شامل کلسیم و منیزیم که به عنوان کلسیم دوبار مثبت گزارش می‌شود»

1) یک میلی‌لیتر عصاره گل را درون ظرف بریزید.

2) 10 میلی‌لیتر Clorox (هیپوکلراید سدیم 5.25 درصد) به آن اضافه کنید.

3) یک میلی‌لیتر از اسید استیک به آن اضافه کرده و هم بزنید.

4) ظرف را روی هیتر قرار داده و 5 دقیقه بجوشانید. حجم محلول را بوسیله آب مقطر ثابت نگه دارید.

5) ظرف آزمایش را از روی هیتر برداشته و اجازه دهید تا به دمای اطاق برسد.

6) یک میلی‌لیتر محلول بافر قوی  به ظرف اضافه نموده و هم بزنید.

7) یک میلی‌لیتر از معرف Masking Agent به ظرف آزمایش اضافه نموده و هم بزنید.

8) 6 قطره Calmagite به ظرف آزمایش اضافه کرده و هم بزنید. اگر کلسیم و منیزیم وجود داشته باشد رنگ محلول قرمز شرابی خواهد شد.

9) با ورسونات محلول را تیتر کرده تا رنگ آن آبی شود.

(در تمام آزمایشات رنگ محلول باید کاملاً آبی شود یعنی اثری از رنگ قبلی در محلول نمانده باشد که این نقطه پایان آزمایش خواهد بود)

مقدار ورسونات را به عنوان A یادداشت کنید.

 

Total Hardness (mg/l) =

 

- تست کلسیم و منیزیم بطور جداگانه:

موارد یک تا پنج در آزمایش قبلی را تکرار کنید.

6) یک میلی‌لیتر بافر هیدروکسید سدیم به ظرف آزمایش اضافه نموده و هم بزنید (جهت رسوب دادن منیزیم).

7) یک میلی‌لیتر از معرف Masking Agent به ظرف آزمایش اضافه نموده و هم بزنید.

8)  قاشق چینی (0.2 گرم) از معرف Calcon به ظرف آزمایش اضافه کرده و هم بزنید اگر کلسیم وجود داشته باشد رنگ محلول به شکل قرمز شرابی خواهد شد.

9) بوسیله ورسونات محلول را تیتر کرده تا رنگ آن از قرمز شرابی به رنگ آبی تغییر کند. مقدار ورسونات را به عنوان عدد B یادداشت کنید. آنگاه از فرمول‌های زیر کلسیم و منیزیم را محاسبه کنید.

 

 

- آزمایش :

1) 1 یا 2 میلی‌لیتر از عصاره گل درون ظرف آزمایش بریزید.

2) مقدار اسید مورد نیاز برای تیراسیون  را اضافه کنید.

3) 25 میلی‌لیتر آب مقطر به ظرف بیفزایید.

4) 10 قطره محلول پتاسیم کرومات اضافه کرده، هم بزنید تا به رنگ زرد درآید.

5) با نیترات نقره، قطره قطره تیتر کنید تا زمانی که رنگ محلول از زرد به قرمز نارنجی تغییر یابد پس از آن 30 ثانیه زمان دهید اگر رنگ آن به حالت اول برگشت پایان آزمایش است.

6) مقدار مصرفی نیترات نقره را یادداشت کنید.

اگر میزان مصرفی نیترات نقره از 10 میلی‌لیتر بیشتر شده، باید تست را با عصاره کمتر و دقت بیشتر انجام داد یا اینکه از آب مقطر جهت رقیق سازی استفاده گردد. اگر غلظت یون کلراید در عصاره گل کمتر از 10000 میلی‌گرم در لیتر باشد باید از نیترات نقره 0.0282 نرمال استفاده شود که برابر با 0.001 گرم یون  در لیتر می‌باشد.

 نتیجه آزمایش را باید بصورت میلی‌گرم در لیتر یادداشت نمود.

 

 

 

اگر غلظت یون کلراید در عصاره بیش از 10000 میلی‌گرم در لیتر باشد، باید از نیترات نقره 0.282 نرمال که معادل 0.01 گرم یون  در لیتر می‌باشد استفاده کرد.

 

 

 

 

 

برای هر نرمالیته از نیترات نقره، یون کلراید بصورت زیر محاسبه می‌شود.

 

 

 

توجه: غلظت Nacl در محلول به اندازه 1.65 بار بیشتر از غلظت یون کلراید می‌باشد.

 

 

 

 

 

(Cation Exchange Capacity For Shales Test)   - آزمایش ظرفیت تعویض کاتیونی شیلها:

 

تقریباً یک گرم از شیل خشک شده را وزن می‌کنیم، درون ارلن مایر 150 میلی‌لیتری ریخته و 50 میلی‌لیتر آب مقطر به آن می‌افزائیم. سپس نیم میلی‌لیتر اسید سولفوریک 5 نرمال به آن اضافه کرده و به آرامی به مدت 10 دقیقه می‌جوشانیم و زمان میدهیم تا محلول سرد شود. بعد از سرد شدن نیم میلی‌لیتر به نیم میلی‌لیتر به محلول متیلن بلو 0.01 نرمال اضافه کرده و هم می‌زنیم تا به نقطه پایان آزمایش برسیم.

 

 

 

 

 

 

 

- آزمایش دستگاه Retort 50cc جهت سیستم Glycol:

گلایکول به عنوان یکی از مواد بازدارنده اصلی در سیستم‌های پالیمر – گلایکولی، با جذب بر روی شیلها مقدار آن در سیستم کاهش می‌یابد. بنابراین اندازه‌گیری مقدار گلایکول درون این گل مهم است. این آزمایش می‌تواند برای انواع مختلف گلایکول مورد استفاده قرار گیرد.

دستگاه Retort استاندارد ترجیحاً 50 میلی‌لیتر باید مجهز به یک درجه کنترل دما باشد تا بتواند دمای 302 درجه فارنهایت (150 درجه سانتی‌گراد) و 950 درجه فارنهایت (510 درجه سانتی‌گراد) را تامین کند.

- روش اجرایی:

1) کپ مخصوص دستگاه را پر از گل کنید. از پشم استیل استفاده کنید. کپ و قسمت بالایی را گریس مخصوص با دمای بالا زده، به هم پیچ کنید.

2) دمای دستگاه را بر روی 302 درجه فارنهایت قرار داده و اجازه دهید تا تمام آب درون کپ تبخیر شود که حدوداً 90 دقیقه طول می‌کشد مقدار حجم بدست آمده را به عنوان حجم اولیه یا  یادداشت کنید.

3) مجدداً دمای دستگاه را بر روی 950 درجه فارنهایت تنظیم کرده و بگذارید فاز مایع درون کپ نیز تبخیر شود. این حجم را به عنوان حجم نهایی یا  در نظر بگیرید.

آنگاه خواهیم داشت:

 

 

 

نکته: در صورت وجود دیگر مواد درون این گل با نقطه جوش بالا مانند روان‌کننده‌ها یا روغن ممکن است در نتیجه نهایی ایجاد خطا کند.

 

 

- روش تشخیص مقدار Glycol با انجام عمل شیمیایی و سانترفیوژ:

1) مقدار 8 سی‌سی از عصاره گل را جمع‌آوری کرده و در لوله سانترفیوژ قرار دهید.

2) مقدار 3 گرم نمک NaCl به لوله آزمایش اضافه کرده و آن را به خوبی تکان دهید تا قسمت اعظم نمک در آن حل شود.

3) به مدت سه دقیقه سانترفیوژ را بچرخانید.

4) لایه‌ای از گلایکول بالای محلول تشکیل خواهد شد حجم این لایه را می‌توان از درجه‌بندی روی لوله سانترفیوژ بدست آورد.

 

 

 درصد حجم گلایگول در عصاره = درصد گلایکول در کل سیستم گل

 

 = (کسر مایع) را از آزمایش Retort بصورت درصد در نظر بگیرید. مثلاً اگر آب 80 سی‌سی باشد آنرا در عدد بدست آمده از مقدار گلایکول ضرب کرده و بصورت درصد بنویسید.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

- آزمایش Cloud Point:

Cloud Point ( دمای ابری شدن)، دمایی ‌است که گلایکول در آن از حالت محلول به حالت نامحلول تبدیل میشود.

1) 2 تا 3 میلی‌لیتر از عصاره گل را درون استوانه مدرج  ریخته و آن را روی هیتر بگذارید.

2) یک دماسنج درون استوانه مدرج قرار دهید.

در اثر حرارت مشاهده خواهد شد که بخار گلایکول بصورت ابری درون استوانه‌ تشکیل خواهد شد (گاهی گلایکول مایل به تیره خواهد شد.) بخار گلایکول پس از بالا رفتن به دیواره استوانه برخورد کرده ، بصورت قطرات شبنم بر روی دیواره استوانه قرار گرفته و به پائین برمی‌گردد. به این حالت Cloud Point گلایکول گفته میشود.  در این موقع دما را یادداشت کرده و به عنوان دمای نقطه ابری شدن اعلام می‌کنیم.

 

 

 

 

شکل محلول و نامحلول گلایکول

 

 

 

 

- روش تعیین یون پتاسیم بوسیله پرکلراید سدیم جهت تشخیص کیفیت KCl

مواد و تجهیزات لازم:

1) محلول پرکلراید سدیم () g150 در 100 میلی‌لیتر آب مقطر

)پرکلراید سدیم یک ماده منفجره در حالت خشک می‌باشد این ماده اگر مرطوب نگه داشته شود هیچ خطری ندارد.(

2) محلول کلراید پتاسیم استاندارد (14 گرم KCL در 100 میلی‌لیتر آب مقطر).

3) دستگاه سانترفیوژ با دور تقریبی 1800 دور در دقیقه

4) گراف استاندارد KCl

5) استوانه مخصوص و مدرج 10 میلی‌لیتری

آماده‌سازی تجهیزات:

1) تنظیم کردن (کالیبره) دستگاه سانترفیوژ

اگر سانترفیوژ الکتریکی باشد آن را روی 1800 دور در دقیقه بوسیله دستگاه rheostat قرار می‌دهیم.

اگر سانترفیوژ دستی باشد بطور نسبی می‌توان 1800 دور در دقیقه را به روش زیر بدست آورد.

الف) مشخص کنید که با هر دور دسته دستگاه، قسمت چرخان سانترفیوژ چند دور می‌چرخد. مثلاً دسته دستگاه را بسیار آسان بچرخانید و تعداد دور قسمت چرخان را شمارش کنید.

ب) مشخص کنید برای 1800 دور، دسته دستگاه چند بار باید بچرخد.

2) آماده‌سازی منحنی کلراید پتاسیم استاندارد

الف) برای مصرفی 1 درصد تا 8 درصد بطور جداگانه تست راهنما انجا می‌دهیم.

مثلاً اگر قرار باشد 1% پتاسیم کلراید در سیستم داشته باشیم چنانچه KCl درجه خلوص مناسب داشته باشد باید  3.5 پتاسیم کلراید مصرف کنیم (به جدول صفحه 93 مراجعه شود).

این آزمایشات را هشت مرتبه یعنی از 1% تا 8% با پوند مصرفی‌های ذکر شده در جدول انجام دهید. در هر مرحله در ازای هر 3.5 پوند مصرفی پتاسیم کلراید 0.5 میلی‌لیتر از نمونه آزمایش را درون ظرف سانترفیوژ ریخته و مابقی تا 7 میلی  را آب مقطر اضافه می‌کنیم.

ب) مقدار 3 میلی‌لیتر پر کلراید سدیم به آن بیفزائید.

ج) به مدت 1 دقیقه با 1800 دور در دقیقه سانترفیوژ را می‌چرخانیم و مقدار رسوب را می‌خوانیم.

د) در یک کاغذ شطرنجی با خانه‌های مستطیل شکل که ضلع عمود آن مقدار رسوب KCl به میلی‌لیتر بوده و ضلع افقی آن مقدار KCl مصرفی به پوند در شبکه می‌باشد، نقاط نشانه از برخورد مقدار مصرفی و مقدار رسوب در 8 آ‍زمایش بالا را بدست می‌آوریم. آنگاه از جدولی مطلوب جهت تشخیص کیفیت KCl برخورداریم.

- آزمایش تعیین درصد KCl در گل:

1) مقدار 7 سی‌سی از عصاره گل را درون ظرف سانترفیوژ بریزید.

2) مقدار 3 سی‌سی پرکلراید سدیم به ظرف اضافه کنید تا حجم به 10 سی‌سی برسد (در صورت وجود پتاسیم فوراً رسوب تشکیل خواهد شد)

نکته مهم: هرگز رسوب تشکیل شده در اثر اضافه کردن پرکلراید سدیم را به هم نزنید.

3) با سرعت ثابت 1800 دور در دقیقه، به مدت 1 دقیقه سانترفیوژ را بچرخانید، سپس حجم رسوب را بخوانید.

بعد از آزمایش بلافاصله ظرف آزمایش را بشوئید.

4) جهت اطمینان از اینکه تمام پتاسیم موجود در عصاره گل رسوب داده شده است 2 تا 3 قطره محلول پرکلراید را بعد از انجام آزمایش به ظرف سانترفیوژ اضافه نمائید اگر رسوبی تشکیل نشد آزمایش صحیح است ولی اگر باز هم رسوبی تشکیل شد نشانه آن است که پتاسیم موجود در عصاره گل کاملاً رسوب داده نشده و آزمایش، با خطا روبرو است.

5) با مقایسه حجم رسوب بدست آمده و منحنی استاندارد غلظت کلراید پتاسیم  را مشخص کنید.

 

6) غلظت پتاسیم را با واحد پوند بر شبکه یا کیلوگرم بر مترمکعب گزارش کنید. غلظت پتاسیم می‌تواند به عنوان درصد KCl نیز گزارش شود.

 

 

 

محاسبات فوق با فرض بر اینکه S.G عصاره برابر 1 بوده انجام گرفته‌اند. در زمانی که KCl موجود در گل بیش از 21 پوند در بشکه باشد، می‌توان با رقیق‌سازی مناسب باعث بالا رفتن دقت نتیجه آزمایش شد. به عبارتی دیگر اگر مقدار KCl موجود در گل بیش از 21 پوند در بشکه باشد، مقدار 3 سی سی پرکلراید سدیم توانایی رسوب دادن تمام KCl  موجود در 7 سی سی عصاره را نخواهد داشت، لذا بجای 7 سی سی مقدار  3.5 سی‌سی از عصاره را درون لوله سانترفیوژ ریخته و بوسیله آب مقطر به 7 میرسانیم. سپس قبل از آنکه پرکلراید اضافه شود آن را خوب هم میزنیم.

بطور کلی اگر حجم عصاره برابر عددی غیر از 7 باشد، باید از فرمول زیر  پتاسیم کلراید را بدست آورد.

 

حجمی که از منحنی استاندارد قرائت می‌شود

 

این تست جهت نگه داشتن یون پتاسیم به میزان لازم درون گل حفاری در مناطق عملیاتی به ترتیبی که گفته شد بکار می‌رود و بهتر است زمانی مورد استفاده قرار گیرد که غلظت یون پتاسیم بالای 5000 میلی‌گرم بر لیتر باشد.

 

 

منحنی استاندارد پتاسیم کلراید

 

 

 

 

 

 

 


 
 
افزاینده های پلیمری
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:۳۱ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٦/٢۱
 

-9 افزاینده های پلیمری

تشکیلات شیمیایی با مولکول های بزرگ هستند که از بسیاری واحدهای کوچک تکراری که مونومر نامیده می شوند تشکیل شده اند.

پلیمرها به هنگام اضافه شدن در گل تغییرات کمتری در محتویات جامد گل ایجاد می کنند و به منظور کنترل صافی، اصطلاح ویسکوزیته، لختگی و مقاومت شیلی به گل اضافه می شوند.

گل های پلیمری توانایی بالایی در برابر شدت تنش های بالا دارند همچون زمانی که درون لوله حفاری و یا در مواجه با مته حفاری قرار می گیرند. بر این اساس یک سهم بزرگی از نیروهای هیدرولیکی موجود می تواند صرف مته شود و در نتیجه شدت نفوذ و پیشروی با سرعت و بهبود هیدرولیک حاصل خواهد شد.

استفاده پلیمرها از زمانی که نشاسته به عنوان افزاینده ای برای کنترل هرز روی گل به کار می‏رفت در گل های حفاری آغاز شد. از آن زمان به بعد پلیمرها منحصر به فردتر و مقبولیت آنها بیشتر گردید.

امروزه پلیمرها بخش مهمی از سیستم گل های پایه آبی را تشکیل می دهند، حتی تا حدی که بعضی از سیستم ها به طور کلی وابسته به پلیمرها هستند به عنوان مثال می توان از نشاسته که مبنای آن از منابع طبیعی است نام برد. پتانسیل نامحدود توسعه پلیمرها، آنها را بسیار کارآمد برای تقریباً همه انواع سیالات حفاری ساخته است.

با تکنولوژی پلیمرها امکان آنالیز وضعیتی، بر روی کی مرحله مولکولی و همچنین طراحی پلیمری با خصوصیات ویژه برای آن وضعیت ممکن شده است. به همین دلیل پلیمرها یک آینده نامحدود در سیالات حفاری دارند.

1-9-1 شیمی پلیمرها

یک پلیمر مولکولی بزرگی است تشکیل یافته از واحدهای پشت سر هم مشابه که این واحدهای کوچک منظم، مونومرها نامیده می شوند. پلیمریزاسیون زمانی اتفاق می افتد که مونومرها برای تشکیل مولکول پلیمر بزرگ، به هم وصل می شوند.

پلیمرها ممکن است وزن مولکولی در حد میلیون داشته باشند. پلیمرهایی که فقط از چند واحد پشت سر هم تشکیل شده باشند الیگومرها نامیده می شوند. برای بیان فرمول های نوشته شده برای یک پلیمر، فرمول تجربی تعداد واحد ساده و منظم است که بیان می شود برای مثال:

پلیمر پلی اتیلن[1]                   (C2H4)N

اتیلن نتیجه پلیمرازسیون مونومر اتیلن (CH2= CH4) است

در مدت فرآیند پلیمرازسیون جفت باند شکسته شده و پلیمر پلی اتیلن تشکیل می شود.

 

پلیمر پلی اتیلن بدست آمده متشکل از زنجیره بلندی از واحدهای پشت سر هم است. تعداد دفعاتی که مونومرها پشت سر هم قرار می گیرند معین و به عنوان درجه پلیمرازسیون است[2]. پلیمرها معمولاً درجه ای بزرگتر از 1000 دارند. پلی اتیلن مثال ساده ای از یک هوموپلیمر است. مثالهایی دیگر از هوموپلیمرها، پلی پروپیلن و پلی استایرن است.

کوپلیمرها، پلیمرهایی هستند که از دو یا تعداد بیشتری از انواع مونومرها تشکیل می شوند که مونومرها می توانند در نسبت های متعدد و در شرایط متفاوت در زنجیره واقع شوند. کوپلیمرها در طراحی پلیمرها از آزادی عمل بیشتری برخوردار هستند.

ساختار پلیمرها به صورت خطی، شاخه دار و شبکه ای دسته بندی می شوند.

از پلیمرهای خطی پر کاربرد در سیالات حفاری می توان از کربوکسی متیل سلولز[3] (CMC)     PHPA[4] و هیدروکسی اتیل سلولز[5] (HEC) نام برد.

و برای پلیمرهای شاخه دار می توان نشاسته و صمغ زانتان و پلیمرهای شبکه ای از صمغ زانتان شبکه ای[6] نام برد.

در زیر شماتیک انواع ساختار زنجیره پلیمرها آمده است.

 

شکل 1-6 شماتیک انواع ساختار زنجیره های پلیمری (1) خطی (2) شاخه دار(3) شبکه ای

در طراحی پلیمرها یک محدودیت امکان تغییرات ساختاری وجود دارد. برخی از عوامل که بر روی بهبود و کارایی پلیمرها تاثیر گذارند در زیر آمده است:

-       وزن مونومر یا مونومرها

-       وزن مولکولی

-       نوع شاخه ها یا گروههای انشعابی در زنجیره پلیمر

1-9-2 دسته بندی پلیمرها در سیالات حفاری

پلیمرها در سیالات حفاری به سه روش می توانند دسته بندی شوند. می توان آنها را بر اساس

الف: شیمی آنها همچون آنیونی یا کاتیونی بودن

ب: با توجه به نوع کاربرد یا خصوصیت آنها به طور مثال ویسکوز بخش بودن یا اینکه افزاینده‌ای جهت کنترل هرز روی گل

ج: یا به صورت ساده بر اساس مبدأ و مبنای تولیدی، آنها را دسته بندی کرد.

که در زیر افزاینده های پلیمری را از نظر مبنای تولیدی آنها تقسیم بندی می کنیم:

1-   پلیمرهای طبیعی[7]

2-   پلیمرهای طبیعی اصلاح یافته[8]

3-   پلیمرهای مصنوعی[9]

 

1-9-2-1 پلیمرهای طبیعی

پلیمرهای طبیعی، پلیمرهایی هستند که از طبیعت گرفته شده اند. این مواد از منابع طبیعی همچون، درختان، حیوانات و تخمیر باکتریها بدست می آیند.

محصول بدست آمده حداقل مراحلی از قبیل بهره برداری، جدا سازی، خرد کردن، خشک کردن قبل از بسته بندی را طی می کند.

پلیمرهای طبیعی ساختار پیچیده تری نسبت به پلیمرهای مصنوعی دارند و عموماً از وزن مولکولی بالایی برخوردار هستند. پلیمرهای طبیعی، پایداری دمایی کمتری نسبت به پلیمرهای مصنوع دارند و همچنین سازگاری و تحمل کمتری نسبت به تجزیه به وسیله باکتریها دارند. پلیمرهای طبیعی مورد استفاده در سیالات حفاری شامل مولکول های قندی پلیمریزه شده ای هستند که متعلق به دسته از از ترکیبات به نام پلی ساکاریدها هستند. مونومرها واحدهای قندی شامل کربن، هیدروژن و اکسیژن به نسبت 6:12:6 هستند. پلیمرازیسیون واحدها از طریق واکنش مایع سازی، در نقطه ای که واحدهای قندی منشعب می گردند رخ می دهد. پلی ساکاریدهای بدست آمده شامل واحدهای قندی هستند که توسط اتم های اکسیژن معمول به هم اتصال پیدا کرده اند. پلی ساکاریدها دارای یک C: H: O با نسبت 6:10:5 یا بصورت C6(OH2)5 هستند.

اتصالات اسکلتی و نوع ساختار پلیمرهای طبیعی بسیار پیچیده تر از پلیمرهای مصنوعی است. اسکلت شامل ساختارهای حلقه ای کربوهیدراته و اتم های اکسیژنی که به حلقه اتصال پیدا کردند می‌شود اما پلیمرهای مصنوعی دارای اتصالات کربن – کربن بسیار ساده تری هستند.

 

1-9-2-2 نشاسته

نشاسته پلیمری است طبیعی که از نمونه های مختلی از منابع گیاهی یا دانه ای بدست می آید. نشاسته ذرت و سیب زمینی منابع بسیار مهمی برای سیالات حفاری هستند. نشاسته شامل دو پلی ساکارید است:

الف) آمیلاز[10]

ب) آمیلوپکتین[11]

آمیلاز زنجیره ای از حلقه های کربوهیدراته است که زنجیره مستقیم آن اسکلت مولکول های نشاسته تشکیل می دهد. آمیلوپکتین زنجیره شاخه دار بلندی از حلقه های کربوهیدراته است که از اسکلت آمیلاز منشعب می شود.

 

نسبت جزء آمیلاز و آمیلوپکتین معرف خواص نشاسته خواهد بود نشاسته در مواد خام که از آن حاصل می شود به صورت محلول در آب نیست بلکه این مواد بصورت ساده در سطح آب شناور می شوند برای تاثیر گذار بودن نشاسته در سیال حفایر لازم است که از پوش حفاظتی آمیلوپکتین خارج شده و آمیلاز درونی خارج شود. دانه های نشاسته را تا زمانی که سلول ها آزاد شود گرما می دهند که در نهایت آمیلاز می پاشد این فرآیند همانند پیش ژلاتینی شدن شناخته شده است. با اولین پاشیدگی و پخش شدن، نشاسته آب را جذب می کند. سپس خشک گردیده و بسته بندی می‌گردد. که این محصول غیر یونی و قابل حل در آب نمک اشباع به خوبی آب شیرین معمولی است. M2 – LO – JELیک نشاسته ذرت است که شامل میانگین از 25% آمیلاز و 75% آمیلوپکتین است.

 

1-9-2-3 POLY- SAL®

یک نشاسته سیب زمینی است که تفاوت های جزئی با نشاسته ذرت دارد. نشاسته سیب زمینی وزن مولکولی بالاتری نسبت به نشاسته ذرت دارد. همچنین دارای غلظت بالاتری از آمیلاز نسبت به آمیلوپکتین است. به همین دلایل متفاوت تر کار می کند.

 

POLY- SAL® سازگاری بیشتری نسبت به سختی آب و پایداری گرمایی کمتری نسبت به              My- lo- JelTM دارد و همچنین ویسکوزیته بیشتری را نیز ایجاد می کند.

بیشترین نگرانی و عقب نشینی برای استفاده از نشاسته ها در ارتباط با تمایل آنها به تخمیر است آنها مواد زود تجزیه شونده طبیعی هستند و زمانی که در سیالات حفاری استفاده می شوند باید با یک باکتری کش محافظت شوند.

 POLY- SAL®  شامل یک باکتری کش در محصول نهایی است. محدودیت دوم نشاسته پایداری دمایی کم آن است. نشاسته زمانی که در مواجه طولانی با دماهای بیشتر از (102°c)225°F قرار می‌گیرد سریعاً تجزیه می شود.

بعضی از محیط ها نسبت به دیگر محیط ها بسیار مستعد برای تجزیه باکتریهایی هستند. از بدترین محیط ها می‌توان آب‌های برکه ای راکد مثال زد اگر چه می‌بایست آب های گرفته شده از رودخانه‌ها یا جریان ها، مورد توجه قرار گیرد. دماهای بالا، شرایط PH نامشخص و آب شیرین، رشد باکتریها را تسریع می بخشد. مشکلات باکتریها در سیستم های پرنمک (نمکی) و محیط هایی با PH بالا کمترند با وجود این با گذشت زمان آنها نیز رخ می دهند.

1-9-2-4 صمغ زانتان

زانتان به عنوان پلیمرهای  طبیعی دسته بندی می شود با وجود آن در واقع تهیه آن از شکل تولید باکترییایی بیشتر از شکل برگرفته از منابع طبیعی آن است.

باکتری xanthomonas campestris از طریق فرآیند پیچیده آنزیمی در طول سیکل زندگی نرمال آن، این صمغ را تولید می کند. زانتان یک پلیمر قابل حل در آب، کمی آنیونی و یک پلیمر شاخه دار بزرگ است که دارای وزن مولکولی در محدوده 2 تا 3 میلیون است که نسبتاً برای سیالات حفاری بالاست. مطابق شکل 1-9 زانتان یک زنجیره پنج حلقه است که ساختار تکراری آن شامل یک اسکلت دو حلقه و یک زنجیره کناری سه حلقه است.

 

شکل 1-9 ساختار زانتان

اسکلت شامل گلوکز مجزا در ساختار سلولز است. شاخه های منشعب شده همان اسکلت زنجیره‌های کناری سه حلقه ای قندی که اضافه شده اند هستند.

زنجیره های کناری افزوده شده گروههای عاملی مختلف هستند (کربونیل، کربوکسیل، هیدروکسیل و غیره) ساختار شاخه های طولانی پلیمر با باندهای نسبتاً سست هیدروژنی که در بین گروههای کنار کوپل می شود که این امر به زانتان خصوصیات منحصر به فرد ویسکوز بخشی می دهد. زمانی که به یک غلظت معین از پلیمر می رسیم، باندهای هیدروژنی در میان شاخه های پلیمر پیشرفت کرده و یک شبکه پیچیده و زاویه داری از مولکول های سست باند بدست می آید. زمانی که تنش به سیستم اعمال می شود، برخوردها و کنش های الکترو استاتیکی سست هستند نیروهای جاذبه قسمت های کشیده شده پلیمرها را به سمت هم نگه می دارد. همانطور که باندهای هیدروژنی می شکند ویسکوزیته سیال نیز کم می شود.

زمانی که تنش از بین می رود و زنجیره های پلیمری نیروهای بین مولکولی باندهای هیدروژنی خود را باز می یابند و شرایط اصلی ویسکوز بودن بر می گردد.

پلیمر زانتان سیال های شبه پلاستیک با ساختارهای ژلی ایجاد می کند همانطور که ذکر شد خصوصیت ویسکوز بودن پلیمر با مقدار تنش نسبت عکس داشته بدین صورت که تحت شرایط تنش‌های خیلی بالای تجربه شده در نازل مته حفاری، سیال آنقدر رقیق می شود که رفتاری همچون آب از خود بروز می دهد و تحت شرایط شدت تنش های پایین به طور نمونه در دالیز باندهای هیدروژنی دوباره تشکیل می شوند و ویسکوزیته افزایش پیدا می کند.

در حالت ایستا (ساکن) سیال‌های زانتان خصوصیات تکسوتروپیکی (ژلی) از خودشان نشان می‌دهد صمغ زانتان و پلیمر طبیعی مشابه با آن به نام صمغ welan، دو تا از چند پلیمر تجاری در سیالات پایه آبی که خصوصیات تکسوتروپیکی (ژل ها) ایجاد می کند هستند.

غلظت مورد نیاز زانتان برای افزایش و ایجاد خصوصیات تکسوتروپیکی بستگی به آب تزریقی دارد. فقط 0.5 Lb/bbl برای سیستم آب شیرین ممکن است کافی باشد در حالی که برای یک سیستم KCL یا NaCl (نمکی بالا) 2 تا Lb/bbl 3 ممکن است لازم باشد. در محیط های آبی بسیار نمکی پلیمر زانتان، همچون دیگر پلیمرهای پایه آبی، بسادگی هیدراته نمی شوند و برای اندکی افزایش به صورت گره خورده و پیچشی باقی می مانند در آب شیرین پلیمر انبساط یافته و شاخه های پلیمر در معرض تماس قرار می گیرند و باندهای هیدروژنی را آزاد گذاشته و در نتیجه تکسوتروپی خیلی ساده افزایش پیدا می کند.

صمغ زانتان همچون (flo - vis® , Duo- vis®) برای چند کاربرد به سیال افزوده می شوند. بیشتر مواقع به عنوان جایگزین یک رس برای دادن خصوصیات تکسوتروپیکی به گل افزوده می شوند. به عباراتی صمغ زانتان به جای پر کردن سیال با جامدات رسی، برای دسترسی به ویسکوزیته و تعلیق گل به کار برده می شود که بسیار موثر و سودمند است و در بیشتر موارد به عنوان نگهدارنده تعلیق یا افزایش ظرفیت حمل سیالات بدون افزایش در پر کردن جامدات به کار می رود.

این خصوصیات، صمغ زانتان را به منظور افزایش ویسکوزیته در چاههای افقی و توسعه ای به ویژه زمانی که چاهها شامل سرعت های دالیزی پایین می باشند پلیمری برای انتخاب می سازد.

زانتان دارای خصوصیاتی می باشد که آن را برای کاربردهای سیال های عاری از رس و سیالات تکمیلی ایده ال می سازد. همچنین آن را برای آب نمک به آب دریا، NaBr,CaCl2,kCl, NaCl ویسکوز بخش می نماید. صمغ زانتان به وسیله اکسید کننده ها (رنگ برها) یا آنزیم ها تجزیه می شود و برای تمیز کاری، قابل حل در اسید نیز می باشد. و باعث افزایش قدرت ژلی و تعلیق ساده با مواد قابل حل در اسید همچون CaCO3 می شود.

Flo-vis نمونه تکامل یافته از زانتان است. نمونه تکامل به گونه ای است که برای از بین بردن هر گونه باقیمانده های باکترییایی برای کاربردهای سیال تمیز می باشد. از نام های تجاری دیگر برای این نوع صمغ می توان از پلیمر XC و یا کلزان نام برد که توسط شرت های مختلف تولید کنند، تولید می گردند.

1-9-2-5 پلیمرهای طبیعی اصلاح شده[12]

پلیمرهای طبیعی اصلاح شده در سیالات حفاری بسیار رایج هستند. سلولز و نشاسته، دو پلیمر طبیعی هستند که مکرراً برای تولید پلیمرهای طبیعی اصلاح شده استفاده می شوند. نمونه های اصلاح شده خصوصیات مجزا و متفاوتی نسبت به پلیمرهای طبیعی و اصلی آنها می توانند داشته باشند. برای سیالات حفاری، پلیمرهای طبیعی غیر یونی، همچون سلولز و نشاسته به صورت پلی‌الکترولیت ها اصلاح می یابند.

-       پلی الکترولیت ها[13]

بسیاری از پلیمرها قابل حل در آب نیستند، بنابراین در سیالات حفاری پایه آبی کارایی ندارند، مگر اینکه آنها اصلاح یابند. برای دستیابی به حلالیت در آب، پلیمرها بعضی مواقع بصورت پلی الکترولیت‌ها اصلاح می شوند. این اصلاح سازی شامل یک تغییر در واحدهای تکراری پلیمر است.

یک پلی الکترولیت، پلیمری است که بصورت پلی یون ها و یون های مخالفی از بارهای متضاد در آب حل شده است. یک پلی یون دارای بارهایی است که در طول زنجیره پلیمری تکرار می شوند. بارها می توانند همچون یک پلیمر کاتیونی مثبت یا همچون یک پلیمر آنیونی منفی باشند.

مثال های معدودی از پلیمرهای کاتیونی موجود است اما بیشتر مواقع پلیمرهایی که در سیالات حفاری هستند به صورت منفی بارگذاری شده اند.

موثر بودن یک پلی الکترولیت به تعداد محل های موجود بر روی پلیمر بستگی دارد که برگرفته از عوامل زیر است:

غلظت پلیمر

غلظت و نحوه توزیع گروههای قابل یونیزه

نمکی یا سخت بودن سیال

PH سیال

با یک افزایش تعداد محل های یونیزه شده بر روی پلیمر، آن پلیمر تمایل پیدا می کند که از حالت حلقه ای خارج شده و بسط پیدا کند. که این بر اثر دافعه بارهای متقابل است که باعث افزایش طول زنجیره و کشیدن پلیمر به دورن یک پیکربندی می گردد، که بیشترین فاصله بین بارها را داراست.

همانطور که بحث شد پلیمر در معرض تعداد محل های بازگذاری شده زیادی، قرار می گیرد که اجازه می دهد پلیمر به ذرات رس متصل و خاصیت ویسکوز به فاز سیال بدهد.

-       تاثیرات غلظت[14]

همانطور که تشریح شد پلیمرها، زمانی که در یک سیال حفاری حل می شوند بصورت یک پیکر بندی کشیده شده ای، با طول زنجیره پلیمری بلند فرض می شوند. که این پیکربندی به صورت میله ای نمی باشد بلکه برای دستیابی به ماکزیمم فاصله بین بارهای مشابه بر روی پلیمر به صورت تابدار و پیچش یافته است.

در غلظت های پایین (رقیق)، پلیمر و پوشش نازکی از آب (حدود 2 یا 3 مولکول آب) را جذب می‎کند.

که یک دافعه الکترواستاتیکی بین این پوشش ها وجود دارد. زمانی که شکل کاملاً توسعه یافته ای فرض شود دارای سطح بزرگی خواهد بود که این مساحت سطح بزرگ در تاثیرات ویسکوزیته پلیمر سهمی بر عهده خواهد داشت.

همانطور که غلظت پلیمر افزایش پیدا می کند پوشش محیط آبی پلیمر کاهش پیدا می کند.

 

 

-       تاثیرات PH

PH بر حلالیت پلیمر تاثیر گذار است. PH بعضی مواقع مقدار دامنه یونیزاسیون گروههای عاملی را در طول زنجیره پلیمری تعیین می کند. برای مثال بیشتر گروههای عامل رایج پیدا شده در پلیمرهای پایه آبی گروه کربو کسیلی هستند. گروه کربوکسیل یونیزه شده، یک مشخصه مجزایی در بیشتر پلیمرهای آنیونی شامل CMC، PHPA و صمغ زانتان و تعدادی دیگر ایجاد می کند.

پونیزاسیون به وسیله واکنش گروه کربوکسیلی با یک ماده آلکالی همچون کاستیک سودا انجام شده است. با یونیزاسیون گروه کربوکسیل نامحلول قبلی، حلالیت پلیمر رخ می دهد.

 

گروههای کربوکسیلی سدیم از طریق یک محل بازگذاری شده آنیونی، آب را در خود جذب می کنند. زمانی که پلیمر به آب افزوده می شود، یون سدیم از زنجیره پلیمر جدا شده و یک محل بارگذاری شده منفی ایجاد می کند. اکنون پلیمر آنیونی، و فارغ از آب هیدراته است همانطور که پلیمر آب را جذب می کند محیط پوشش پلیمر، افزایش یافته و ویسکوزیته افزایش پیدا می کند. بهترین حلالیت گروه کربوکسیل از PH 5/8 تا 10 رخ می دهد. برای یونیزه کردن و حلالیت پلیمر، کاستیک کافی برای رسیدن به PH برابر با 5/8 لازم است. اگر مقدار زیادی از کاستیک سودا افزوده شود خاصیت ویسکوزیته به صورت ناچیز سرکوب شده و جلوگیری می گردد. اگر یک PH معکوس رخ دهد برای مثال PH محلول به شرایط اسیدی سقوط کند (کمتر از 7) در آنصورت گروه کربوکسیلی به شکل اولیه و اصلی کربوکسیل باز می گردد و پلیمر حلالیت خود را از دست می دهد.

-       تاثیرات نمک

نمکی شدن سیال، در تاثیرات یک پلیمر بر سیال نقش بسیار بزرگی را داراست. زمانی که یک پلیمر قابل حل در آب به آب اضافه می شود، نمک از سست شدن (باز شدن) و افزایش طول زنجیره پلیمری جلوگیری می کند.

نمک، قدرت آبی را که یک پلیمر می تواند در آن هیدراته و توسعه یابد را محدود می کند. وقتی که نمک به یک سیستم آب شیرین که پلیمرها در آن هستند افزوده می شود معمولاً یک مشکل نوسان ویسکوزیته را به وجود می آورد. بدین صورت که نمک آب را جذب می کند و آن را از پلیمرها جدا می کند و سیستم ممکن است حداقل به صورت موقت تخریب شده و یک افزایش ویسکوزیته رخ دهد.

معمولاً در محیط های نمکی از تاثیر گذاری پلیمرها کاسته می شود اما آن را با افزاینده ای همچون PAC یا صمغ زانتان می توان باز گرداند که این افزاینده با غلظت های نرمال و یا حتی ممکن است برای بهتر کردن شرایط در محیط های نمکی غلظت های بیشتر لازم باشد.

-       تاثیرات کاتیون دو ظرفیتی (دو والانسی)[15]:

زمانی که در یک سیال حفاری یون های دو ظرفیتی همچون کلسیم و منیزیم حضور داشته باشند تاثیرات آنها بر سیستم می تواند قابل ملاحظه باشد

همانند یون سدیم که چنان آب را جذب می کند که موجودیت کلی آب را محدود می کند یون های منیزیم و کلسیم حتی آب بیشتری را نسبت به یون سدیم جذب می کنند که هیدراسیون پلیمر را در حضور آن بسیار ناکار آمد می نمایند.

پلیمرهای آنیونی یک مشکل مواجهه با کلسیم دارند که کلسیم با گروه آنیونی پلیمر واکنش داده که در حین این عمل پلیمر لخته شده و می تواند از سیستم ته نشین گردد. به همین دلیل در بیشتر مواقع برای بهتر کردن شرایط کلسیم، سودااش توصیه می گردد. پلیمرهایی که به مقدار کم آنیونی هستند همانند صمغ زانتان و پلیمرهایی که غیر آنیونی هستند همانند نشاسته که با کلسیم رسوب داده نمی‌شوند.

-       مشتقات سلولز

سلولز یک پلیمر طبیعی است که قابل حل در آب نمی باشد که برای مورد استفاده قرار دادن آن در سیالات حفاری باید به صورت کربوکسی متیل سلولز (CMC) اصلاح شود.

 

شکل 1-10 ساختار سلولز

CMC مثالی از یک پلی الکترولیت است شکل ها نشان می دهد که چگونه ساختار حلقه های تکراری برای سلولز در حضور گروه آنیونی کربوکسی متیل اصلاح می شود. حال در پلیمر اصلاح شده به واسطه گروه آنیونی، یک میل ترکیبی با آب و حلالیت در آن ایجاد شده است.

 

شکل 1-11 ساختار سلولز

کربوکسی متیل سلولز یا واکنشی از نمک سدیم اسید مونو کلرواستیک (CICH2COONa) با سلولز تشکیل می شود. جایگزینی بیشتر مواقع در گروه (-CH2OH) برای تشکیل یک پلی الکترولیت قابل حل اتفاق می افتد.

 

شکل 1-12 ساختار CMC

خصوصیات کربوکسی متیل سلولز به چه عامل بستگی دارد:

-       درجه جانشینی                   (D.S)

-       درجه پلیمریزاسیون             (D.P)

-       یکنواختی جانشینی

-       خلوص محصول نهایی

درجه پلیمریزاسیون بیانگر تعداد دفعات تکرار شدن ساختار حلقه است. ساختار حلقه، یک ساختار تکراری است که پلیمر را تعریف می کند مقدار بالای D.P مقدار بالای وزن مولکولی است و همانطوری که D.P برای CMC افزایش پیدا می کند ویسکوزیته نیز افزایش پیدا خواهد کرد.

CMC با ویسکوزیته بالا (HV- CMC) یک وزن مولکولی بالایی نسبت به CMC با ویسکوزیته پایین (LV- CMC) دارد.

درجه جانشینی اشاره به تعداد جایگزین هایی دارد که بر روی یک ساختار حلقه ای منفرد رخ می‌دهد در کربوکسی متیل سلولز سدیم (مطابق شکل 1-11) دقیقاً یک جایگزینی بر روی هر ساختار حلقه‌ای وجود دارد که این بدین معنی است که D.S  برابر با 1 است.

در مثال بالا جایگزینی فقط بر روی گروه هیدروکسیل متیل (-CH2OH) رخ می دهد همچنین جایگزینی در هر یک از دو گروههای هیدروکسیل (-OH) می توانست رخ دهد که پتانسیل D.S برابر با 3 را نتیجه می دهد. حلالیت در آب زمانی فرا می رسد که D.S به 45/0 برسد.

محدوده D.S معمولی برای CMC از 7/0 تا 8/0 است. CMC با ویسکوزیته بالا (HV- CMC)، D.S مشابهی با CMC نسبتاً بالای CMC های جایگزین یافته است که آنها را پلی آنیونیک سلولز[16] یا بصورت ساده PAC  نامیده اند.

 

PAC

PAC از نظر ساختار شیمیایی و همچنین D.P، مشابه با CMC است فقط D.S برای دو پلیمر متفاوت است محدوده عادی D.S برای PAC بین 9/0 تا 1 است.

D.S بالا برای پلیمر PAC آنرا بسیار قابل حل تر از CMC کرده است که این کارایی PAC را بصورت کلی بهتر از CMC کارایی بهتری نسبت به CMC داراست.

بعضی مواقع CMC و PAC با D.S و D.P و خلوص متفاوت کارایی متفاوت دارند که این بر اثر غیر یکنواختی جایگزینی ها در طول زنجیره است یک CMC و PAC با کیفیت خوب دارای جانشینی های غیر یکنواخت در طول زنجیره است.

هنگامی که در یک زنجیره پلیمر CMC یا PAC، جایگزین فقط در یک سر و یا در وسط پلیمر رخ دهد در آنصورت حلالیت پلیمر و کم و در نتیجه دارای کارایی کمی در سیالات حفاری خواهد بود.

-       پلی پک (Poly PAC®)

پلی پک، یک سلولز پلی آنیونیک با کیفیت بالاست که هرز روی گل در سیستم های آب شیرین، آب دریا، NaCl، NCI را کنترل می کند که بوسیله ایجاد یک لایه نازک، سفت و انحنا پذیر از هرز روی سیال به سمت سازندها جلوگیری و آن را محدود می کند. همچنین ویسکوزیته عالی را در درون سیستم آب شیرین و آب دریا ایجاد می کند برای استفاده در آب دریا، آب نمکی و آب های با محلول کلسیم بالای (mg/l) 400، پلی پک بیشتر از CMC توصیه شده است.

 

در زیر جدولی با خصوصیات تکنیکی و محدودیت های از  PACو CMC آمده است:

D.S

D.P

وزن محلول

محصول

1-9 و 0

1-9 و 0

8 و 0-7 و 0

8 و 0-7 و 0

1000-850

1280-1130

1000-850

1280-1130

170-140

225-200

170-140

225-200

PACLV

PAC+V

CMC LV

CMC HV

 

هیدروکسی اتیل سلولز[17] (HEC):

نمونه ای دیگر از پلیمرهای سلولزی اصلاح شده است که با خیساندن سلولز در محلول کاستیک سودا و سپس واکنش این سلولز آنکانی با اتیلن اکساید بدست می آید نتیجه حاصله یک جایگزینی گروههای هیدروکسی اتیل بر روی هیدروکسی متیل در محل های هیدروکسیل است.

حتی با اینکه غیر یونی است گروههای هیدروکسی اتیل متیل ترکیبی ویژه ای با آب برای ایجاد محلول آبی پلیمری دارند.

D.P زنجیره های کناری جایگزینی مولی نامیده می شوند (M.S) یا میانگین تعداد مولکول های اتیلن اکساید که با هر واحد سلولزی واکنش می دهند با اتصال یک گروه هیدروکسی اتیل به هر واحد، گروههای اضافی از یک انتها به انتهای دیگر ساختار، بیشتر در معرض واکنش قرار می گیرند و تا زمانی که اتیلن اکساید موجود باشد این واکنش ها می تواند ادامه داشته باشد.

M.S بالا حلالین بالای پلیمر است بنابراین سازگاری بیشتری را در برابر نمک و سختی خواهد داشت معمولاً محدوده M.S از 5/1 تا 5/2 برای HEC متغیر است.

HEC برای کنترل ویسکوزیته و هرز روی گل در سیالات تکمیلی استفاده می شود که سازگار با آب‌های نمکی شامل آب دریا، KCl، NaCl، CaCl2 و CaBr2 است همچنین HEC یک پلیمر بسیار تمیز و قابل حل در اسید است که در عملیات های که باید