سیالات حفاری

معماری فرهنگ قوم لر حفاری وسیالات حفاری تمدن لرستان

 
روشهای محاسبه زمان تاخیر (Lag Time Calculation Methods)
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٠٢ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٢٥
 

روشهای محاسبه زمان تاخیر (Lag Time Calculation Methods)

 

1-    روش ساده و کاربردی جدول ضرایب و اندازه مته.

 

Lag Time (min) = K* Depth (m) / GPM

 

 

K

Bit Size

87

26"

36.8

17 1/2"

16.52

12 1/4"

6.376

8 1/2"

5.95

6 5/8"

5.8

6 1/2"

5.54

6 1/8"

5.4

6 3/32"

5.2

5 7/8"

جدول ضریب و اندازه مته

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2-    روش محاسبه سرعت پرشدن حفره چاه  (Annular Velocity)

 

Annular Velocity (ft/min) = 24.5 Q/ [(Dh)2 – (Dp)2]

 

Q : GPMمیزان پمپاژ سیال حفاری توسط پمپ گل بر حسب

Dh : قطر حفره چاه بر حسب اینچ

Dp : قطر بیرونی رشته حفاری بر حسب اینچ

 

باید توجه داشت که در این فرمول میزان هرز روی و یا جریان چاه در نظر گرفته نشده است. همچنین برای هر بخش از حفره چاه که دارای قطر متفاوت با بخش دیگری است و یا هر بخش از رشته حفاری که دارای قطر بیرونی متفاوت با بخش های دیگر رشته حفاری است در تطبیق با قطر حفره چاه در همان بخش باید این فرمول محاسبه شود و در نهایت نتایج را با هم جمع کرد. در این صورت میتوان میزان هرززوی گل حفاری را نیز به حساب آورد.


 
 
انواع اب وروشهای تصفیه اب وتولید اب
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱:٥۳ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٢٥
 

آب مهمترین ماده شمیمیایی است

  •  در قرن جاری منابع آب شیرین از چاههای نفت با ارزش تر خواهند بود.
  •  80% سطح زمین از آب پوشیده شده است.
  •  97% از آب های موجود شور هستند.
  • 2% از آب های جهان به صورت یخ های قطبی هستند
  •  1% آب جهان شیرین و قابل استفاده است

 

  • آبهای زیر زمینی مثل آب چاهها و چشمه ها
  •  آبهای سطحی مثل رودخانه ها و جویبارها
  •  آبهای شور دریاها و اقیانوس ها

1-2-1 ویژگیهای آب های زیر زمینی

1- مواد معلق، مواد آلی در آن ها معمولاً کم است.

   2- Fe2+ و Mn2+ در آن ها کم و CO2نسبتاَ زیاد

   3- املاح محلول و سختی آن ها نسبتاً زیاد

   4- چاههای کم عمق ممکن است آلوده به میکروب باشند.

 

1- زلال هستند.

2- معمولاً به میکروارگانیسم ها آلوده هستند.

3- مقدار آمونیاک و نیترات آنها ممکن است زیاد باشد.

4- در صورت عبور از نواحی صنعتی، به مواد شیمیایی آلوده هستند.

5- املاح محلول آن ها نسبتاً کم است.

6- PH آنها در حدود 8-7 است.

1-2-3- ویژگیهای آبهای شور

1- مقدار املاح محلول آنها زیاد، 1000 تا PPM 40000

2- میزان یونهای کلر و سدیم آن زیاد ، بیش از PPM 500

 

آب خالص در طبیعت وجود ندارد.

ضمن استقرار آب در یک مکان یا جاری شدن در یک منطقه، مواد جامد و گازهای محلول در آب، در آن حل و مواد ریز غیر قابل حل در آن به صورت معلق در می آیند. بنابراین:

ناخالصی های آب سه دسته کلی هستند:

  1. یونها (کاتیونها و آنیون ها)

2. گازهای محلول در آب (اکسیژن، دی اکسید کربن و ...)

3. مواد کلوئیدی و معلق (گل و لای، باکتری ها و ...)

 

1-1-3-1- کاتیون ها

کاتیون هایی که تقریباً در تمام آب های طبیعی وجود دارند:

منیزیم Mg++، باعث سختی می شود ماده غذایی موجودات زنده می شود.

سدیم Na+ ، غلظت زیاد آن سبب شوری، برای گیاهان و ماهیان مضر است.

کلسیم Ca++، باعث سختی می شود، ماده غذایی موجودات زنده است.

پتاسیم K+، مقدار آن کم تر از سدیم ا ست.

آهن Fe2+، مقدار آن به PH و O2 آب بستگی دارد، حدود 2/0 – 5/0 PPM

            در آب های سطحی و حدود 1 تا 10 mg/l در آب های عمقی

منگنز Mn++، غلظت آن حدود 1/0 – 1 میلی گرم در لیتر است.

زیاد آن باعث بوی نامطبوع و رشد میکروارگانیسم ها می شود.

 

  • آنیون هایی که در اثر آب های طبیعی حضور دارند:
  • بیکربنات و کربنات: منشأ آن ها، انحلال کربنات کلسیم و Co2 در آب. خاصیت بافری به آب می دهند.
  • کلرید Cl-–: غلظت زیاد آن سبب شوری و برای بسیاری از گیاهان مضر است. وسبب خردگی فلزات نیز می شود.
  • سولفات So42-: منشأ آن انحلال نمک های سولفات و تا حدودی از فعالیت باکتری ها، مقدار زیاد سبب اسهال، برای گیاهان مضر خوردگی سازه ها می شود.
  • سیلیکا: سیلیکا هم به صورت یونی و هم کلوئیدی در آب می تواند وجود داشته باشد. که به PH بستگی دارد. در آب های طبیعی حدود ppm30-1 برای نیروگاهها مشکل ساز است.
  • نیترات NO3-: در آب طبیعی در حدود ppm 1 است. در آب های زیرزمینی در حضور باکتری ها می توانند تا ppm 50 هم باشد.

 

  • مهمترین ناخالصی های گازی آب:
  • اکسیژن (O2): منشأ آن اکسیژن هوا (طبق قانون هنری) اکسیژن باعث گوارایی آب و در ضمن خورندگی آن می شود.
  • دی اکسید کربن (CO2): منشأ آن تجزیه بی کربنات ها در اثر کاهش PH ، CO2 هوا
  • آمونیاک (NH3): منشأ ترکیبات ازت دار آلی و باکتریها.
  • هیدروژن سولفوره (H2S): منشأ آن تجزیه ترکیبات گوگرد بوسیله باکتری ها، ایجاد طعم وبوی بد.

 

  • فرمول مولکولی آب H2O، با توجه به ایزوتوپهای H(H,2H,3H1) و  16O,17O,18O )O):
  •  برای آب 18 نوع ایزوتوپ وجود دارد.
  • ولی 7/99% ملکولهای آب H2O16 هستند. 2/0% H2O18
  • 04/0% H2O17 و HDO فقط 03/0%
  • بعلت وجود پیوندهای هیدروژنی در آب؛ ویژگی های دیل در آب از مواد با وزن 1مولکولی مشابه بیشتر است.
  • نقطه جوش و نقطه ذوب، ظرفیت حرارتی
  • دانسیته، ویسکوزیته، کشش سطحی، ثابت دی الکتریک

 

  • مولکول آب قطبی  است و بسیاری از مواد یونی را در خود حل می کند.
  • فشار بخار آب زیاد نیست. (mmHg5/17 در0C20
  • بنابراین اتلاف آن زیاد نیست.
  • ظرفیت حرارتی آب زیاد است (cal/g0C? 5/0)
  • برای انتقال گرما مناسب است.
  • گرمای نهان جوش آب زیاد است. Cal/g540
  • محمل ارزان قیمتی برای انتقال انرژی

 

  • 1-5-1- کشاورزی؛ بیشترین مصرف آب در کشاورزی است. PH و میزان Na+ آب مورد مصرف کشاورزی باید کنترل شود. فاقد مواد سمی باشد.
  • 2-5-1- صنعت
  •  فرایند تولید
  • سیستم های سرمایش و گرمایش
  • واحدهای تولید بخار
  • کیفیت آب مورد استفاده در صنعت بستگی به نوع صنعت و نوع مصرف آن دارد.
  • 1-2-5-1- تصفیه آبهای صنعتی
  • روشهای کلی تصفیه آب ها جهت مصارف صنعتی:
  • الف – حذف و یا کاهش ناخالصی ها
  • مثل کاهش یا حذف سختی
  • ب – افزایش مواد کمکی به آب
  • مثل تزریق ترکیبات مخصوص ضد خورندگی و یا ضد رسوب

 

  • ویژگی های لازم این آبها:
  • الف – فاقد مواد معلق، کلوئیدی و رنگ
  • ب – فاقد میکروبهای بیماری زا
  • ج – فاقد مواد سمی
  • د – مقدار مواد آلی و اکسید کننده نباید از حد مجاز بیشتر باشد.
  • سازمان بهداشت جهانی WHO یکی از مراجعی است که حدود مجاز میزان ناخالصی های آب شرب را مشخص کرده است.

 

  • 1- تولید رسوب در دستگاههای حرارتی دیگهای بخار که باعث:
  • کاهش انتقال حرارت
  • کاهش عمرمفید سرویس دستگاهها
  • 2- تولید بخار با کیفیت پایین
  • مثلاً وجود سیلیس سبب رسوب آن روی پره های توربین می شود.
  • 3- خوردگی بویلرها و تأسیسات
  • باعث سوراخ شدن مخازن و لوله ها
  • 4- اتلاف مواد شیمیایی، مثل صابون
  • 5- باقی گذاشتن لکه روی محصولات غذایی و نساجی
  • ذرات معلق و کلوئیدی → اکسید Mn2+, Fe2+

 

  • آب طبیعی را باید برای مصارف آشامیدنی و صنعتی تصفیه کرد.
  • عواملی که سبب ضرورت تصفیه آب می شوند:
  • وجود باکتری های بیماری زا (پاتوژن) در آب
  • کمبود و یا زیادی بعضی از یونها
  • وجود ذرات معلق
  • بو، مزه و رنگ آب
  • نکته مهم: برای هر صنعتی مطلوب ترین کیفیت آب آن است که هزینه تصفیه آب کمتر از مخارج رفع عوارض ناشی از حضور ناخالصی ها باشد.

 

  • 1- به عنوان ماده اولیه
  • 2- به عنوان حلال مواد اولیه
  • 3- به صورت ماده ذخیره کننده انرژی
  • 4- محافظ در برابر گرما و تشعشع (D2O)
  • 5- برای اطفاء حریق
  • 6- در فرایند هایی نظیر تبخیر، تبلور و غیره

 

  • تعاریف و اصول کلی مربوط به آب و تصفیه آب
  • 2-1- نحوه گزارش مقدار ناخالصی های آب :
  • معمولاً تمام ناخالصی های آب به جز Co2, Mn2+, Fe2+, SiO2 و O2 را بر حسب   ppmکربنات کلسیم گزارش می کنند:
  • روش محاسبه غلظت یک ناخالصی بر حسب ppm معادل کربناتی:
  • تعداد میلی اکی والان های ناخالص = تعداد میلی ا کی والان های معادل کربناتی
  • 50× تعداد میلی اکی والان های معادل کربناتی = ppm معادل کربناتی (کربنات کلسیم)
  • ppm معادل کربناتی معادل یک میلی گرم کربنات کلسیم در یک لیتر نمونه آب است.

 

  • 1- غلظت ها اعداد نسبتاً بزرگی می شوند.
  • 2- یک PPM معادل کربناتی آنیون = یک PPM معادل کربناتی کاتیون
  • 3- غلظت ها با یکدیگر جمع پذیراند.
  • 4- مقایسه و بررسی نتایج آنالیز آسان است.
  • 5- اصل خنثی بودن بسادگی قابل کنترل است.

 

  • 2-2-1- شاخص های املاح محلول آب،
  • هدایت الکتریکی آب (EC) ، PH، قلیائیت ماده (P)
  • قلیائیت کل (M)، سختی کل (TH) و کل املاح محلول جامد TDS
  • 2-2-2- شاخص های مواد معلق آب،
  • کل مواد جامد معلق (TSS)، کدریت (بر حسب NTU یا TTU) و رنگ آب (CU).
  • 2-2-3- شاخص های آلودگیهای آلی آب،
  • اکسیژن مورد نیاز بیوشیمیایی BOD،
  • اکسیژن مورد نیاز شیمیایی COD،
  • کل کربن آلی TOC،
  • 4- شاخص بهداشتی بودن آب،
  • E. Coliform

 

  • 1- هدایت الکتریکی
  • 2- PH
  • 3- TDS کل مواد جامد حل شده در آب
  • 4- سختی کل، سختی موقت و دائم
  • 5- قلیائیت کل و ساده
  • این شاخص های اطلاعات کلی و مفیدی در مورد میزان املاح محلول آب بما می دهند.
  • ذیلاً در مورد هر کدام بحث خواهد شد.

 

  • EC آب خالص μho/Cm  056/0 است.
  • در آبهای طبیعی هر چه مقدار یونها بیشتر باشد، EC آن بیشتر است و بالعکس، در مورد آبهای آشامیدنی و کشاورزی به طور کلی:
  •      ( برحسب میلی گرم در لیتر )
  • 7/0≥                                  ≥55/0      
  •       (برحسب میکرو برسانتی متر )
  • در مورد آبهایی که EC آن ها کمتر از μho/Cm30000 است.
  • نسبت فوق با تقریب خوب 64/0 است.

 

  • PH= -log [H+]
  • PH آب خالص در دمای 25درجه سانتیگرادبرابر 7 است.
  • PH آب با افزایش دما افزایش می یابد. (شکل 1-2)
  • PH آبهای طبیعی عموماً در محدوده 8-6 است.
  • کنترل PH در بسیاری از فرایندهای تصفیه ضرورت دارد.
  • PH آب را با دستگاه PH متر اندازه گیری می کنند.
  • PH آب را با استفاده از کاغذهای PH و یا شتاب گرها می توان اندازه گیری کرد که دقت آن کمتر است.

 

  • TDS نشان دهنده کل غلظت یونهای موجود در آب است.
  • TDS را بر حسب میلی گرم در لیتر گزارش می کنند.
  • TDS شاخص خوبی برای تعیین کیفیت کلی آب است.
  • محدوده TDS آب های مختلف:

دریا

آبهای شور

مجاز آشامیدنی

مطلوب آشامیدنی

مطلوب صنعتی

      آب

حدود 40000

حدود 10000

حدود1000 

حدود500

کمتراز 100

TDS(ppm)   

 

 

  • سختی آب چیست؟
  • میزان املاح محلول کلسیم و منیزیم در آب.
  • انواع سختی:
  • موقت: ناشی از بی کربنات های کلسیم و منیزیم
  • دائم: ناشی از سولفات، کلرید و نیترات و ... کلسیم و منیزیم
  • واحد بین المللی بیان سختی آب:
  • ppm معادل کربنات کلسیم یا میلی گرم در لیتر کربنات کلسیم.

 

  • قلیائیت آب برابر مجموع یونهای کربنات، بی کربنات و هیدروکسید آب است.
  • هر چه قلیائیت آب بیشتر باشد ظرفیت بافری آب بیشتر است.
  • انواع قلیائیت:
  • قلیائیت ساده یا قلیائیت نسبت به فنل فتالئین (P)
  • قلیائیت کل یا قلیائیت نسبت به متیل اورانژ (M)
  • قلیائیت ساده به علت وجود OH- یا Co3 است.
  • قلیائیت کل مربوط به OH- ، Co3و HCo3- است.

 

  • هر چه P کمتر و M بیشتر باشد، PH آب کمتر است.
  • هر چه P بیشتر باشد PH آب بیشتر است.
  • با داشتن P وM بر حسب معادل کربناتی از روی نمودار می توان PH آب را تعیین کرد. (شکل 2-2)
  • در 9< PH غلظت OH- در مقایسه با غلظت Co3=یا HCo3- قابل صرفنظر کردن است.
  • در 5/10> PH غلظت بی کربنات تقریباً صفر است.
  • در اثر کاهش PH آب، یونهای کربنات و بی کربنات و Co2 تبدیل می شوند.

 

  • کدریت و مقداری از رنگ آب ناشی از ذرات کلوئیدی است.
  • ذرات کلوئیدی:
  • ابعاد بسیار کوچکتر از میکرون (10-4سانتی متر) دارند.
  • با کاغذ صافی جدا نمی شوند.
  • دائماً به صورت معلق هستند.
  • قسمتی از نوری که با آنها تابیده می شود، متفرق می شود.

 

  • برای اندازه گیری کدریت آب، نور به آب تابیده می شود.
  • بخشی از آن متفرق می شود.
  • TTU واحد کدریت جکسون متناسب با نور عبور کرده است.
  • NTU معرف نور متفرق شده است.

 

  • آب خالص بی رنگ است.
  • یونهای فلزی، مواد گیاهی، اجزاء خاک باعث رنگ آب می شوند.
  • به رنگ باقی مانده پس از حذف کدری آب، رنگ آن گفته می شود.
  • رنگ ظاهری آب، رنگ آن قبل از فیلتراسیون است.
  • واحد رنگ (Cu)، رنگ محلولی از کمپلکس پلاتین و کبالت با غلظت مشخص است.
  • برای اندازه گیری رنگ آب یا پساب، رنگ آن را با محلولهایی با غلظت مشخص از کمپلکس فوق الذکر مقایسه می کنند.

 

  • آلاینده های آلی آب بسیار متنوع ،اندازه گیری آنها پر هزینه است.
  • شاخصهای تعیین مواد آلی آب و پساب عبارتند از:
  • BOD : یا اکسیژن مورد نیاز بیوشیمیایی

این شاخص معیاری از مواد آلی قابل تجزیه بوسیله باکتریهای هوازی است.

 

  • COD یا اکسیژن مورد نیاز شیمیایی

COD تقریباً  معرف همه مواد آلی آب می باشد. مقدار اکسیژن لازم برای اکسید کردن کامل مواد آلی آب است.

  • TOC کل کربن الی

Co2  حاصل از سوزاندن مواد آلی موجود در آب یا پساب معیار خوبی  از مواد آلی است.

  • نیتروژن آمونیاکی

معیاری از آلودگی آب به فاضلاب شهری است.

  • TOD یا Th.o.D کل اکسیژن مورد نیاز

TOD مقدار کل اکسیژن مورد نیاز Th.o.o مورد نیاز از نظر تئوری است که برای اکسیداسیون مواد آلی موجود در نمونه لازم است.

 

n      1-3-2-2- BOD و روش تعیین آن

  • BOD به دمان و زمان بستگی دارد.
  • 5BOD یعنی مقدار اکسیژن مورد نیاز برای تجزیه مواد آلی توسط باکتریها در مدت 5 روز و در دمای C200 است.
  • 5BOD شاخص ا ستاندارد در سطح جهان پذیرفته شده است.
  • BODuمعرف مقدار اکسیژن مورد نیاز باکتری برای تجزیه همه مواد آلی تجزیه پذیر است.

n      مراحل تعیین 5BOD

  • 2 نمونه با حجم معین (مثلاً 300 میلی لیتر) از فاضلاب یا فاضلاب رقیق شده را در بطری درب دار می ریزند.
  • در صورت لزوم باکتری به آن اضافه می کنند.
  • میزان ا کسیژن محلول یکی از نمونه ها را اندازه گیری می کنند.
  • نمونه دیگر را به مدت 5 روز در دمای C200 در  انکوباتور قرار می دهند.
  • بعد از 5 روز اکسیژن محلول باقیمانده را اندازه گیری می کنند.
  • مقدار میلی گرم اکسیژن مصرف شده به ازاء یک لیتر نمونه 5BOD آن فاضلاب است.

 

  • COD ، مقدار اکسیژن مورد نیازی است که باید توسط اسید کرومیک تأمین شود تا همه مواد آلی به Co2 اکسید شود.
  • COD معرف مواد آلی قابل تجزیه و غیر قابل تجزیه بوسیله باکتری می باشد.
  • COD کم تر از ppm400 معرف فاضلاب رقیق است.
  • هر چه نسبتBOD/COD  به یک نزدیک ترباشد، تصفیه بیولوژیکی موفق تراست.

 

  • حجم معینی از نمونه را با کاتالیزور مناسب وبا اسیدسولفوریک و دی کرومات به مدت 2ساعت رفلو می کنند.
  • سپس دی کرومات باقیمانده را با سولفات آمونیوم آهن (II) تیتر می کنند
  • از روی دی کرومات مصرف شده، COD محاسبه می شود.

 

  • MPN شاخص آماری از تعداد اشرشیاکلی
  • MPN آب شرب باید صفر باشد.
  • MPN فاضلاب تصفیه شده نباید از 300 بیشتر باشد
  • اشرشیاکلیفرم (کلیفرم روده ای)، باکتری بسیار مقاوم، شناسایی آن ساده وارزان، بیماری زا نیست، عدم وجود آن به منزله اطمینان از  عدم وجود هر نوع ویروس و باکتری دیگر در آب است.

 

منظور از TOD کل  اکسیژن مورد نیاز و منظور از Th.oD کل اکسیژن مورد نیاز از نظر تئوری است که برای اکسیداسیون مواد آلی موجود در نمونه لازم است.

برای محاسبه Th.oD باید فرمول شیمیایی مواد آلی موجود در آب را بدانیم

 

 

روش های کاهش یاخذف املاح محلول آب

افزایش مواد شیمیایی:

که سبب رسوب کردن کاتیونها و آنیونهای مزاحم می شود

استفاده از روشهای پیشرفته (غیر شیمیایی)

  1. اسمز معکوس
  2. رزین های تعویض یونی
  3. الکترودیالیز

در بعضی از صنایع از این روش ها به صورت ترکیبی استفاده می شود.

 

 

  • سختی آب به علت املاح محلول کلسیم و منیزیم است.
  • سختی کل شامل سختی موقت (کربناتی) وسختی دائم است.
  • سختی موقت به علت وجود بی کربنات های کلسیم و منیزیم که در اثر حرارت دادن آب حذف می شود.

 

  • زیان ناشی از سختی موقت بیشتر از سختی دائم است.
  • سختی دائم به علت وجود سایر نمکهای محلول کلسیم و منیزیم غیر از بی کربناتهای آن ها است.
  • اگر H سختی کل و M قلیائیت کل آب بر حسب معادل کربناتی باشد.

اگر M< H باشد H-M= سختی دائم   M= سختی موقت

اگر H=M باشد O= سختی دائم       سختی موقت =H=M

اگر M> H باشد M= سختی موقت   بی کربنات سدیم =M-H

 

در فرایند آهک و سودازنی، از نظر تئوری کلسیم می تواند به ppm35 کاهش یابد.

عملاً کلسیم در بهترین حالت به حدود ppm 50 کاهش می یابد.

ذرات کربنات کلسیم و هیدروکسید منیزیم حاصل بسیار ریز است و به سختی ته نشین می شوند.

برای درشت کردن و تسریع ته نشینی آنها مواد منعقد کننده باید اضافه کرد.

آهک و سودازنی گرم باعث کاهش بیشتر سختی می شود.

آهک وسودازنی برای حجم زیاد آب توصیه می شود.

در فرایند سرد، کربنات کلسیم فوق اشباع در آب نرم شده با افزایش ا سید باید تثبیت کرد.

 

1- مقدار آهک،Ca(OH)2 ، لازم بر حسب ppm معادل کربناتی، K

برابر مجموع چهار مورد زیر است:

  • CO2 آزاد بر حسب معادل کربناتی
  • بی کربناتی که باید به کربنات تبدیل شود.
  • هیدروکسید اضافی مورد نظر در آب خروجی از سیستم (5 تا 10 ppm)
  • مقدار سختی منیزیمی که باید حذف شود.

توجه: تمام مقادیر بر حسب ppm معادل کربناتی است.

K 8/0 = مقدار آهک صنعتی لازم

اگر درصد خلوص آهک صنعتی (CaO) 93 درصد باشد.

 

  • سودا (Na2CO3) مورد نیاز برحسب ppm معادل کربناتی برابرمجموع سه مورد زیر است:
  • مقدار سختی غیر کربناتی که باید حذف شود.
  • مقدار آهک اضافی که در آهک زنی مصرف می شود.
  • تمام مقادیر فوق بر حسب ppm معادل کربناتی

ُُS06/1 =53×S = مقدار میلی گرم سودای موردنیاز به ازاء هر لیتر آب

                  50

 

  • با توجه به اینکه حلالیت هیدروکسید منیزیم و کربنات کلسیم تابعی از دما و PH هستند، باید شرایطی انتخاب نمود که حلالیت آنها کمترین مقدار باشد،
  • PH باید 10-10.5 باشد،
  • حلالیت هیدروکسید منیزیم در 10.5= PH حداقل،
  • حلالیت کربنات کلسیم در 9-10 = PH حداقل است.
  • مقدار یون کربنات و دما هر چه بیشترباشد، حلالیت کربنات کلسیم کمتر است. (شکل 1-3)
  • افزایش مواد منعقد کننده و کمک منعقد کننده به حوضچه
  • آهک زنی و اختلاط آنها جهت تسهیل رسوب کردن آنها.

 

  • قیمت هر کیلو سود حدود 5 برابرقیمت آهک ا ست، بنابراین نسبت سختی بیکربناتی به سختی غیر کربناتی باید آنقدر باشد تا کربنات سدیم کافی جهت کاهش سختی غیر کربناتی بدست آید.
  • به جای آهک و سودا می توان از سود سوزآورجهت کاهش سختی استفاده کرد.

 

  • کم دردسرتر
  • سود فاسد نمی شود
  • حجم لجن رسوب کم  است
  • حذف منیزیم کامل تر

معایب استفاده از سود:

PH تا حدود 11 می رسد که باید اسید اضافه کرد، ناخالصی ها So4=)یاcL-) زیاد می شود.

مزایای آهک زنی

کاهش فلزات سنگین، ترکیبات آلی، باکتری ها، ویروس ها، جلبک ها، سیلیکا

 

  • آهن و منگنز به صورت Mn++, Fe2+ در آبهای زیرزمینی وجود دارند.
  • Fe, Mn خوراک بعضی از میکروارگانیسم هستند.
  • در آبهای محتوی O2،Fe2+  بهFe(OH)3  نامحلول و Mn2+ به MnO2 نامحلول تبدیل می شود.
  • حلالیت ترکیبات Fe، Mn در 12=PH حداقل و در 7=PH زیاد
  • آهن روی پارچه لکه های زرد تا قهوه ای قرمز و منگنز سیاه متمایل به ارغوانی ایجاد می کنند.
  • مقدار مجاز Fe2+ و Mn2+ در آبهای آشامیدنی به ترتیب 3/0 و 005/0 میلی گرم در لیتر است.
  • مقدار مجاز Fe2+ ، Mn2+ در آبهای صنعتی 3/0 و05/0 میلی گرم در لیتر است.

 

1- اکسیداسیون و ته نشینی

2- استفاده از رزین های تعویض یونی در فصل رزین ها مورد بررسی قرار می گیرند.

3- استفاده از پلی فسفات ها

پلی فسفات ها با آهن کمپلکس های محلول تشکیل می دهند

اکسیداسیون و ته نشینی

با مواد اکسید کننده هایی مثل، هوا، O2، Cl2،KMnO4 می توانMn2+ و Fe2+ را اکسید کرد و به صورت نامحلول درآورد.

 

PH بهینه برای اکسیداسیون سریع Fe2+ ، 9-7 و بر Mn2+  5/10 – 9

کلر

کلر گران تر از هوادهی و برای از بین بردن میکروب ها مؤثرتر است.

گران تر از کلر، بسیار سریع، MnO2 خود اکسید کننده است.

 

سیلیکا = اکسید سیلیسیم = سیلیس = SiO2

سیلیکا: کریستالی مثل کوارتز با حلالیت ppm6 در آب

آمورف با حلالیت ppm140 + 100 در آب

انحلال سیلیکا در آب

انحلال سیلیکا در آب شدیداً به PH وابسته است (جدول 3-3)

SiO4H4 یا Si(OH)4               H2O2 + SiO2

اسید سیلیسیک (یک ظرفیتی) است.

اسید سیلیسیک در 7 ≥ PH   یونیزه نمی شود.

اسید سیلیسیک در 5/8 = PH حدود 10% یونیزه میشود.

اسید سیلیسیک در 10~ PH حدود 50% یونیزه می شود.

در 7< PH احتمالاً پلیمریزه می شود و به صورت ذرات کلوئیدی درمی آید.

H3SiO4-در اندازه گیری قلیائیت دخالت می کند.

سیلیکا به سه صورت در آب می تواند حضور داشته باشد.

سیلیکای فعال H3SiO3-، سیلیکای کلوئیدی (سیلیکای پلیمریزه شده) و سیلیکای ذره ای (ذرات ریز شن)

 

عمده مشکل سیلیکا در بویلرهایی است که در دما و فشار زیاد کار می کنند.

زیرا با افزایش دما و فشار حلالیت آن زیاد می شود. (شکل 4-3)

سیلیکای به یکی از سه روش زیر به پره های توربین می رسد و رسوب می کند

  1. بد کار کردن بویلر (ایجاد کف)
  2. حمل قطرات مایع توسط بخار
  3. تبخیر سیلیکای محلول در بخار

غلظت سیلیکا در بخار به عوامل زیر بستگی دارد:

  • PH آب تغذیه و فشار دیگ بخار (شکل 5-3 )
  • فشار دیگ بخار
  • غلظت سیلیکا در آب تغذیه

 

حذف سیلیکا از آب مشکل و پر هزینه است. سه روش عمده آن:

  • جذب سطحی
  • اسمز معکوس
  • استفاده از رزین های آنیونی

ذرات سیلیکای کلوئیدی بار منفی دارند، در خوضچه آهک زنی، ذرات مثبت Mg(OH)2 و Fe(OH)3  باعث جذب، انعقاد و ته نشین شدن آنها می شود.

عوامل مؤثر بر حذف سیلیس با این روش:

  • زمان (تماس سیلیس با رسوبات جاذب) – هر چه بیشتر باشد حذف سیلیکا بیشتر
  • دما، هر چه دما بیشتر باشد، میزان حذف سیلیکا بیشتر خواهد بود
  • نوع ماده جاذب (نوع ترکیب منیزیم و آهک)
  • غلظت اولیه سیلیکا در آب

 

اثر PH

در حذف ناقص سیلیکا (تا حدود 70%) در یک PH معین حدود 3/10 بهترین عملکرد وجود دارد.

در حذف کامل، نقش PH کم تر است (شکل 6-3)

اثر ترکیبات مختلف منیزیم :

  • واکنش ترکیبات منیزیم به صورت استوکیومتری نیست و تابع رابطه تجربی فروندلیج1/n  Kf Ce= x/m است.
  • Kf ضریب جذب، Ce غلظت مولی تعادلی ماده قابل جذب، m جرم ماده جاذب. (شکل 7-3)
  • برای کاهش مقدار معینی در غلظت سیلیکای آب، مقادیر متفاوتی از ترکیبات مختلف لازم است. (شکل 8-3)

 

تماس سیلیکا با لجن

اگر آب ورودی به حوضچه با لجن هیدروکسید منیزیم در تماس قرار گیرد، مقدار بیش تر از سیلیکای آب حذف می شود (شکل 9-3).

در مصرف اکسید منیزیم صرفه جویی می شود.

زمان توقف در حوضچه ته نشینی و دما

با افزایش دما میزان سیلیکای حذف شده زیاد می شود.

با افزایش زمان توقف آب در حوضچه ته نشینی، درصد سیلیکای حذف شده زیاد می شود. (البته رابطه خطی نیست) (شکل 10-3).

 

  • سیلیکای کلوئیدی با رزین ها حذف نمی شود، باعث آلودگی آن می شود.
  • ضریب گزینش سیلیکا یونی کم است.
  • هزینه حذف با رزین زیاد است.

حذف سیلیکا با روش  اسمز معکوس

  • سیلیکای و بخصوص نوع کلوئیدی به خوبی حذف می شود.
  • اگر مقدار سیلیکا زیاد باشد، روی غشاء رسوب می کند، که باید دمای آب را افزایش داد (حلالیت کم شود).
  • اگرPH آب 10 باشد، حلالیت سیلیکا زیاد ولی بازCaCO3  روی غشاء رسوب می کند.

 

مقدمه – ویژگیهای ذرات معلق موجود در آب ها و پساب ها

از نظر تعداددر واحد حجم، اندازه و شکل بسیار متنوع اند

شکل و درجه کروی بودن آن ها، با پارامترهایی نظیر قطر غربالی، قطر معادل با یک کره، قطر استوکس و ... توصیف می شود.

تعداد و فراوانی آن ها را با نمودارهای توزیع نشان می دهند.

بعضی از خواص ذرات معلق به اندازه و شکل آنها بستگی دارد.

 

با توجه به اندازه، دانسیته، بار الکتریکی و خاصیت مغناطیسی و ... ذرات معلق باید روش مؤثر حذف آن ها را انتخاب کرد

ذرات درشت                                         ذرات ریز

ته نشینی  شناورسازی  فیلترها        سانتریفیوژ     کاتریج فیلتر      غشاء

به طور کلی با دو مکانیسم می توان ذرات معلق را جدا کرد:

  1. ته نشینی یا شناور سازی
  2. فیلتراسیون

 

در ته نشینی، آب ساکن، ذرات معلق به سمت پایین می روند.

در شناورسازی، آب ساکن ذرات معلق به سمت بالا حرکت می کنند.

سرعت سقوط درته نشینی یا سرعت صعود در شناورسازی بر اساس قانون استوگس:

(Ps – Pw)d2    g/18μ= V

Ps= دانسیته ذرات          Pw= دانسیته آب

G شتاب ثقل                   ویسکوزیته آب    d قطر ذرات

 

جهت حذف ذرات معلق مانند گل و لای، رنگ، موادآلی، پلانکتون، باکتری ها و ...

1-2-1-4- انواع فیلتر (صافی) ها

  1. فیلترهای سطحی، فیلتراسیون درسطح صافی انجام می شود؛ کاغذ صافی، فیلترهای کیسه ای
  2. فیلترهای عمقی، فیلتراسیون در عمق صافی انجام می شود؛ فیلترهای شنی، ذغالی،آنتراسیت و مختلط

 

  • فیلتر ثقلی ،عامل فیلتراسیون شتاب ثقل
  • فیلتر خلاء ،عامل فیلتراسیون خلاء
  • فیلتر فشاری، عامل فیلتراسیون نیروی گریز از مرکز
  • د بی آب فیلتر شده برابر است با:
  • AΔp                                       
  •                                                =Q
  • µR                                        
  • A سطح بستر فیلتر   P= افت فشار دو سر فیلتر
  • R مقاومت بستر        μ= ویسکوزیته مایع (آب)
  • برای فیلتر کار کرده به جای R مقدارc R+R ، Rc مقاومت ناشی از کثیف شدن بستر.

 

جمع شدن ذرات معلق در خلل و فرج فیلترهای عمقی باعث افت فشار می گردد. اگرافت فشار از حد معینی تجاوز کند باید فیلتر را شستشو داد.

  1. سرعت آب ورودی جهت شستشوی فیلترها m/h 60-15 (سرعت آب خام ورودی به فیلتر m/h5 است)
  2. سرعت آب جهت شستشو فیلترها باید طوری باشد که باعث انبساط بستر فیلتر به میزان 50% شود.
  3. درمواردی داخل بستر فیلتر لوله هایی مشبک تعبیه می کنند، که آب شستشو از داخل این لوله ها جریان پیدا کند.
  4. عمودی یا افقی هستند.
  5. عمودی، قطر 4-1 متر و ارتفاع یک تا چند متر
  6. بدنه فیلترها استوانه ای از فولاد است.
  7. فشار فیلترها بین 3 تا 7 اتمسفر
  8. بهتراست که بستر آن ها از چند نوع ماده (بستر مختلط) باشد، مثلاً آنتراسیت، ایلمنیت، ماسه و ...
  9. در فیلترهای با بستر یکنواخت، ذرات از خلل و فرج ذرات درشت زیر می گذرند
  10. در بسترهای یکنواخت افت فشار زیاد است.

 

  • دانسیته مواد تشکیل دهنده بستر فیلترهای مختلط متفاوت است.
  • در بسترمختلط به علت متفاوت بودن اندازه ذرات، قسمت بیشتری از فیلتر مورد استفاده قرار می گیرد.
  • یک نوع بستر مختلط شامل، آنتراسیت (1.4=ρ)، شن (8.2=ρ) و ایلمنیت (8.3=ρ) است. شستشوی آن ها مشکل تر است.

 

d(ρ-ρw)       = سرعت ته نشینی یک ذره

d= قطره ذره       ρ دانسیته ذره          ρw دانسیته آب

 محاسبه نشان می دهد که قطر ذرات آنتراسیت باید کمتر از 7.2 میلی متر و قطرات ذرات ایلمنیت بیشتر از 0.74 میلی متر باشد.

مزایای فیلترهای با بستر مختلط :

  1. افت فشار کمتر، از قسمت بیشتر بستر استفاده می شود، طول مدت کار آن بیشتر است.
  2. شستشوی فیلترهای مختلط مشکل است.

 

شکل و اندازه ذرات مواد تشکیل دهنده بستر فیلترها بسیار متنوع است.

بنابراین جهت تخمین و توصیف آنها پارامترهایی لازم است؛

  • اندازه مؤثر: اندازه ای از ذرات که 10% وزنی ذرات از آن کوچکتر باشد.
  • ضریب یکنواختی ذرات:

اگر اندازه ای از ذرات را که 40 درصد وزنی ذرات بزرگتر از آن و 60 درصد کوچکتر از آن است را a بنامیم.

 

  •      بستگی به شرایط کار و کیفیت آب مورد نظر دارد.
  • فیلترهای ثقلی: اندازه مؤثر 0.5-0.3 میلیمتر ضریب یکنواختی1.75
  • فیلترهای فشاری؛ اندازه مؤثر 0.5-0.6 میلیمترو ضریب یکنواختی حداکثر1.7

راندمان فیلتر و عوامل مؤثر بر آن

عوامل مؤثر:

CL                                                             

هر چه            e ηL/d =          =β  کمتر باشد، راندمان فیلتر بیشتر است.

C0                                                            

Co , CL به ترتیب غلظت ذرات معلق در آب خروجی و ورودی به بستر

η= عددی ثابت       L عمق بستر  d اندازه ذرات بستر

 

  •  اغلب مکعبی یا مکعب مستطیلی شکل ، گاهی  مدور
  • با فشار محیط کار می کنند
  • معمولاً از سیمان گاهی از چوب یا فولاد
  • نوع مکعب مستطیلی به عرض 5. 1 تا 10 متر و طول چندین مترتا چند صد متر و ارتفاع 3 تا 5 متر
  • ساختن آنها ساده است.

 

n       فیلترهای ثقلی کم هزینه و کم استهلاک

مزایای فیترهای فشاری

  • قابل نصب بین لوله های تحت فشار
  • کم حجم
  • در افت فشار هم کار می کند
  • می توان آن را به سیستم تصفیه آب اضافه کرد

معایب فیلترهای فشاری

  • ذرات بستر قابل رؤیت نیستند و مؤثر بودن شستشو را نمی توان دید
  • عملکرد مواد منعقد کننده قابل کنترل نیست
  • دِبی خروجی را نمی توان ثابت نگه داشت

4-1-2-9- کارتریج فیلترها

  • کارتریج فیلترها، فیلترهای بسیار ظریفی هستند. (شکل 4-5)
  • معمولاً استوانه ای متشکل از چندین لایه الیاف هستند (یکبار مصرف هستند)
  • جنس ا لیاف آنها، پنبه ای، ابریشمی، سلولزی، پشم شیشه ای، پلی پروپیلن، نایلونی و ...

کاربرد کارتریج فیلترها

پس از تصفیه مقدماتی آب در موارد زیر:

  • حذف ذرات بسیار ریز کربن در آب خروجی از بستر کربن
  • حذف ذرات مواد اکسید شده پس از کلرزنی استخرها
  • آب ورودی به اسمز معکوس و آب نوشابه سازی
  • 1- کدریت آب فیلتر شده؛
  • کمتر از NTU 0.50 خوب و NTU 0.2 کمال مطلوب
  • 2- طول زمان سرویس دهی (فاصله زمان دو شستشو)
  • کمتر از 24 ساعت نباشد. سرعت فیلتراسیون کمتر از m3/h15 نباشد.
  •  3-نسبت آب لازم جهت شستشو به آبی که قبل از شستشو تصفیه شده؛
  • کمتر از 2 درصد عملکرد بسیار مطلوب
  • حدود 3 درصد معمولی
  • بیش از 5 درصد ضعیف
  • در تابستان 1.5 تا 3 درصد خوب در زمستان 2.5 تا 3 درصد خوب
  • UFRV-4= حجم آبی که به ازاء هر واحد سطح بسترفیلتر در هر سرویس تصفیه می شود.
  • L/Cm2 2 >UFRV قابل قبول نیست.
  • L/Cm24UFRV> عملکرد خوب

 

  • تجمع ذرات ریز بستر در سطح آن
  • کوچک بودن اندازه مؤثر ذرات
  • غلظت زیاد ذرات معلق در آب ورودی
  • پوشیده شدن ذرات بستر با گل و لای
  • وجود مقادیر زیاد جلبک در آب ورودی
  • حبس هوا مابین ذرات
  • استفاده بیش از حد از کمک منعقد کننده ها و یا مواد منعقد کننده

 

  • انعقاد سازی: مجتمع کردن ذرات ریز
  • لخته گذاری: تشکیل توده ذرات
  • در تصفیه آب، انعقاد سازی و لخته گذاری معادل هم به کار می روند
  • انعقاد سازی و سپس فیلتراسیون ذرات ریز از فیلتراسیون آن ها اقتصادی تر است
  • هر چه ذرات ریزتر باشند هزینه جداسازی آن ها بیشتر است.

 

  • ذرات ریز معلق دارای بار منفی هستند (به علت جذب OH-) و بهم نمی چسبند.
  • بین ذرات مواد معلق، نیروهای جاذبه و دافعه الکترواستاتیکی و نیروی جاذبه و اندروالسی وجود دارد.
  • نیروهای دافعه و جاذبه بین ذرات مواد معلق به طور توانی به فاصله مابین آنها بستگی دارد.
  • با افزایش مواد منعقد کننده بار منفی ذرات خنثی می شود، و ذرات درشت می شوند.
  • با نزدیک تر کردن ذرات از طریق هم زدن، حرکت براونی و برخورد ناشی از تفاوت سرعت ذرات، نیز می توان ذرات را درشت کرد.
  • افزایش مواد منعقد کننده مقرون به صرفه تر است.

 

متداولترین منعقد کننده ها :

  •  آلوم تجارتی Al2(SO4)3 . 14 H2O، مایع
  • کلرید آهن (III) Fe Cl3 . 6H2O، جامد
  • سولفات آهن (III) Fe2(SO4)3 . 3H2O
  •  اکسید منیزیم MgO
  • آلومینات سدیم Na2O Al2O3
  • سیلیکات سدیم Na2O SiO2

 

  • کاتیون آن ها هیدرولیز می شود و هیدروکسید و یونهای کمپلکس نامحلول ایجاد می کنند که سریع ته نشین می شوند.
  • ذرات معلق نیز با آنها ته نشین می شوند.
  • منعقد کننده ها با افزایش قدرت یونی محلول µ=1/2ΣCiZi2)) ،دامنه نفوذ پتانسیل دافعه را کاهش می دهند.

 

  • H+      تولید می کنند و قلیائیت آب کاهش می یابد.
  • CO2  حاصل مزاحم انعقاد سازی است.
  • نیاز به افزایش آهک، سود یا سودا جهت بالا بردن قلیائیت آب است که خود آهک سختی آب را بالا می برد.
  • آلوم در مواردی بر حسب خورندگی می شود. برای رفع این مشکل از آلومینات سدیم همزمان نیز استفاده می شود.

 

1- PH آب مورد تصفیه باید طوری باشد که رسوب ایجاد شده کمترین حلالیت داشته باشد.

2- غلظت کل مواد معلق در آب

هر چه غلظت مواد معلق بیشتر باشد، انعقاد سازی راحت تر است.

3- قلیائیت آب مورد تصفیه

4- پخش ماده منعقد کننده پس از افزایش به آب

5- TDS زیاد باعث تسریع و کامل بودن انعقاد می شود

6- مواد آلی مانع عملکرد خوب می شود، باید کلر اضافه کرد.

7- محیط را باید خوب بهم زد.

 

بر اساس این قانون هر چه بار کاتیون ماده منقعد کننده بیشتر باشد، قدرت انعقاد سازی آن بیشتر است؟

6(بار آنیون )/1= غلظت لازم مواد منعقد کننده بر  ppm معادل کربناتی

در شرایط یکسان، قدرت انعقادسازی ppm1000 یون سدیم

به اندازه ppm16 یون کلسیم و یا ppm1.4 یون آلومینیوم است.

 

  • آلومینات سدیم Na2OAl2O3

عملکرد آن به PH و قلیائیت وابسته است.

اگر همراه با آلوم از آن استفاده شود، قدرت کاهش رنگ را افزایش می دهد.

 

  • لخته های سنگین ایجاد می کند.
  • در آب سرد قدرت انعقاد سازی دارد.
  • محدوده PH مناسب برای عملکرد مؤثر آن وسیع است، 3.5-9
  • ارزان تر از آلوم است.
  • قدرت انعقاد سازی آن (3) بیش از آلوم (1.5) است.
  • 3 =تعداد کاتیون / تعداد آنیون = قدرت ا نعقاد سازی

 

  • کمک منعقد کننده ها، کارآیی مواد منعقد کننده را در حذف مواد رنگی و کدر کننده افزایش می دهند.

کمک منعقد کننده ها:

  • نوعی پلی الکترولیت، کاتیونی، آنیونی و یا خنثی هستند.
  • گران هستند و مصرف مواد منعقد کننده را کاهش می دهند.
  • از طریق تشکیل پل مابین ذرات معلق آن ها را به صورت ذرات درشت درمی آورند.

 

  • محدوده PH مناسب برای متعقد کننده ها را افزایش می دهند.
  • به عنوان کمک منعقد کننده با آلوم و کلرید آهن (III) از نوع آنیونی استفاده می شود.
  • به عنوان منعقد کننده از نوع کاتیونی آن استفاده می شود.
  • در محدوده کوچکی از غلظت پلی الکترولیت که بستگی به نوع مواد معلق و غلظت آن دارد، بیشترین قدرت را دار می باشد.

 

چگونه می توان بهترین شرایط و بهترین ماده منعقد کننده را تعیین کرد؟

n      از جارتست برای آبهایی که غلظت ذرات معلق آنها کمتر از mg/l500 باشد،

جارتست دستگاه مورد استفاده برای این تست است که شامل:

  • چندین همزن کاملاً یکسان است که با یک موتور می چرخند.
  • هر همزن در داخل یکی از ظرف هایی که حجم های مساوی از نمونه آب مورد نظر دارند، قرار دارد.

 

واحد انعقاد سازی و ته نشینی ذرات معلق شامل سه بخش است:

حوضچه ته نشینی  حوضچه لخته گذاری  واحد اختلاط سریع

در واحد اختلاط سریع؛

آب و مواد منعقد کننده با یک هم زن سریع مخلوط می شوند.

 

در حوضچه ته نشینی؛

n      آب ورودی از واحد اختلاط سریع، در این واحد به مدت 6-20 دقیقه بطور آهسته بهم می خورد و لخته ها ایجاد می شوند.

درحوضچه ته نشینی؛

  • آب محتوی لخته ها در این واحد به مدت 2 تا 4 ساعت بدون بهم زدن می مانند، تا ته نشین شوند.
  • سپس لخته ها خارج و آب صاف شده از بالا به صافی هدایت می شود.

 

 

n      مهمترین گازهایی که ممکن است در آب ها و یا فاضلاب ها وجود داشته باشند:

نام گاز                منشاء                

O2           هوا، گیاهان سبزینه دار

CO2        جلبک ها در شب – تجزیه هوازی مواد آلی – تجزیه کربناتها

H2S          تجزیه غیر هوازی مواد آلی گوگرد دار

    NH3         تجزیه غیر هوازی مواد آلی ازت دار

Cl2          کلرزنی

N2 (کم)               هوا

  • N2  و O2   در آب فقط به صورت مولکولی هستند.
  • مقداری از NH3, H2S, CO2 و Cl2 در آب بصورت یون درمی آیند، ولی فرمهای یونی و مولکولی مربوطه با یکدیگر در حال تعادل هستند.
  • فرمهای یونی مواد فوق الذکر جزء ناخالصی های گازی محسوب نمی شوند.

 

  • این قانون بر تعادل گازها و مایعات حاکم است.
  • بیان ریاضی قانون هنری: YA= mXA (A= ماده گازی حل شده در مایع)
  • XA= کسر مولی A در فاز مایع     m= ثابت هنری که به دما و نوع گاز بستگی دارد.
  • YA= کسر مولی گاز در فاز گازی (هوای بالای مایع).
  • با توجه به رابط Pt /  YA=PA
  •    PA      فشار جزیی A در هوای در حال تعادل با مایع
  • Pt فشار کل هوای در حال تعادل با مایع
  • PA= PtmXA    →   mXA = PA/Pt
  • Ptm، برای یک گاز مایع در دمای معین و فشار ثابت، ثابت است.
  • اگر Ptm=H فرض کنیم    PA=HXA
  • اگر از نظر تئوری اگر PA=0     XA صفر می شود،
  • یعنی کسر مولی گاز در مایع صفر است و گاز از مایع حذف می شود.

 

روشهای حذف گازها: روشهای شیمیایی و روشهای فیزیکی

ویژگیهایی روشهای فیزیکی؛

  • حذف گازها صد در صد نیست
  • برای حجم زیاد آب و تعداد زیاد گاز توجیه اقتصادی دارند.
  • سرمایه گذاری اولیه زیاد

ویژگیهای روشهای شیمیایی؛

  • برای حذف کامل گازها کاربرد دارد.
  • هزینه روزمره زیاد
  • برای مقادیر کم آب و مقادیر کم ناخالصی گازی مفید است.

 

حذف گازها به روش فیزیکی به دو صورت انجام می شود:

  • هوادهی
  • هوا زدایی  ؛  سرد و گرم
  • اساس هر دو روش قانون هنری است.
  • به واحدی که در آن هوادهی انجام می شود در واحدها ی ؛تصفیه آب صنعتی، دی گازاتور گفته می شود.
  • در واحد های شهری و فاضلاب. واحد هوادهی می گویند.

 

  • دی گازاتور برجی است که آب در آن از بالا به پایین (بوسیله افشانک) جریان دارد.
  • همزمان با جریان آب، هوا یا بخار از پایین به سمت بالا حرکت می کند.
  • حداکثر ممکن تماس باید بین هوا (بخار) و آب برقرار باشد. (شکل 2-5)
  • چون فشار جزیی CO2  در هوا (بخار) صفر است، طبق قانون هنری، غلظت CO2 در آب نیز از نظر تئوری باید صفر باشد.

 

  • کار اصلی دی گازاتور کاهش CO2  است.
  • دی گازاتور غلظت همه گازهای ناخالص آب به جز اکسیژن را کاهش می دهد. برای افزایش کارایی دی گازاتور:
  • آب ورودی از طریق نازل یا افشانک به صورت قطرات ریز درمی آید.
  • داخلی برج سینی هایی تعبیه می کنند (برج های سینی دار)
  • در داخل برج ذرات پلاستیکی یا سرامیکی دارای سطح زیاد موسوم به آکنده قرار می دهند.

 

  • با کاهش فشار نقطه جوش آب را پایین می آورند، آب به دمای اشباع می رسد
  • فشار جزئی همه گازها به صفر کاهش می یابد (PA=0) پس XA=0
  • از برج های سینی دار یا برج های آکنده استفاده می شود
  • کاهش فشار بوسیله جت بخار یا پمپ مکانیکی انجم می شود (شکل 3-5)
  • در هوا زدایی سرد، CO2 مشکل تراز O2 حذف می شود.
  • روش مطلوبی نیست (ایجاد خلاء مشکل است).

 

  • جهت حذف اکسیژن و سایر ناخالصی های گازی آب است.
  • آب روی سینی های جدا کننده پاشیده می شوند؛ همزمان در همان جهت بخار آب نیز وارد می شود.
  • در اثر دمای بخار، فشار بخار گازهای محلول برابر فشار هوای داخل هوازدا می شود.
  • گازها محلول را ترک می کنند.
  • اکسیژن در ضمن پاشش آب و بقیه گازها در تماس با بخار حذف می شوند.
  • در نیروگاهها کاربرد گسترده دارد.

 

  • برای حذف کامل گازها باید به روش شیمیایی اقدام نمود
  • 1-2-2-5حذف هیدروژن سولفوره H2S
  • H2S در آب در حال تعادل با HS- و S2- است.
  • H2S را به روش هوادهی نیز می توان در محیط اسیدی تا حدود ppm1 کاهش داد.
  • حذف باقیمانده H2S با کلر
  • HCl8+ H2O → SO4 H24+ Cl2+ H2S

 

کلر (Cl2) آب را به چند روش می توان حذف کرد:

  1. استفاده از پودر زغال فعال؛

افزایش زغال فعال به حوضچه انعقاد سازی یا عبور آب از فیلتر محتویزغال فعال

 

  • آمونیاک در آب های صنعتی کم ودر فاضلابها زیاد است.
  • آمونیاک در تعادل با NH4+  است.
  • با هوادهی تمام NH3  حذف نمی شود، بنابراین اگر مقدارش زیاد باشد ابتدا با هوادهی و سپس با کلر حذف می شود.

 

 

مقدمه – آبهای طبیعی، در اثر گرم شدن رسوباتی برجای می‌گذارند، همچنین این آب‌ها باعث خوردگی فلزات نیز می‌شوند.

هزینه سالیانه ناشی از رسوب‌گذاری و خورندگی آب در جهان بیش از صد میلیارد دلار برآورد می‌شود. رسوبات بسیار سخت که چسبندگی زیادی دارند مشکلی اساسی از صنعت هستند.

 

. مراجع متعددی ادعا می‌کنند، با عبور آب از میدان مغناطیسی تمایل آب به رسوب گذاری از بین می‌رود.

. مکانیسم عمل تأثیر میدان مغناطیسی در جلوگیری از ایجاد رسوب بخوبی شناخته نیست.

. نظرات محققین مختلف در این باره متنوع است

.

. به هر صورت، تصفیه مغناطیسی واقعیتی است که وجود دارد اگر چه تکرار‌پذیری آن تضمین نمی‌شود.

 

منظور از رسوب یا Scale ، رسوبی بسیار متراکم و چسبنده به جدار ظرف است.

شرایط و علل لازم برای ایجاد رسوب:

  • اشباع شدن محلول 
  • فوق اشباع شدن املاح
  • تشکیل نخستین هسته‌های بلور
  • رشد بلور
  • تشکی لایه‌های رسوب
  • از نظر ترمودینامیکی باید شرایط بریا رشد بلور و تشکیل لایه‌های رسوب متراکم و چسنده فراهم باشد.

 

 

  • جنس سطح، مقدار رسوب روی سطوح ناصاف خیلی بیشتر و رسوب چسبنده‌تر است.
  •  PH و قلیانیت آب؛ روی کمیت و کیفیت رسوب تأثیر دارد.
  •  زمان و سرعت رسوب کردن؛ هر چه سرعت رسوب کردن کندتر باشد، رسوب متراکم‌تر و سفت‌تر، با گذشت زمان چسبندگی و رسوب بیشتر.
  •  عوامل   دینامیکی – تلاطم و جریان آب باعث سفت و سخت‌تر شدن رسوب می‌شود.

 

-با روش لانجلیر امکان تشکیل رسوب کربنات کلسیم بررسی می‌شود.

روش لانجلیر

LSI = PH - PHS

PH مقدار PH واقعی آب، PHS سیستم تعادلی (اشباع) اگر LSI = 0 تعادل LSI>0 تمایل به رسوب‌گذاری LSI<0 تمایل به انحلال

PHS از روی TDS،‌ اما،‌ غلظت کلسیم و قلیایت کل محاسبه می‌شود

 

رایزنار با تجزیه و تحلیل نتایج تجربی آب‌های رسوب‌گذاری و خورنده اندیس لانجیلر را به صورت زیر اصلاح کرد.

SI = 2PHS - HP

اگر SI>6 آب تمایل به انحلال رسوب کربنات کلسیم دارد.

 

اگر SI<6 آب تمایل به رسوب‌گذاری دارد.

برای آب ساکن یا دارای سرعت کم پیش‌بینی با LSI دقیقتر

 

برای آب های جاری (با سرعت بیش از 0.6 m/s) پیش‌بینی با SI بهتر است.

 

  • املاح زیاد آب؛ برای آب‌های شور اندیس‌های جدیدی تعریف شده است.
  •  مواد افزودنی به آب؛ این مواد در چگونگی ایجاد رسوب تأثیر دارند.
  •  بالا بودن قلیاییت سدیمی؛ باعث افزایش حلالیت کلسیم می‌شود.
  •  آلودگی سطوح به مواد چربی و روغنی
  •  غلظت زیاد فسفات و مواد آلی
  •  جلبک‌ها

 

LSI = PH - PHC

در این رابطه به جای PHS در رابطه لانجلیر PHC (PH بحرانی) قرار داده شده است.

PHC  به طور تجربی بدست می‌آید.

نمونه‌ای از آب محتوی CaCO3 را با سود تیتر می‌کنیم و PH را بر حسب حجم سود رسم می‌کنیم.

در نمودار حاصل ماکزیممی مشاهده می‌شود، PH مربوط، PHC است.

 

 

  • هر چه H+ و O2 بیشتر باشد، خوردگی نیز بیش‌تر خواهد بود

درجه حرارت؛ افزایش دما سرعت واکنش را زیاد می‌کند (شکل 4-7)

سرعت آب؛ باد و مکانیسم الکتروشیمیایی و انتقال جرم

پس مکانیسمی که کندتر باشد، کنترل کننده سرعت کلی خوردگی است.

 

  • کلر باقیمانده (Clo- , Cl2)؛ اکسیدکننده‌های قوی هستند.
  •  یون کلرید (Cl-)؛ یون مهاجم سبب تشدید خوردگی می‌شود.
  •  باکتری‌ها؛ با افزایش یا کاهش PHخوردگی را تسریع می‌کنند.
  • مهمترین این باکتری‌ها: احیا‌کننده سولفات، احیا کننده نیترات؛ مواد متان و …
  • بررسی‌ها نشان می‌دهند که آب استرلیزه شده و فاقد باکتری در لوله‌های آهنی کم‌تر از آب غیر استرلیزه باعث خوردگی می‌شود.

 

 

مقدمه – تعریف، کاربرد و تاریخچه اسمز معکوس

  •  اسمز معکوس فرایندی فیزیکی است.
  •  با اسمز معکوس می‌توان از محلول، حلال تقریبا خالص را جدا کرد.
  •  99% مواد معدنی و 97% مواد آلی و کلوئیدی آب را می‌توان حذف کرد.
  •  اقتصادی‌ترین روش تهیه آب آشامیدنی از آب شور در مناطق کم‌آب است.

 

  •  کل ظرفیت روزانه واحدهای اسمز معکوس در جهان در سال 1998، 11.3 میلیون متر مکعب بوده است که رو به افزایش است.

 

فشار اسمزی

اگر فشار p  ((P> π به ستون سمت راست وارد شود، مولکول‌های آب به سمت چپ رانده می‌شوند، اسمز معکوس .

فشار اسمزی بستگی دارد به:

0 نوع ناخالص (ماده حلشده) در محلول‌های نسبتا غلیظ

0 غلظت ناخالص؛

MRT =  π

M مولاریته ناخالصی‌ ها    T دمای مطلق     = R ثابت گازها

 

آب خام بوسیله پمپ به محفظه دارای غشا نیمه تراوا (مدول) وارد می‌شود.

 در مدول آب روی غشا تحت فشار است.

 ناخالصی‌ها عبور نمی‌کنند. مولکول‌های آب عبور می‌کنند.

 فاشر لازم برای آب شور 25 – 12 آتمسفر و آب دریا 80 – 54 اتمسفر

                                                                                      

  • در هر دو روش ناخالصی‌ که در اثر فشار از آب جدا می‌شوند.
  •  در فیلتراسیون جریان آب عمود بر بستر فیلتر است در اسمز معکوس موازی
  •  گرفتگی غشاء در اسمز کمتر از فیلتر است.
  •  در اسمز معکوس دو جریان خروجی وجود دارد، آب تصفیه شده و خوراک تغلیظ شده
  •  تأثیر دما در اسمز معکوس دوگانه است. افزایش π و کاهش ویسکوزیته
  •  در فیلتر سیر حرکت اب منافذ در اسمز معکوس آب از طریق نفوذ (توسط شاخه های پلیمری آبدوست) از غشاء عبور می‌کند.

 

مدول (module) ؛ مجموعه غشاء و محفظه تحت فشار

 پلاریزاسیون غلظتی؛ تفاوت غلظت املاح (یون‌ها) در دو طرف غشا که باعث کاهش کیفیت آب شیرین می‌شود و فشار اسمزی را نیز افزایش می‌دهد. افزایش میزان آب شور خروجی

 درصد بازیافت R

100×  (دبی خوراک / دبی محصول) R =

درصد عبور نمک

100× (مقدار نمک در خوراک) / مقدار نمک در محصول) = درصد عبور نمک

 فاکتور تغلیظ CP  

(درصد بازیافت – 100) / 100 = CP

درصد طرد

درصد عبور نمک – 100 = درصد طرد

 

Qs= KSA (Cb – Cp)

Cb = غلظت نمک در قسمت آب شور

Cp = غلظت نمک در آب تصفیه شده

KS = ضریب تراوایی غشا برای مولکول‌های ناخالصی

توضیح: از نظر تئوری فقط مولکول‌های آب می‌توانند از غشا عبور کنند ولی در عمل نمک‌ها و ناخالصی‌های موجود در آب به مقدار کمی از غشا عبور می‌کنند.

O2 و CO2 صددرصد از غشا عبور می‌کنند. (جدول 2-8)

 

  • معمولا از جنس استات سلولز. پلی فنیل اکسید و یا پلی آمید هستند.
  • باید در مقابل عوامل شیمیایی یا بیولوژیکی مقاوم باشند.

 

  • قدرت تحمل فشار داشته باشند.
  • در برابر تغییرات PH مقاوم باشند.
  • امروز با غشاها را از مخلوط مواد می‌سازند.

 

هر چه A (سطح غشا) و KW (ضریب تراوایی غشا) بیش‌تر باشد، Qw دبی آب تصفیه شده زیادتر خواهد بود.
برای افزایش A تمهیدات زیر بکار می‌رود؛

  • استفاده از لوله‌های باریک (در حدود میکرون) از جنس غشا
  • استفاده از تعداد بسیار زیادی صفحه
  • استفاده از صفحات حلزونی
  • و برای افزایش KW
  • تکنولوژی ساخت غشاها بهینه می‌شود.
  • غشاها را از مخلوط استات سلولز و تری استات سلولز می‌سازند.
  • غشاها را از پلی سولفان باردار می‌سازند.

 

  • جهت محافظت غشا و تأمین اهداف زیر آب ورودی به غشا باید تصفیه مقدماتی شود.
  • ایجاد سازگاری بین آب و غشا
  • کاهش میزان رسوب کردن مواد روی غشا
  • کاهش میزان آلودگی بیولژیکی غشا
  • حذف بعضی از مواد صدمه زننده به غشا مانند کلر
  • تنظیم PH
  • کنترل قدمت اکسیدکنندگی آب ورودی (باید200 < DRP باشد).

 

کاهش سختی آب ورودی (آهک زنی – رزین‌های سدیمی)

 افزایش دبی جریان آب شور و کاهش دبی آب تصفیه شده

تزریق اسید CO3= + H+             HCO3

 افزایش سدیم هگزا متافسفات؛ باعث تعلیق رسوبات می‌شود. اشکال آن به فسفات کلسیم تبدیل می‌شود.

توصیه می‌شود از ارگانوفسفات‌ها یا به صورت مخلوط با آن استفاده شود.

افزایش NH4OH یا اسید سیتریک جهت جلوگیری از رسوب‌های آهن

 

هزینه ها:

  • سرمایه‌گذاری اولیه
  • جایگزینی غشا (تعویض غشا)
  • هزینه انرژی
  • مواد شیمیایی

عمر مفید غشا استات سولزی یا پلی آمیدی برای تصفیه آب‌های با TDS تا حدود ppm5000 در شرایط عبادی کمتر از سه سال نیست.

  • هر چه غلظت املاح محلول آب بیش‌تر باشد، نیاز به افزایش بیش‌تر است.
  • با پیشرفت تکنولوژی هزینه‌های تولید آب شیرین کاهش یافته است.

 

  • تهیه آب شیرین از آب دریا (از تقطیر نیز ارزان‌تر است)
  •  تهیه آب شیرین از آب نیمه شور (الکترودیالیز نیز روش مناسب است).
  • اگر TDS>400ppm   آب باشد، اسمز معکوس روش مناسب برای تصفیه مقدماتی واحد تعویض یون است.
  • اگر TDS<400 ppm  آب باشد، اسمز معکوس اقتصادی‌تر از تعویض یون است.
  • اگر مواد آلی بیش از 15g/l و یا سلییکای کلوئیدی زیاد باشد اسمز معکوس، به عنوان تصفیه مقدمایت واحد تعویض یون خوب است.

 

1-9- تعریف و ویژگی کلی رزین‌های تعویض یونی

  • مدار جامدی هستند که یون‌های قابل تعویض ] با یون‌های با بار مشابه خود[ دارند.
  • رزین کاتیونی؛  2R – Na + Ca2+↔ R2 Ca + 2Na+
  • کاتونی قابل تعویض، آنیون ثابت
  • رزین آنیونی؛ Z – OH + Cl- ↔ Z – Cl + OH-
  • آنیون قابل تعویض، کاتیون ثابت
  • R و Z یک شبکه پلیمری است. شبکه پلیمری می‌تواند معرفی (پلی سیلیکات) یا آلی باشد.
  • رزین‌ها را می‌توان متشکل از یک آنیون و کاتیون در نظر گرفت.

 

  • اولین رزنی تعویض یونی، سیلیکات آلومینیوم در 1850 شناخته شد.
  • زئولیست سدیم، رزین کاتیونی در طبیعت وجود دارد.
  • اولین رزین کاتیونی هیدروژنی در سال 1930 ساخته شد.
  • اولین رزین تعویضی یونی آنیونی در 1944 تولید شد.
  • در حال حاضر رزین‌های تعویض یونی به طور سنتزی تهیه می‌شوند

 

  • 1-رزین‌های کاتیونی قوی نوع سدیمی، R-Na همه یون‌های فلزی را با سدیم تعویض می‌کند، برای کاهش سختی آب بکار می‌رود.

برای احیای آن، آن را با محلول NaCl غلیظ شستشو می‌دهند.

2ـ‌ رزین‌های کاتیونی هیدروژنی، R – H؛

قادر به جایگزین کردن یون‌های فلزی با H+

جهت احیا آن، با HCl شستشو داده می‌شود.

 

به صورت Z – OH نشان می‌دهند.

برای احیای آن از باز قوی استفاده می‌شود

 

  • R یا بنیان رزین COO-- است.
  • نوع هیدروژنی آن در محیط خنثی به مقدار کم یونیزه می‌شود (مثل اسید ضعیف)
  • در محیط قلیایی براحتی H+ ‌‌  خود را از دست می‌دهد.
  • در محیط خنثی  واکنش نمی‌دهد 2Rc – H + CaCl2

در  7<PH:

  • 2Rc – H + Ca(HCO3)2 →  R2Ca + Co2 + H2O
  • رزین کاتیونی ضعیف را با هر اسیدی می‌توان احیا کرد.

 

به صورت RA – OH می‌توان آن را نشان داد.

مانند یک باز ضعیف به مقدار کم تفکیک می‌شود.

در محیط کاملا اسید عمل می‌کند.

بازهای قوی مثل HCl و H2SO4  را حذف می‌کند ولی قادر به حذف اسیدهای ضعیف مثل H2CO3  و H2SO3 نیست.

بیش‌تر جاذب اسیدها هستند تا تعویض کننده‌ یون‌ها

     RA – OH + HCL   →  RA – OH . HCl

در محیط خنثی    واکنش نمی‌دهد RA – OH + H2CO3   →

                        واکنش نمی‌دهد RA – OH + HCL   →

موقع احیا اسید جذب شده (مثلا HCl) با باز خنثی می‌‌شود.

 

مهمترین ویژگی‌های تعیین کننده عملکرد رزین‌های تعویض یوین عبارتند از:

ویژگی‌های فیزیکی:

اندازه و ضریب یکنواختی دانه‌های رزین و دانسیته آن‌ها حالت فیزیکی رزین‌ها

ویژگی‌های شیمیایی؛

برگشت‌پذیری، ظرفیت و ضریب گزینش، تورم‌پذیری، پایداری شیمیایی و گرمایی و محدوده PH عملکرد آنها

 

بر حسب ضرورت انجام هر مورد (سرویس رزین یا احیا‌ آن) شرایط را باید آماده نمود.

هر چه سرعت واکنش‌های فوق بیش‌تر باشد، مطلوب‌تر است.

اگر رزین‌ها برگشت پذیر نباشند، تصفیه آب با رزین‌ها اقتصادی نیست.

برگشت پذیری یکی از مهمترین ویژگی‌های رزین‌های تعویض یونی است.

 

  • رزین‌های تعویض یون باید جامد باشند.
  • جامد ولی نرم و انعطاف پذیر
  • اگر خشک و تر باشند می‌شکنند
  • کمی حالت ژله‌ای نیز داشته باشد.
  •  
  • دانه‌های رزین متخلخل باشند
  • حالت ژله‌ای رزین باعث  می‌شود که هنگام شستشو به حالت معلق درآید.
  • با تغییر درصد مواد اولیه هنگام سنتز آن‌ها، می‌توان رزین ژله‌ای مطلوب را تهیه کرد.

 

گروه یونی چسبیده به شبکه پلیمری نوع رزین را مشخص می‌کند.

در رزین اسیدی قوی، معمولا یون سولفات So3- است.

 

در رزین اسیدی ضعیف ، معمولا یون کربوکسیلات  – Coo- است.

در رزین بازی قوی نوع 1، معمولا یون –CH2N+ (CH3)3

 

در رزین بازی قوی نوع 2، معمولا یون (CH2CH2OH) –CH2  - N+ (CH3)2

در رزین بازی ضعیف معمولا آیتم‌های نوع اول یا دوم یا سوم هستند.

- N-             ,    -NH    ,         - NH2

 

 

  • در رزین اسیدی قوی؛
  • Aq+ > CS + > K+ > NH4+ > Na+ > H+ > Li+
  • > ca2+ > co2+ >     Ba2+  > pb 2+ > sb2+ > Sr2+ > Ca2+ > Ne2+ > cd2+
  • > Mg2+ >CS2
  • در رزین اسیدی ضعیف؛
  • > Mg2+ > Na+ > CS+   H+≥ Ca 2+ > pb2+ > Ne2+ > Co2+ > Fe2+ > Ca2+
  • در رزین بازی قوی؛
  • SO42+  > No3 > Br > Cl >HCO3 > HSO3  > F > OH
  • در رزین بازی ضعیف؛
  • > F-   OH-≥ So42+ > Hso4- > I - > NO3- > Br- > CO-

 

 

ظرفیت رزین معیاری از توانایی رزین برای تعویض یون می‌باشد؛ ظرفیت رزین به دو صورت بیان می‌شود؛

ظرفیت جرمی؛

تعداد امیلی اکی والان یونی که هر گرم رزین می‌تواند، تعویض کند

ظرفیت حجمی؛

تعداد میلی‌اکی‌والان یونی که هر میلی‌لیتر رزین می‌تواند تعویض کند.

 

  • رزین را کاملاً به فرم ئیدروژنی تبدیل می‌کنیم و پس از شستشوی کامل با آب مقطر، خشک می‌کنیم.
  • وزن معینی از رزین خشک را در ارلن ریخته و آب مقطر اضافه می‌کنیم.
  • مقداری کلرید سدیم خالص اضافه کرده و خوب هم می‌زنیم.
  • در مقابل معرف متیل اورانژ با سود با فرمالیته N تیتر می‌کنیم، اگر وزن رزین = w ، T = حجم سود مصرف شده
  • meq/g   ظرفیت جرمی
  • اصول کلی تعیین ظرفیت حجمی، به همین ترتیب است. فقط حجم معینی از رزین را باید برداشت.

 

در ضمن مبادله یون‌ها، رزین‌ها دچار انبساط یا انقباض می‌شوند.

از هر سیکل رزین متحمل انبساط و انقباض می‌شود.

طراحی فیلتر رزین با توجه به این تغییر حجم رزین باید انجام شود.

رزین‌های اسیدی قوی کم‌تر از 10% متورم می‌شوند.

رزین‌های اسیدی ضعیف تا 100% متورم می‌شوند.

رزین‌های آنیونی‌تری و ضعیف 5 تا 20% متورم می‌شوند.

 

هر نوع رزینی در محدوده معینی از pH قادر به مبادله یون است.

به طور کلی:

رزین کاتیونی قوی: در هر pH

رزین کاتیونی ضعیف: در pH بزرگتر از 4

رزین آنیونی قوی: در هر pH

رزین آنیونی ضعیف: در pH کمتر از 9

هر نوع رزینی در محدوده معینی از pH قادر به مبادله یون است.

به طور کلی:

رزین کاتیونی قوی: در هر pH

رزین کاتیونی ضعیف: در pH بزرگتر از 4

رزین آنیونی قوی: در هر pH

رزین آنیونی ضعیف: در pH کمتر از 9

 

  • از هر رزین در یک محدوده دمایی معین که توسط سازندگان آن‌ها اعلام می‌شود، باید استفاده شود.
  • معمولاً حداکثر دمای مجاز رزین‌های کاتیونی oC120 و برای  رزین های آنیونی بسیار متفاوت است و بستگی به نوع ماده رزین دارد.
  •  افزایش دما به بیش از حد مجاز باعث کاهش ظرفیت تبادل یونی آن می‌شود.

 

  • رزین‌ها دانه‌های کروی به قطر 300 تا 1200 میکرون هستند.
  •  اندازه موثر حدود 700 میکرون و ضریب یکنواختی کم‌تر از 1.7 مطلوب‌تر است.
  •  دانسیته رزین‌ها به میزان رطوبت و ساختار آن‌ها بستگی دارد.
  •  معمولاً دانسیته نوع اسیدی حدود 1.2 و نوع بازی حدود 1.1 است.

 

  • قیمت هر حجم رزین آنیونی قوی حدود 3 تا 4 برابر کاتیونی قوی است.
  •  قیمت رزین‌های آنیونی و کاتیونی ضعیف تقریباً برابر است.
  •  قیمت رزین‌های ضعیف تقریباً سه برابر رزین‌های قوی است.
  •  هزینه روزانه رزین مربوط به مواد شیمیایی لازم برای احیا آن‌هاست.
  •  میزان نوع مواد شیمیایی با نوع رزین متفاوت است.
  • در مقایسه با رزین‌ها تعویض یونی قوی؛ رزین‌های تعویض یونی ضعیف قادر به تعویض همه یون‌ها نیستند ولی راندمان احیا بالایی دارند.
  • کل یون‌های تعویض شده با رزین
  •                                                 = راندمان احیا

 یون‌های موجود در کل حجم ماده احیاکننده

  • 40% > راندمان احیا رزین‌های قوی
  • 100%  @ راندمان احیا رزین‌های ضعیف
  • رزین‌های ضعیف را می‌توان با اسید یا باز ضعیف و غلظت کم احیا کرد.

 

  • از نظر تئوری رزین های قوی تمام یون‌ها را جذب (تعویض) می‌کنند.
  • عمداً در آب تصفیه شده، یون داریم.
  • زیرا فرایند تعویض یون برگشت‌پذیر است.
  • اگر آب از رزین اسید قوی عبور کند، محتمل‌ترین نشتی Na+ ،
  • اگر آب از رزین بازی قوی عبور کند، محتمل‌ترین نشتی Cl–،
  • اگر مقدار نشتی Na+ و Cl برابر باشد، pH تغییر نمی‌کند
  • اگر مقدار نشتی Cl < Na+  ¬  < pH 8
  • اگر مقدار نشتی Na+ < Cl  ¬  > pH 6

 

  • مقدار هدایت الکتریکی آب تصفیه شده نشان دهنده میزان نشتی است.
  • مقدار pH نشان دهنده نسبت نشتی Na+ و Cl است.
  • اگر در آب سیلیکای غیریونی باشد، نشتی Cl را به تأخیر می‌اندازد.
  • و با افزایش ماده شیمیایی در ضمن احیا رزین، میزان نشتی را می‌توان کاهش داد.

 

  • استوانه‌ای از فولاد ضدزنگ و ترجیحاً دارای پوشش پلاستیکی
  • عمق رزین 0.5 تا 3 متر
  • 50 تا 100% حجم رزین فضای خالی
  • در قسمت پایین، چند لایه شن یا آنتراسیت (جلوگیری از خروج رزین)

 

دو نوع بستر داریم؟ ثابت یا شناور

1-23-3-9- در نوع ثابت:

  • رزین انبساط ندارد، آب از بالا وارد می‌شود، بیشترین تبادل یونی در قسمت بالای ستون انجام می‌شود.
  • ظهور یون‌ها در آب خروجی علامت پایان سرویس است.
  • آب ورودی باید فاقد ذرات معلق و قابل رسوب باشد.
  • سرعت عبور آب از بستر باید حدود یک متر در ساعت باشد.

 

  • ورود آب از پایین به بالا
  • هزینه بهره‌برداری بیشتر از نوع ثابت
  • اتلاف آب در زمان احیا کم‌تر
  • راندمان احیا و ظرفیت عملیاتی زیاد
  • در تصفیه آب از بستر شناور کم‌تر استفاده می‌شود.

 

احیای رزین معمولاً شامل 4 مرحله است؛

مرحله 1 ـ شستشوی معکوس

آب از سمت پایین بستر به سمت بالا جریان می‌یابد تا ذرات رسوب و رزین معلق شوند.                                                                                     

مرحله 2 ـ تزریق مواد شیمیایی احیا کننده

اسید یا سود یا نمک به صورت محلول نسبتاً رقیق

از بالا به پایین، روش جریان هم جهت (نشتی دارد)

از پایین به بالا، روش جریان متقابل (کیفیت و هزینه بالاتر)

 

مرحله 3ـ شستشوی آهسته جهت:

v     توزیع ماده شیمیایی با دانه‌های رزین

v     تماس بیشتر ماده شیمیایی با دانه های رزین

v     تسهیل مبادله یون بین رزین و ماده شیمیایی

مرحله 4 ـ شستشوی سریع به خاطر:

v     حذف ماده شیمیایی (احیا کننده) باقی مانده

 

  • R-H قوی با اسید احیا می‌شود.
  • از HCl و 4SO2H استفاده می‌شود.
  • HCl ظرفیت رزین را بیش‌تر می‌کند.
  • ولی به علت گرانی HCl ، معمولاً از 4SO2H استفاده می‌شود.
  • اسید سولفوریک هنگام رقیق کردن گرمای زیادی تولید می‌کند و نیاز به دستگاه خاص دارد.

 

  • ایجاد رسوب 4CaSO در بستر رزین و آلودگی رزین و کاهش ظرفیت آن
  • کم بودن راندمان احیا آن نسبت به HCl به علت یونیزاسیون کم
  • راه غلبه بر مشکل:
  • افزایش تدریجی غلظت اسید سولفوریک، در ابتدا غلظت اسید کم و به تدریج زیاد شود.
  • افزایش پله‌ای اسید، اگر فرضاً 6 کیلو لازم باشد، به ترتیب 2 کیلو 2% ، 2 کیلو 4% و 2 کیلو 6%
  • افزایش دبی اسید، با توجه به نسبت غلظت Ca++ به مجموع سایر کاتیون‌ها

 

یکی از مشکلات رزین‌های آنیونی قوی حذف سیلیکا جذب شده از آن است.

 مراحل احیای رزین آنیونی:

1ـ تزریق محلول سود رقیق گرم ( °c50-40)

2ـ تأمین زمان تماس 70 تا 100 دقیقه بین سود و رزین

3ـ انجام شستشوی معکوس با آب گرم

هر چه دمای آب بیش‌تر باشد حذف سیلیکا بهتر انجام می‌شود. آب 38 درجه نسبت به آب 24 درجه، 50% راندمان حذف سیلیکا را افزایش می‌دهد.

 

برای صنایعی که به آب خیلی خالص و زیاد نیاز دارند، بخصوص اگر غلظت سیلیس زیاد باشد. از سیستم چند فیلتری استفاده می‌شود.

 

روش مؤثرتر و اقتصادی‌تر استفاده از سیستمی شامل دو فیلتر رزین، در اولی کاتیونی قوی و ضعیف، در فیلتر دوم آنیونی قوی و ضعیف است.

 

در دستگاه تعویض یون، در بالا از رزین آنیونی و در پایین کاتیونی

آب کاملاً بدون یون تولید می‌کند.

دانسیته آن‌ها با یکدیگر بسیار متفاوت است و قابل جدا کردن از یکدیگر

همزمان هر دو را می‌توان احیا کرد.

رزین‌های فصل مشترک به خوبی احیا نمی‌شوند.

برای رفع مشکل فوق از رزین خنثی نیز استفاده می‌شود.

 

انتخاب سیستم باید با توجه به موارد زیر انجام شود:

  1. درجه خلوص آب مورد نظر
  2. غلظت سیلیکا
  3. نوع و مقدار ناخالصی‌های موجود در آب
  4. دبی آب

سیستم‌های متعددی طراحی شده‌اند ولی در اغلب سیستم کاتیونی قوی اول آنیونی ضعیف قبل از آنیونی قوی و مختلط در آخر قرار می‌گیرند.

 

رزین سمتی گیر، یک رزین کاتیونی سدیمی است.

  • با عبور آب از این رزین، Ca2+ و Mg2+ به جای Na+ قرار می‌گیرد.
  • احیا آن با محلول کلرید سدیم 10% است.
  • مقدار مناسب نمک لازم از روی دو پارامتر زیر تعیین می‌شود:

ظرفیت تعویض یونی عملی رزین

ظرفیت تعویض یونی تئوری رزین

ظرفیت  تعویض یونی عملی رزین

ـــــــــــــــــــــــــــــــــــــــ   =  درجه استفاده از برج

  ظرفیت تعویض یونی تئوری رزین

n      مقدار نمک باید طوری انتخاب شود که این دو پارامتر حداکثر ممکن باشند. عملاً هر ft3 رزین 3 تا 10 پوند کلرید سدیم

 

بعضی از مواد به رزین‌ها صدمه می‌زنند که باید حذف شوند:

کلر آزاد (Ocl یا Cl2) . نباید بیش از ppm5/0 باشد، روش حذف، ذرات کربن فعال یا بی‌سولفات سدیم

مواد معلق و رنگ: باعث مسدود شدن حفره‌های سطح رزین‌ها راه حذف، عبور آب از فیلتر شنی یا زغال فعال

آهن و ترکیبات آلی آهن: جذب سطح رزین می‌شوند،

            راه حل: شستشو با HCl % ، افزودن دی تیونیت

            شستشوی منظم رزین (هفتگی)

آلاینده‌های آلی ـ نفوذ به داخل رزین‌ها جدا نمی‌شوند. راه حل شستشوی منظم. پس از احیا رزین افزایش محلول 10% نمک و 2% سود در دمای °c40 به مدت 5 تا 10 ساعت

املاح زیاد آب

اگر 400TDS> باشد، با روشهای دیگر مثل اسمز معکوس ابتدای TDS را کاهش می‌دهند.

 

در صورت کوتاه شدن زمان سرویس‌دهی یا کاهش کیفیت آب خروجی باید پارامترهای زیر مورد بررسی قرار گیرد:

  1. آنالیز آب ورودی
  2. مقدار رزین‌ها در هر فیلتر
  3. مقدار و غلظت مواد احیاء کننده
  4. pH و هدایت در تمام مراحل
  5. عملکرد هوازدا، شیرها
  6. کیفیت رزین‌ها از نظر فرسودگی (عمر رزین اسیدی 10-8 سال و بازی 4-5 سال است)

 

مقدمه: آشنایی کلی با الکترودیالیز و تقطیر

تاریخچه:

تقطیر قدیمی‌ترین روش تهیه آب خالص

الکترودیالیز کم‌تر از نیم قرن از زمان مطرح شدن آن می‌گذرد.

  • عامل تصفیه در تقطیر انرژی گرمایی در الکترودیالیز جریان برق مستقیم است.
  • مصرف انرژی درب هر دو روش بالاست.
  • تقطیر هنوز هم مطمئن‌ترین روش تهیه آب برای مصارف پزشکی و دارویی است.
  • تقطیر نیاز به وسایل کنترل کیفیت ندارد.

 

  • از تعداد زیادی سل تشکیل شده است.
  • هر سل شامل دو غشای نیمه تراوا (یکی آنیونی، A ، آنیون‌ها را جذب می‌کند و دیگری کاتیونی، C ، کاتیون‌ها را جذب می‌کند).
  • جنس غشاها از رزین‌های یونی است.
  • تعداد غشاها با هم برابر است.
  • در دو طرف غشاها آند و کاتد قرار دارند، نقش آن‌ها تسریع حرکت کاتیون‌ها و آنیون‌ها است.

 

1- دانسیته جریان: میلی‌آمپر بر هر سانتی‌متر مربع سطح غشا نباید از مقدار حداکثر مجاز بیش‌تر شود (سبب الکترولیز می‌شود)

2- فاصله غشاها: هر چه فاصله‌ها کم‌تر باشد، مقاومت کم‌تر  و مصرف برق کمتر خواهد شد  . تعداد سل‌ها را خیلی زیاد تا 500 انتخاب می‌کنند.

3- کیفیت آب ورودی

مواد معلق و رنگ آب خام را باید حذف، باعث کثیف شدن غشاها و الکترودها می‌شوند.

 

دانسیته جریان 400 تا 700 mA/cm2 توصیه می‌شود.

توان مصرف P ، از رابطه P=RI2 محاسبه می‌شود.

 

1- برای تصفیه آب دریا توجیه اقتصادی ندارد.

در الکترودیالیز هر چه میزان یون‌ها بیش‌تر باشد، برق مصرفی بیش‌تر است.

2- تهیه آب شرب از آب‌های نیمه شور وجیه اقتصادی دارد.

با هر بار عبور آب از دستگاه 25 تا 50 درصد املاح حذب می‌شود.

3- محدودیت‌ها: تهیه آب خالص (بدون) یون نه توجیه اقتصادی دارد عملاً غیرممکن است (برای برقرار جریان نیاز به یون است)

 

  • با تبخیر آب ناخالصی‌ها در فاز مایع می‌مانند.
  • با میعان بخار آب تقریباً خالص بدست می‌آید.
  • ناخالصی‌های احتمالی آب حاصل از تقطیر، گازهای محلول، مواد آلی فرار و مقداری املاح و مواد کلوئیدی که توسط قطرات مایع حمل شده با بخار وارد آب تقطیر شده می‌شدند.
  • مطمئن‌ترین روش تهیه آب برای مصارف پزشکی و دارویی است.
  • روش تقطیر، نیاز به وسایل کنترل کیفیت ندارد.

 

  • تهیه آب خالص به روش تقطیر از نظر مصرف انرژی مقام اول را دارد؛ زیرا گرمای ویژه و گرمای نهان تبخیر آب خیلی زیاد است. دانشمندان تلاش می‌کنند از انرژی خورشیدی برای تقطیر استفاده کنند.
  • تقطیر مستلزم دستگاههای بزرگ، حجیم و حتی پیچیده است.
  • از نظر مصرف انرژی و نیز هزینه دستگاهها، تقطیر از مجموعه اسمز معکوس و رزین‌ها غیراقتصادی‌تر است.

 

 

کنترل کیفیت آب بویلر (دیگ بخار)

کار اصلی بویلر (دیگ بخار) تولید بخار آب است در انواع مختلف بویلرها، آب در مداری شبیه شکل زیر گردش می‌کند.

برای تأمین بخار با کیفیت مطلوب و کاهش هزینه‌های نگهداری و سرویس، آب بویلر باید دارای کیفیت مطلوب باشد.

 

1- مشکل رسوب گرفتگی

2- مشکل خوردگی

3- شکل حمل قطرات آب بویلر توسط بخار

روش‌های کنترل این مشکلات:

تصفیه خارجی: کاهش ناخالصی‌ها (املاح محلول، سیلیکا و گازها) در آب تغذیه (در فصل‌های قبل به تفصیل در مورد آن‌ها بحث شده است).

تصفیه داخلی: تزریق مواد شیمیایی به آب بویلر و تغذیه

بلودان: زیر آب زدن، خارج کردن قسمتی از آب تغلیظ شده بویلر

 

تصفیه داخلی آب بویلر شامل کنترل پارامترهای ذیل است:

کنترل pH : به طور کلی باید pH>L ولی pH مناسب بستگی به

فشار و دما و میزان اکسیژن محلول آب بویلر دارد.

قلیائیت: قلیائیت عامل مهمی در خوردگی است. قلیائیت مطلوب به فشار و دما بویلر و P و M بستگی دارد.

اکسیژن محلول: عامل خورندگی

سختی آب: سختی مطلوب آب بویلر صفر است.

املاح در بخار: نباید باشد، عوامل ایجاد کننده آن باید کنترل شود

کلرید: Cl یونی مهاجم است.

سیلیکا: عوارض ناشی از آن از هر ماده دیگر بیش‌تر است.

 

v     قلیائیت عامل مهمی در خورندگی و رسوب‌گذاری بویلر می‌باشد.

v     مقدار مطلوب آن بستگی به دما و فشار بویلر دارد؛

v     60 تا 80 درصد قلیائیت باید به صورت قلیائیت ساده ، P ، باشد.

v     اگر P بیش از 80 درصد کل باشد، سود در آب بویلر زیاد است، سبب شکنندگی قلیایی در فولاد بویلر می‌شود.

 

حد مجاز اکسیژن در حدود ppb5-10 است.

برای کنترل 2O مواد ذیل اضافه می‌شود:

1- سولفیت سدیم:   

مقدار سولفیت سدیم لازم 10 برابر 2O ، مقدار باقیمانده باید ppm20-30 باشد.

در بویلرها با فشار زیاد، TDS را بالا می‌برد و 2SO تولید می‌کند که مناسب نیست.

2- هیدرازین؛ 4H2N

سمی است، 2 تا 1.5 برابر 2O اضافه می‌شود.

3- تزریق 2O ، جهت ایجاد لایه‌های محافظ در بویلرهای با فشار زیاد

 

سختی آب بویلر باید در حدود صفر باشد.

سختی آب بویلر با دو مکانیسم زیر کنترل می‌شود:

1- تبدیل املاح سختی‌آور به رسوبات چسبنده و لجن مانند:

در بویلرهای با فشار کم‌تر از 14 آتمسفر با افزایش سودا

در بویلرهای با فشار زیاد، با افزایش فسفات سدیم،

            فسفات تری سدیک خیلی قلیایی و فسفات منوسدیک کمی اسیدی است.

2- محلول نگه داشتن عوامل رسوب‌زا:

با افزایش موادی مثل سدیم هگزا متافسفات  و یا EDTA یا NTA (برای سختی کم)

 

سه پدیده ذیل سبب حضور املاح در بخار می‌شوند:

1-ایجاد کف:

هنگام عبور بخار از کف قطرات آب را با خود حمل کند.

2-غلغل کردن آب

باعث پاشیده شدن قطرات آب به داخل بخار

3-حمل قطرات مایع توسط بخار

به علل مکانیکی و شیمیایی

برای کنترل این سه پدیده باید:

  • TDS و قلیائیت را کنترل کرد.
  • از حضور مواد روغنی در آب جلوگیری کرد.
  • در مواردی مواد ضدکف اضافه کرد.

 

  • وجود Cl در آب بویلر خطرناک است، Cl یونی مهاجم است.
  • در بویلرهایی که با فشار بیش از 50 اتمسفر کار می‌کنند باید
  • ادعا می‌شود که کلرید در دمای زیاد تولید HCl می‌کند
  •        CaCl2+H2O            2HCl +CaO
  • فشار مهم کلرید، نشت آب از لوله‌های کندانسور به آب برگشتی است.

 

عوارض ناشی از حضور سیلیکا در بخار از هر ناخالصی دیگر بیش‌تر است.

روش‌های کنترل سیلیکا در بخار

1-بالا نگه داشتن pH آب بویلر

روش زیاد مؤثری نیست. با افزایش pH آب، نسبت سیلیکا در بخار به سیلیکا در آب تا حدودی کاهش می‌یابد (شکل 2-11).

2-کاهش غلظت سیلیکا در آب بویلر؛ انجام تصفیه خارجی مؤثر

3-بلودان: تخلیه قسمتی از آب بویلر

به دو صورت پیوسته و منقطع (در فاصله‌های زمانی معین)

 

  • با توجه به اینکه بلودان مستلزم اتلاف انرژی و آب می‌شود باید حجم آب بلودان را محاسبه کرد.
  • تعداد بار تغلیظ را برای همه ناخالصی‌ها محاسبه می‌کنیم:
  • غلظت مجاز ناخالصی در آب بویلر
  • غلظت ناخالصی در آب ترمیم

     غلظت مجاز ناخالصی در آب بویلر

n      ــــــــــــــــــــــــــــــــــــ              = تعداد بار تغلیظ

     غلظت ناخالصی در آب ترمیمی

  • ‌ناخالصی که کمترین مقدار بار ناخالصی دارد ماده کنترل کننده می‌گوییم.
  • 100
  • تعداد بار تغلیظ ماده کنترل کننده

                                 100         

ــــــــــــــــــــــــــــــــــــ     درصد بلودان پیوسته

تعداد بار تغلیظ ماده کنترل کننده

  • 100
  • 1 – تعداد بار تغلیظ ماده کنترل کننده
  • 100            
    ــــــــــــــــــــــــــــــــــــ     درصد بلودان منقطع

1- تعداد بار تغلیظ ماده کنترل کننده

 

برای جلوگیری از خوردگی بویلر بوسیله اکسیژن در زمان خارج از سرویس به دو روش عمل می‌شود:

روش خشک، تخلیه کامل بویلر، خشک کردن سطوح بویلر و پر کردن آن با ازت با فشار 0.5 آتمسفر

روش تر

  • پر کردن بویلر با آب بدون یون
  • تزریق هیدرازین و آمونیاک تا 9=pH
  • اگر زمان توقف 2 هفته تا یک ماه باشد، هیدرازین باقیمانده ppm50-100
  • اگر زمان توقف بیش از یک ماه باشد، هیدرازین باقیمانده ppm100-200

 
 
شیـل و پـایـداری چـاه
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱:٢٩ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٢٥
 

تنش های میکانیکی mechanical Stress

 *خرابی تنش ، شکستگی و ازدست رفتن جریان

*خراب فشردگی – خرد شدن و درهم فرو رفتن (collapse) یا جریان پلاستیکی

* سایش و فرورفتگی

* واکنشهای متقابل شیمیایی‌با سیالات حفاری chemical interaction with the drilling fluid

* آبگیری‌شیل، متورم شدن و پراکندگی

* غیر قابل حل شدن سازندهای قابل حل

* واکنشهای متقابل فیزیکی‌با سیال حفاری physical interaction with the drilling fluid

*فرسایش

* مرطوب شدن شکستگیهای از قبل بوجود آمده (شیلهای ترد و شکننده)

* هجوم سیالات – انتقال فشار

شناخت شیل و بی ثباتی حفره وهمچنین ارزیابی ماهرانه از وضعیت و اجرای طرحهای اصلاحی یکی از مهمترین موضوعات مهندسی سیالات درحفاری می‌باشد. به عبارتی مهندسی گل تنها به سیالات حفاری محدود نمی‌شود ، بلکه شامل شناخت مناسب از کار در تمام محیطهای عملیاتی‌به اضافه شناخت در زمینه میکانیک و ژئوفیزیک و همچنین شیمی آب و شیمی رس می‌باشد. یکسری از عوامل احتمالی می توانند در حل عدم ثبات چاه مورد ارزیابی قرار گیرند، که بوسیله ارزیابی این شرایط اکثر حالت های خرابی می توانند تعیین شده و بطور مناسب جواب داده و برای حل و یا دوام بی ثباتی چاه مورد استفاده قرار گیرند

این ها شامل شرایط میکانیکی مانند:

*مشکلات پاک کردن حفره

*فرسایش حفره چاه

*صدمه فیزیکی فشردگی

* وزن گل و فشار سازنده.

* فشار مکش (swab) و فشار موجی (surge)

*تنش های چاه.

* و همچنین شرایط شیمیای مانند:

* واکنش های خرابی سازند.

* سازگاری‌شیمیایی گل باشیل.

*غیر قابل حل نمودن مواد قابل حل سازند.

- اغلب راه حل‌های اقتصادی و ساده برای پیشگیری از این گونه مشکلات وجود ندارد.

در این حالت ها باید ترکیبی از مواد با فعالیت شیمیایی کم و غیر قابل واکنش با شیل استفاده گردد مانند سیالات پایه روغنی. اما استفاده از این سیالات خود دارای محدودیت هایی می‌باشد.

 

مانند:

- نیاز در بدست آوردن ارزیابی های خاصی از چاه:

*ایمنی و سلامتی محلی و محیطی .

* هزینه‌های مواد.

*مشکلات دیگری که با از بین رفتن پایداری در ارتباط می‌باشند مانند: از دست رفتن جریان سیال قبل از بحث در رابطه با علل انفرادی‌بی ثباتی حفره چاه ، شناخت شیل و سنگهای رسوبی و شیمی رس، و تنش زمین بسیار اهمیت دارد.

از وضعیت خارج شدن شیل و سنگ های رسوبیshale deposition and sedimentary Rocks

 سنگ های رسوبی موادی هستند که مرور زمان ازجای خود درمجراهای رسوبی جابجا می گردند.

سنگ های رسوبی‌به دو گروه اصلی کلاسیک و غیر کلاسیک تقسیم می‌شوند. سنگ های غیر کلاسیک رسوباتی‌شامل موادی‌با منشاء آلی مانند زغال سنگ  و مواد رسوبی‌شیمیای مانند نمک می باشند.

سنگ های رسوبی کلاسیک از ذراتی تشکیل شده اند که از مکان یا سطح زمین به صورت فرسایش به مکان دیگر جابجا شده و به صورت یک رسوب ته نشین می گردند. علل جابجایی سنگ های رسوبی کلاسیک می تواند ، آب ، یخ ، با دو یا نیروی ثقل باشد. سنگ های رسوبی‌بیشتر از روی اندازه ذراتی که آنرا ایجاد کرده طبقه بندی می‌شوند که عبارتند از :

کنگلورا ، سنگ شن ، سنگ ماسه و شل یارس. سازندهای رسوبی کلاسیک در دو فاز مهم رسوبی‌شدن تشخیص آنها بررسی می‌شود .رسوبی‌شدن فرایندی است که در سطح زمین به وقوع می پیوندد. و اجازه می دهد که ذرات یا دانه‌های ریز ، بصورت رسوب بروی هم انباشته گردند. به عنوان مثال یک گروه از ذرات جابجا شده بوسیله جریان آب پس از ساکن شدن جریان آب بصورت ذرات بزرگتر رسوب پیدا می کنند. عموماً رودخانه‌ها و جویبارها ایجاد کننده شن، ماسه و رس درمجراهای رسوبی هستند. فرایند رسوبی‌به صورت درجه بندی ذرات صورت می گیرد . آنچنان که ماسه در یک مکان ، شن در مکان دوم و رس نیز در مکان سوم، رسوب می کنند. هنگامی که یک مجرا پر گردد، در این حالت سطح آب در مجرای رسوبی و مکان دهانه رودخانه عوض شده، مکان ماسه ، شن و رس ها تغییر پیدا می کند. که این ماسه‌ها ، شن ها و رس ها به مرور زمان انباشته و زیاد می گردند. وجود بخش‌های عمودی در هر مکان انعکاس دهنده تاریخچه و رسوبات قبلی در آن مکان بوده. دیانژ دربرگیرنده تمام فرایندهائی است که تعمیر دهنده یک رسوب بعد از آن که ته نشین گردد می‌باشد. این فرایندها شامل جامد شدن ، محلول شدن و رسوب شدن دیگر مواد معدنی و یا تغییر در ترکیب مواد معدنی رسوب‌های رسی درون سنگ ماسه‌ها و سنگ های رسی و سنگ های‌شنی می باشد در دیانژ بعد از آنکه رسوبات به صورت وزنی در قالب لایه‌های رسوبی ته نشین شده ، شروع به جامد شدن و تحت فشار قرار گرفتن آب زیر سطح رسوبی می کنند. این رسوبات به صورت عمقی دفن شده و حرارت موجب ایجاد تغییر در این رسوبات شده است. آبی که در نتیجه دفن عمقی رسوبات تحت فشار قرار می گیرد، از میان رسوبات عبور کرده و باعث می‌شود بعضی از مواد معدنی حل شده و بعضی از مواد معدنی رسوب داده شوند . اغلب مواد معدنی رسوب شده در ماسه،‌ شن و شیل با هم، جمع شده و باعث ایجاد یک عامل سخت و تشکیل دهنده سنگ های رسوبی سخت در طبیعت می‌شوند.

همچنان که فرایند دیانژ ‌به مرور زمان ادامه می یابد درجه حررات و فشار نیز تغییر پیدا می کند و بیشتر و بیشتر می گردد. و باعث فرایندهای متامورفیک می گردد. این مساله باید در ذهن بماند که تمام سنگ های رسوبی که حفاری می گردند نتیجه فرایند، رسوبی‌شدن و دیانژی می‌باشند. شیل یکی از سنگ های رسوبی کلاسیک می‌باشد که ابتداً از ذراتی که در کلاس و اندازه گل رس است و میانگین آن کوچکتر از 4 میکرون می‌باشد تشکیل شده است. برای‌شناخت طبیعت رسوبات سنگ‌های‌شیلی‌شناخت عبارت رس که دارای دو مفهوم می‌باشد بسیار مهم است. یک مفهوم این است که رس اندازه ای از ذرات رسوبی است و مفهوم دیگر آن به عنوان کلاس مواد معدنی رس است به عنوان یک قاعده کلی رس به مواد معدنی که اندازه ذرات آنها در کلاس اندازه رس یعنی کمتر از 4 میکرون می باشد اطلاق می‌شود اما مواد معدنی غیر رس مانند سنگ های آذرین و فلدسپارها، به دلیل دارا بودن ذرات کوچکتر از 4 میکرون در این دسته بندی قرار می گیرند.

رس یک رسوب می‌باشد و شیل نیز یک سنگ می‌باشد که از ذرات با اندازه رس تشکیل شده است. در حفاری های چاه‌های نفت و گاز بیشتر سازند‌هایی‌شامل شیل یا رس که رسوبات مجراهای دریایی می‌باشند حفاری می‌شوند. ذرات شیل ابتدا از طریق تراکم زمینی فرسوده شده و بوسیله رودخانه‌ها به مجراهای دریایی انتقال می یابند.

طبیعت و ترکیب این ذرات وارد شده در مجرای رسوبی‌به ترکیب صخره و خاک فرسوده شده در زمین به عنوان منبع رسوب بستگی دارد. متغیر بودن زمین در این محیط ها یکی از دلایل اصلی در متفاوت بودن مجراهای رسوبی است . برای مثال در درجه حرارت های عمومی زمین عموماً اسمکتایت بوجود می آید تا حذف رس کائولینایت بدین صورت انباشته شدن رس  به صورت رسوباتی از شن و ماسه با سرعت جریان آب و معلق شدن رس در آب در ارتباط است. در جریان متلاطم و با سرعت آب ذرات رس به صورت معلق و در آب‌های آرام و بدون سرعت و غیر متلاطم ذرات ساکن و ته نشین شده و انباشته می گردند این محیط های آبی آرام معمولا در آبهای فلات قاره در زیر موجهای اصلی و یا در خلیج‌ها یا مرداب‌ها بوقوع می پیوندد. دیگر مکانهای رسوبی گل می تواند شامل دریاچه‌ها یا دشت های سیلابی رودخانه ای‌باشد دو ویژگی رسوبات دریای رس می تواند قابل توجه باشد که شامل (bioturbation),(flocculation) است در Floceulation یا لختگی ذراتی‌با اندازه رس پس از پخش شدن بوسیله آب شیرین رودخانه وارد محیط شور دریا می‌شوند.

Flocoulation ، به چند عامل بستگی دارد مانند طبیعت و درصد رس در آب وقتی Floceulation اتفاق افتد ذرات رس به صورت تکه‌های‌بزرگتر تجمع پیدا می کنند و آسانتر از رس های پراکنده ته نشین می‌شوند. رس های لخته شده معمولا در اندازه ماسه سنگ ها بر رسوبات کوارتز و فلرسپار ته نشین می گردند که نتیجه آن رسوبات رس ماسه ای که اغلب نفوذ پذیر هستند می‌باشند یکی از پیامدهای عملی Flocculation یا لختگی این است که بیشتر رسوبات دریایی رس و شیل‌های رسوبی حاوی مقادیر قابل توجهی از دانه‌های کوارتر با اندازه ماسه می‌باشند.

Bioturbation ، اختلالی  در رسوبات است که بوسیله اورگانیزمهایی‌که در آن زندگی می کنند انجام می گیرد. این اورگانیزمها شامل نرمتنان و کرمها که از رسوبات تغذیه می کند هستند.

این در حالی است که بیشتر شیل‌های دریایی ورقه نشده‌هستند. فرایند bioturbation باعث تخریب یا اصلاح ساختار رسوبات می گردند و در بعضی از موارد ممکن است باعث از هم پاشیدگی رسوبی گردند. رسوب‌های ورقه شده می توانند دارای نفوذپذیری‌بالایی نسبت به رسوب‌های ورقه نشده باشند این در حالی است که بیشتر شیل‌های دریایی ورقه نشده‌هستند. و bioturbation باعث تخریب ورقه‌ها با ساختمان رسوبات شیل دریایی می گردند. یکی از انواع شیل‌ها که تاکنون bioturbation نشده Carbonuceous می‌باشد که دارای محتویات مواد زنده بالایی هستند.

شیل Carbonuaeous بروی سطحی‌بدون اکسیژن رسوب می کند (در دریاچه‌ها اتفاق می افتد) که باعث جلوگیری از اکسید شدن مواد آلی می گردد انواع شیل‌های Carbonueeous به صورت ورقه و پوسته‌هایی که می توانند به آسانی در طول ورقه از هم پاشیده بشوند می گردند رسوبات رسها بوسیله فرآیند diagenesis تغییر پیدا می کنند. همچنین رسوبات رس کف اقیانوس گل نامیده می‌شود زیر آنها دارای هیچ گونه چسبندگی نمی‌باشند در مراحل اولیه جامد شدن رسوبات گل می توانند سخت تر شوند اما به سادگی درون آب دریا و مجراهای آبی از هم پاشیده می‌شوند هنگامیکه این مواد به مرحله جامد شدن برسند دارای نفوذپذیری‌کمتر بوده و توانایی گسترش فشار را دارند. جامد شدن رسوبات رس یکی از مکانیزمهای ایجاد فشار زمینی است که با بالا رفتن عمق مواد دفن شده و افزایش درجه حرارت تغییرات معدنی در شکل گیری رس آغاز می گردد. رسوبات رس می‌توانند ویژگیهای پلاستیکی و چسبندگی پیدا کنند. نیز می توانند به صورت شیلهای‌بسیار سخت تر و محکم تر و یا شیل‌های‌شکننده در آیند در اینجا دو نوع از تغییرات معدن شناسی diagentic وجود دارد که تغییر دهنده طبیعت رسوب‌های رس و شیل می‌باشند. که عبارتند‌از:

1-   تغییر شکل معدنی رسSmectite به لایه‌های مخلوط Illite- smectite

2-   رسوبات‌سخت‌معدنی

تغییر شکل Smectite به illite –smectiteclay به کاهش فعالیت شیمیایی رس یا شیل منجر می گردد. با گذشت عصر زمین شناسی (در حدود یک میلیون سال) و رسیدن به درجه حرارت 200 درجه فار‌نهایت در قسمتی از رسوب‌های رس فعالیت شیمیایی دارای‌ثبات کمتری است. این باعث تغیییر در لایه‌های illite – Smectite می گردد. با افزایش عمر زمین شناسی و افزایش دما به بالای   200 لایه‌های مخلوط معدنی‌بیشتر به illite تبدیل می‌شوند. شیل‌های مربوط به دوران زمین شناسی قدیمی( paleozoicage با قدرت بالای 250 میلیون سال ) به ندرت حاوی مقادیر رس Smectite می‌باشند.

به عنوان یک قاعده کلی هر چه شیل‌ها قدیمی تر ، گرمتر و یا عمیق تر باشند دارای فعالیت شیمیایی کمتری در مقایسه با رسوبات رسی سردتر کم عمق تر و جوانتر هستند. از دیگر فاکتورهای ‌شیل‌های رسوبی سخت، شکننده بودن آن است . بعضی از شیل‌ها بوسیله کرنباتهای مانند کربنات کلسیم یا دولومایت سخت شده‌اند. این سیمان کربنات بطور عملی‌بر مقاومت و دوام میکانیکی ‌شیل اثر می گذارد. سخت شدن کربناتی نسبت به سخت شدن سیلیکاتی عمومیت کمتری دارد.

سیلیکات و یا در محصولات واکنش انتقال smectite به illite مورد بحث قرار گرفت. سیلکاهای سخت به شیل خاصیت شکنندگی می دهند. حجم مقادیر سلیکاتها در شیل‌ها می‌توانند متغیر باشند . غلطت های کم سیلیکا، شیل را شکننده و ضعیف و قابل پخش می کند و وقتی که مقادیر سیلیکا افزایش پیدا کند شیل شکننده اما تمایل ‌به پوسته شدن دارد.

توانایی سیالات حفاری و نفوذ آنها در شیل‌های سخت یکی از عوامل مهم درثبات نسیل می‌باشد. شیل‌هایی که اجازه می دهند آب به درونشان نفوذ پیدا کند به علت فشار دچار تورم شده و از هم پاشیده می‌شوند. در اینجا چندین نوع شیل وجود دارد. که خارج از دریا شکل گرفته و شیل‌های غیر دریایی که دربالا مورد بحث قرار گرفت که یکی از آنها TUFF آتشفشانی است درحالی که TUFF  صخره رسوبی نمی‌باشد. بستری از TUFF آتشفشانی می توانند بروی مواد صخره ای رسوبی ایجاد گردند. TUFF انباشته خاکسترهای آتشفشانی فوران شده از آتشفشانها می‌باشد.

خاکسترهای آتشفشانی‌بروی سطح اقیانوس یا بسترهای رسوبی قرار می گیرند که ابتداً از سیلیکات شیشه ای تشکیل شده اند. بعد از گذشت دوران زمین شناسی‌شیشه‌های آتشفشانی از لحاظ شیمیایی بی ثبات شده و به صورت مواد رسی کریستاله می‌شوند. بستر خاکسترهای آتشفشانی تغییر یافته چیزی است که بنتونایت نامیده می‌شود. و ایومینگ بنتونایت شکل رسوبات دریایی تغییر یافته از خاکسترهای آتشفشانی می‌باشد. اهمیت زمین شناسی رسوبات خاکسترهای آتشفشانی‌شامل TUFF در دریای ‌شمال و TUFF های مختلف در اندونزی می‌باشد. به علت تنوع وسیع شیل‌ها در محیط های مختلف جهان تکنیک‌ها و راه حل‌ها برای حفاری ‌شیل و مشکلات تثبیت آنها متفاوت می‌باشد یعنی ممکن است که روشی در محیطی‌به خوبی عمل کرده اما در محیطی دیگر جواب ندهد و نیاز به تکنولو‍ژی جدید می‌باشد. شیل‌ها راه توان به سادگی‌بوسیله ابزار تصویر نگاری اشعه گاما شناسایی کرد. این ابزارها اشعه گامای طبیعی ساطع شده از شیل بوسیله چاه را اندازه گیری می کند. اشعه گاما بوسیله از هم پاشیدگی یک ایزوتوپ پتاسیم با وزن اتمی 40 و یا از هم پاشیگی اتم‌ها در اورانیوم و عناصر سری توریم ایجاد می گردد. مقادیر جزئی از توریم درسهای معدنی موجود و همچنین پتاسیم نیز عموماً در شیل‌ها وجود دارد. بوسیله ظاهر شدن جابجایی در لاگ اشعه گاما در ستون لاگ الکتریکی می توان شیل را شناسایی کرد بدین صورت که وقتی خط اشعه گاما به سمت راست منحرف شود مشخص کننده شیل می‌باشد و اگر سمت چپ منحرف شود نشان دهنده ماسه یا لایمستون می‌باشد. لاگها منابع با ارزشی اطلاعات برای مهندس گل می‌باشد گزارشات لاگ روزانه ارائه کننده یک شکنندگی‌برای هر نمونه گرفته شده در عمق خاصی می‌باشد. این لاگ‌ها می توانند به تخمین سازنده‌های مشکل ساز و ارزیابی واکنش‌ها و ثبات نسبی آن کمک کند. در جدول یک لیست کدهای زمین شناسی استاندارد و گزارشات لاگ‌های گل به اضافه اندازه دانه‌های صخره‌های رسوبی و توضیحات لازم ارائه شده است.

 

شیل ،سنگ ماسه و سنگ آهک ایجاد کنده اکثر صخره‌های رسوبی و درصدهایی از دیگر انواع صخره‌ها می‌باشند. در بیشتر سیستم های نفت و گاز که مورد حفاری قرار می گیرند شامل 50 تا 75 درصد شیل می‌باشند.

درصد شیل ، سنگ ، ماسه و سنگ آهک در چندین محیط در جدول (2) نشان داده شده است.

انواع صخره‌های متفاوت نیز دارای ویژگی های‌شناخته شده و مشکلات حفاری مرتبط با خود می‌باشند.

 

جدول (3) لیستی از ویژگیهای متفاوت انواع صخره ها است.

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

شیمی رس chemistry clay

ازنقطه نظر رسوب‌شناسی، به عنوان یک عبارت با اندازه ذره تعیین می گردد و از نقطه نظر شیمیایی و معدن شناشی کانیهای رسی ذرات کوچک و ریزکانیهای اولیه نظیر ذرات کوارتز، فلدسپارو میکاها هستند.

کانیهای رسی‌شامل لایه ای از چهار وجهی های (تتراهدرال) si-o هستند. که در این لایه‌ها هر چهار وجهی‌با جهار وجهی مجاورش سه اتم : اکسیژن به اشتراک گذشته اند. واحد پایه است که AL می تواند حداکثر جانشین نصف اتم های si شود و لایه ای متشکل از AL درموقعیت هشت وجهی (اکتاهدرال ) با یونهای بطوری که در عمل یونهای بین دو لایه از یونهای (O/OH) قرار می گیرند و عناصر Fe و Mg و سایر یونها ممکن است جانشین AL شوند.

نحوه قرار گرفتن صفحات چهار وجهی و هشت وجهی‌به دو حالت T-O, T-O-T است.

گروه کائولینایت به طور نامنظم از T-O و گروه اسمکتایت و ورمیکولایت به صورت T-O-T تشکیل شده اند. پس رس کریستالی‌با ساختار لایه ای سیلیکا و آلومینا است .عموماً رس‌های معدنی که در شیل‌ها پیدا می‌شوند شامل اسمکتایت ، ایلایت ، کلرایت و کائولینایت میباشند این ذرات ریز در اندازه رس بوجود می آیند . آنالیز انواع رس موجود در شیل بوسیله تفکیک اشعه ایکس انجام می‌شود. رس‌ها توانایی جذب آب ، کایتون روی سطح شان را دارند.

همچنانکه در بالا ذکر گردید رس دارای یک اندازه ذره ای کوچک و درای ساختار ورقه ای و لایه ای است رس‌ها درای سطح مقطع (نسبت سطح مقطع به گرم از ماده) وسیعی هستند. ایلایت ، کلرایت‌، کائولینایت ، کریستالهایی ریزی هستند که آب و کایتون ها را روی سطح خارجی خود جذب می‌کنند اسمکتایت علاوه بر جذب آب ، کایتون روی سطح خارجی، آب و کایتون را بین لایه‌های ساختار کریتسالی خود جذب می کند. توانایی جذب آب در اسمکتایت بیشتر از انواع دیگر رس هست. توانایی جذب آب، توانایی تعویض کایتون و ذب آب، توانایی تعویض کایتون وس اع صخره ها است.

سطح مقطع ویژه رس با پدیده ای که به آن خواص Colligative گویند ارتباط دارد. این خواص کولینگاتیو مبنای اندازه گیری فعالیت رس می‌باشد و علت آن ظرفیت تعویض کایتون (CEC) است. که به راحتی قابل اندازه گیری می‌باشند این یک روش عملی‌برای ارزیابی فعالیت رس یا شیل می‌باشد (CEC)  یا ظرفیت تعویض کاتیون رس خشک بوسیله تیتراسیون یا متیلن آبی قابل اندازه‌گیری که واحد استاندارد برای گزارش CEC در رس خشک میلی اکی و الان (meq) در 100 گرم از رس خشک می‌باشد برای محاسبه CEC از محلول 01/0 نرمال متیلن آبی استفاده می‌شود. بنابراین میلی لیتر از محلول متیلن آبی مورد نیاز برای نقطه پایانی معادل با می‌باشد.

محدوده CEC برای رس های خالص به شرح زیر است.

 

اسمکتایت‌ها بصورت شفاف واکنش پذیری‌بیشتری در مقایسه با دیگر رس ها دارند، شیلهایی که محتوی اسمکتایت‌ها هستند بسیار به آب حساس بوده و سریعاً آبگیری می‌شوند. شیلهایی که محتوی دیگر مواد رسی هستند دارای توانایی کمتری در آب گیری هستند اما هنوز به آب حساس می‌باشند. در اکثر شیلهایی‌که محتوی چندین نوع رس در حجم های متغیر می‌باشند واکنش پذیری‌شیل بستگی‌به نوع و حجم رس موجود در شیل دارد. اغلب CEC بهترین راه محاسبه واکنش پذیری در رس نسبت به آنالیزهای معدن شناسی‌بوسیله XRD  می‌باشد. ساختار ایلایت و اسمکتایت شبیه تکرار ترکیب سه لایه ای واحد می‌باشد که در آن لایه آلومینیم به صورت ساندویچی‌بین دو صفحه سیلیکا قرار دارد. در اسمکتایت آب و یون بین سه لایه جذب شده و تشکیل کریستال می دهند در ایلایت لایه‌ای از یون پتاسیم وجود دارد اما هیچگونه آبی میان سه لایه وجود ندارد. اضافه بر آن در ایلایت اتمهای آلومینیم بجای اتمهای سیلیکا جایگزین می‌شوند در حای که در اسمکتایت اینگونه نیست. اتم های پتاسیم در ساختار ایلایت یونهای قابل تبادل نمی‌باشند اما یک بخش ثابت از کریستال‌هستند. تنها یونهای که بر روی سطح خارجی ایلایت قرار دارند قابل تعویض می‌باشند، در اسمکتایت این یونها بین لایه‌ها قابل تبادل می‌باشند. که این یونها می توانند سدیم، کلسیم، منیزیم یا پتاسیم باشند (قابل توجه است که تعویض یون پتاسیم در اسمکتایت شبیه به ایلایت نمی‌باشد).

در صنعت حفاری از عبارت montmorillonite یا bentonite به جای عبارت smectite استفاده می‌شود که معنی آن رسی است که بین ساختار لایه‌ای آن آب وجود دارد. این تعریف را متخصصانی که در این صنعت مطالعه می‌کنند به وجود آورده‌اند. رسها را به گروههای اصلی زیر طبقه‌بندی می‌کنند:

1- گروه کائولین Kaoline group: رسهای این گروه شامل پنج کانی‌به نامهای زیر است:

1)    Kaolinite

2)    Halloysite

3)    Dickite

4)    Naclite

5)    Endellite

چهار کانی اول دارای ساختمان شیمیائی مشابهی هستند به فرمول 2H2O، 2SiO2، Al2O3 ولی کانی پنجم دو مولکول آب بیشتر دارد. ساختمان دو لایه‌ای دارند که در آن لایه تتراهدرال به وسیله یونهای O/OH به لایه اکتاهدرال متصل است و در آن جانشینی‌به جای Si , Al صورت نمی‌گیرد یا به تعریف دیگر یک ورقه سیلکا و آلومینیوم می‌باشد که اکسیژن‌های مربوط به مولکول تتراهدرال به صورت رو در رو با هیدروکسیل‌های مربوط به مولکول اکتاهدرال پیوند قوی تشکیل می‌دهند. در سطح رس کاتیونی وجود ندارد و یا بسیار کم است و لذا تمایل به آبگیری وتورم در این رس ضعیف می‌باشد.

2- گروه اسمکتایت Smectite Group: رسهای این گروه شامل کانی‌های مونت مور یلونایت می‌باشد که عبارتند از:

1) Montmorillonite

2)    Beidellite

3)    Nontronite

4)    Hectorite

5)    Saponite

گروه اسمکتایت یا گروه بنتونایت گروهی از رسهای معدنی‌با ساختار سه لایه‌ای است ‌به طوریکه یک لایه اکتاهدرال به صورت ساندویچی‌بین دو لایه تتراهدرال سلیس قرار دارد و محتوی آب میان لایه‌های آلومینوسیکاتی خود می‌باشد این پنج کانی از نظر ساختمان شیمیایی و فرمول با یکدیگر بسیار تفاوت دارند به‌همین دلیل‌هم نمیتوان در اینجا یک فرمول کلّی و جامع برای آنها بیان کرد. مثلاً کانی نخست که از بقیه مهمتر می‌باشد دارای فرمول زیر است:

  

در این آلومینوسیلکات متبلور، نسبت  مثل نسبت  است و همان طوریکه ملاحظه می‌شود در گروه Al2O3این کانی، عمل استخلاف (جانشینی) صورت گرفته است، با این ترتیب که یک اتم منیزیم با ظرفیت دو (Mg2+) به جای یک اتم آلومینیوم با ظرفیت سه (Al3+) نشسته و حاصل یک جانشینی یک بار منفی اضافی است که در مولکول کانی پدیده آمده است و این باز منفی اضافی‌باید به وسیله یک اتم مثبت (Na+) خنثی‌شود سدیم خود نیز یک base قابل تعویض می‌شود و ممکن است به وسیله کاتیونهای دیگری مثل H+,Ca2+و غیره تعویض شود این خاصیت را base exchange (یا تعویض پایه) می‌گویند.

چهار کانی دیگر گروه بنتونایت از نظر خواص base exchange ساختمانی‌شبیه ساختمان مونت موریلونایت دارند.

مونت موریلونایت montmorillonite: یک رس معدنی متعلق به گروه اسمکتایت می‌باشد. اکثر رسهای اسمکتایت در رسوبات خلیج ایالات متحده آمریکا قرار گرفته ولی می‌تواند در دیگر بسترهای رسوبی وجود نداشته باشنرااولکول تتراهدرانمکتایت انید.

بنتونایت Bentonite: از لحاظ زمین شناسی، بنتونایت یک بستری از خاکسترهای آتشفشانی تغییر یافته می‌باشد. عبارت بنتونایت برای نام تجاری سدیم مونت موریلونایت که به عنوان افزودنی گل حفاری استفاده می‌گردد، نامیده می‌شود. رس معدنی نبتونایت در وایومینگ از یک بستر زمین شناسی‌بنتونایت ایجاد می‌گردد اما رسهای معدنی‌بنتونایت در دیگر نواحی جهان از انواع دیگر رسوبات زمین شناسی تشکیل می‌شوند.

3- هیدرات گلایمر Hydrat glimmer: این دسته نیز دارای سه لایه می‌باشند و به صورت انبوه در طبیعت یافت می‌شوند ولی آنها به علت نیروهای قوی پیوندی‌بین مولکولها hydrophob هستند. این گروه شامل:

Illite

Muskovit

Biotit

ایلایت Illite: رس معدنی خاص با ساختار استخوانی آلومینوسیلیکات شبیه اسمکتایت اما بدون آب بین لایه‌ای می‌باشد. متخصصان هنوز گروه ایلایت را کاملاً تقسیم‌بندی نکرده‌اند اما روی این مسئله در حال کار می‌باشند.

ایلایت یک رس سه لایه است که  در ورقه‌های خارجی، جانشینی یون آلومینیوم به جای سیلیکات Si2+ و در ورقه داخلی جانشینی منیزیم (Mg2+) به جای آلومینیوم (Al3+) انجام می‌گیرد. کمبود بارهای مثبت توسط پتاسیم جبران می‌شود. همچنین به علت وجود یون پتاسیم (K+) آبگیری این رس بسیار آهسته انجام می‌گیرد. ابعاد یونیزه یون پتاسیم کوچک و آب بسیار کمی همراه آن است. بدین ترتیب یون پتاسیم به قاعده شبکه اکسیژن واقع در ورقه خارجی می‌چسبد و حجم کم آب پیرامون آن، موجب می‌شود که بار الکتریکی مثبت خیلی نزدیک به سطح صفحات لایه قرار گرفته و نیروهای واندروالسی را تقویت کرده و صفحات را خیلی ‌به ‌هم نزدیکتر سازد. بدینگونه فقط حجم کوچکی از آب می‌تواند با ذره رس همراه شود.

مسکووایت muscovite به فرمول باز (K2O, 3Al2O3, 6SiO2, 2H2O) در زیر میکروسکوپ ساختمان بشقابی‌شکل و نازک دارند و در خاک که‌هستند برق می‌زنند به‌همین دلیل‌هم تشخیص آنها ساده است. پتاسیمی که در این مایکاها وجود دارد در خارج شبکه کانی و با اتصالی‌بسیار محکم بر روی سطح آن چسبیده است.

4-گروه کلرایت Chlorite Group

کلرایت یک رس با صفحات سه ورقی است که توسط یک لایه بروسیت از یکدیگر جدا شده‌اند، یعنی جمعاً دارای چهار لایه می‌باشند. لایه بروسیت به طور اساسی مشابه با ورقه اکتاهدرال آلومینیوم (Al3+) به جای یون منیزیم منجر به پیدا کردن بار مثبت در ورقه می‌شود. بار الکتریکی مثبت لایه بروسیت و بار الکتریکی منفی صفحه سه ورقی (مشابه با ایلایت) سبب می‌شود که ذره رس بار تقریباً خنثی داشته باشد. به این ترتیب از آنجایی که صفحات یا لایه‌ها پیوندی قوی‌با هم دارند و یونهای کلسیم و سدیمی ‌برای جذب آب موجود نیست یا خیلی کم است، میزان آبگیری‌بسیار پایین است. به‌هر صورت در مواردی نیز لایه بروسیت از بین صفحات لغزیده و خارج شده و آب به سطح صفحات سه ورقی جذب می‌شود.

 

5-گروه آتاپولجایت Attapulgite Group

یک نوع از این رسها، هیدرومنیزیم آلومنیم سیلیکات می‌باشد. این دسته از نمکها دارای یک ساختمان کریستالی سوزنی هستند. از آنها جهت ساختن گل حفاری در زمانی که فقط آب نمک در اختیار داریم استفاده می‌کنیم که باعث ایجاد ویسکوزیته در آب می‌شود و نام دیگر این رسها salt clay می‌باشد.

رسهای معمول در فرآیند حفاری عبارتند از: اسمکتایت، ایلایت، کائولینایت و کلرایت

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



جدول زیر ارائه کننده ضخامتهای‌بین لایه‌ای‌بر حسب انگستروم برای‌بعضی از رسها می‌باشد.

 

 


تنشهای زمین The Earth's Stresses

شناخت تنش زمین و رابطه آن با عدم ثبات چاه بسیار مهم می‌باشد، فشار اضافه وزن overburden pressure و فشار تخلخل pore pressure و نیروهای تکنونیک Tectonic Forces که در زیر توضیح داده شده‌اند همه در بی‌ثباتی چاه‌هنگام حفاری در محیط زیرسطحی مشارکت دارند.

Overburden Pressure: فشار مربوط به حجم و وزن همه سازند‌ها و سیالات درون آنها که در بالای سازند مورد نظر قرار گرفته‌اند را گویند، کل تنش تحمیل شده به وسیله overburden بر سازند زیر سطح را Geostatic یا Lithostatic یا                          Total overburden pressure گویند که از رابطه زیر محاسبه می‌گردد.

 

 

 

 

() معادل است با مجموع فشار ناشی از وزن رسوبات (PS) Sediment Pressure و فشار ناشی از وزن سیالات (PF) Fluid Pressure که درون سازندهای‌بالاتر قرار دارد که به وسیله تنش مکانیکی سازند حمایت می‌شوند را می‌توان با

 

نشان داد. در سیستم انگلیسی  را می‌توان از معادله زیر به دست آورد:

 

فشار تقسیم بر عمق رابطه‌ای است که به آن گرادیان گویند Overburden Pressure (POG) Gradient   را می‌توان از رابطه زیر محاسبه کرد:

 

چگالی حجم رسوبات در مکانها و عمقهای مختلف، متفاوت می‌باشد، اما معمولاً و همچنین Geostatic یا گرادیان                    در نظر گرفته می‌شود.

چگالی حجم رسوبات به طور دقیق از طریق نمودار‌گیری چگالی قابل به دست آوردن است، این نمودارگیری‌ها جهت به دست آوردن اطلاعات همیشه در دسترس نیستند، ولی گرادیان را می‌توان محاسبه کرد. مثلاً در عمقهای مجاور هم برای خلیج مکزیک نزدیک در نزدیکی سطح و  نزدیک 20000 فوتی در نظر گرفته می‌شود. Overburden Pressure در جاهایی که شناخته شده نیست یا از مقادیر نواحی مجاور آن استفاده می‌شود.

فشار تخلخل و فشار درون دانه‌ای Pore Pressure Intergranular Pressure:

مجموع فشار Overburden به وسیله صخره‌ها از دو راه به وجود می‌آید، اول فشار درون دانه‌ای (PI) که فشار ناشی از نیروی انتقالی‌برخورد مکانیکی میان دانه به دانه‌ای است. دوم، برخورد دانه به دانه‌ای رسوباتی که‌هنوز به طور کافی فشرده نشده‌اند. جایی که فشار Overburden به وسیله فشار تخلخل (PP) تشدید شود، موجب فشار غیرعادی Abnormal Pressure می‌گردد. فشار تخلخل ناشی از سیالاتی مانند آب، نفت و گاز می‌باشد که می‌بایست به وسیله وزن گل حفاری متعادل و کنترل گردند. بنابراین مجموع فشار Overburden معادل است با مجموع فشار درون دانه‌ای (PI) و فشار تخلخل (PP).

 

هنگامیکه گرادیان چگالی حجمی‌به علت فشردگی متغییر باشد و همچنین فشار طبیعی تخلخل به علت شوری آب سازند متغییر باشد، از جدول 4 و فرمول زیر برای‌به دست آوردن فشار طبیعی تخلخل استفاده می‌شود.

 

 

عموماً فشار طبیعی تخلخل را  در نظر می‌گیرند. هنگامیکه فشار تخلخل بیشتر از فشار هیدرواستاتیک تئوری‌برای عمق خاص باشد، سازند دارای فشار غیرعادی (Abnormal) با فشار زمینی Geo pressure می‌باشد.

 

فشار غیرعادی وضعیتی است که در آن سیالات درون تله‌های زمینی مسدود شده سازند به نواحی کم‌عمق‌تر از جایی که جرم Overburden زیادتر است نفوذ می‌کنند. این انسدادها می‌تواند به وسیله شیلهای متراکم، لایمستون، دولومایت، نمک و دیگر شکلهای غیرقابل نفوذ به وجود آید.

شناخت سه فشار تعریف شده یعنی pore , Intergranular , Overburden را می‌توان به وسیله مثال برج آب بیشتر توضیخ داد Overburden pressure را می‌توان مجموع وزن ایجاد شده روی پایه برج آب در نظر گرفت یعنی مجموع وزن آب و وزن خود برج.

 Intergranular pressure را می‌توان وزن ساختمانی‌به وجود آمده میان بدنه یا چهار چوب ساختمان در نظر گرفت.

 Pore pressure: را می‌توان فشار هیدرواستاتیک آب در نظر گرفت.

 

جهت‌گیری تنشها Orintation of Stresses

Overburden اعمال شده یک تنش عمودی می‌باشد که باعث تنش افقی در قسمت خارجی می‌شود که بستگی‌به خواص مکانیکی صخره دارد. تنشهای زیرسطحی در نتیجة جهت‌گیری سه تنش اصلی در فضای سه بعدی که‌همه بر یکدیگر عمود می‌باشند به وجود می‌آید (به شکل 2 نگاه کنید) که عبارتند از: 1- حداکثر تنش اساسی . 2- متوسط تنش اساسی . 3- حداقل تنش اساسی . گرادیان یا شیب شکست ذاتاً با حداقل تنش اساسی معادل می‌باشد. در محیط تنشهای غیرتکنونیک، حداکثر تنش در جهت عمودی  ناشی از Overburden و متوسط و حداقل تنش اساسی  در جهت افقی صفحه و معادل‌هم هستند.

 

 

وقتی یک چاه از حالت عمودی انحراف پیدا کند، این تنشها به ناپایداری چاه و نیاز به افزایش وزن گل منجر می‌شود که این امر به قدرت صخره بستگی دارد. برای ارزیابی تنشها در چاههای انحرافی، بررسی جهت‌گیریهای مختلف تنشهای اصلی می‌تواند مفید واقع شود که این جهت‌گیریها نسبت به چاه، شعاعی Radial ، مماسی Tangential  و محوری Axial  هستند که در شکل 3 نشان داده شده‌اند.

 

 

با استفاده از این جهت‌گیریها و برنامه کامپیوتری تنشهای M.I می‌توانیم پایداری مکانیکی سازند را برای یک مجموعه از شرایط حساب کنیم (شکل 4). می‌توان یک طرح از اثر فشار هیدرواستاتیک روی کل تفاضل تنشهای (مماسی منهای‌شعاعی) صخره ایجاد کرد. چندین زاویه شعاعی در اطراف چاه نشان داده شده که از یک طرف در  به انتها در  و تا طرف دیگر در . اگر تنش تفاضلی کمتر از قدرت کشش یا انبساط صخره باشد، خرابی انبساطی یا شکستگی اتفاق خواهد افتاد و اگر وزن گل کمتر از گرادیان شکست باشد. شکستگی یا خراب شدن نزدیک چاه اتفاق می‌افتد و اگر وزن گل بیشتر از گرادیان شکست باشد، هرزروی جریان پیش خواهد آمد. اگر تنش تفاضلی‌بیشتر از قدرت تراکمی صخره باشد، خرد شدن (spalling) و درهم فرو رفتن (collapse) یا حالت پلاستیکی (مانند سازند نمکی) به وجود خواهد آمد.

 

هنگامیکه این آنالیز انجام شد می‌توان یک رنج عملیاتی ایمن جهت وزن گل برای زوایای مختلف چاه و فشار تخلخل در یک حفاری چاه محاسبه کرد. در نتیجه در چاه زاویه‌دار رنج یا محدودة وزن گل جهت پایدار ماندن چاه به طور قابل توجهی کمتر از حالت عمودی می‌باشد. (شکل 5)

 

 

نیروهای تکتونیک TECTONIC FORCES

تنشهای تکتونیک، تنشهایی هستند که باعث تغییر شکل در موارد صخره‌ای در طبیعت می‌شوند. برخوردهای محلی و حرکتهای صفحات پوسته زمین و دیگر نیروهای زمین باعث ایجاد این تنشها می‌شوند. نیروهای تکتونیک باعث ایجاد دو تنش افقی‌با مقادیر متفاوت می‌شوند که چین خوردگی و جابجایی نتیجه تنشهای تکتونیک هستند. تنشهای تکتونیکی متراکم موجب مشکلاتی در اثر تراکم می‌گردند و در جایی که صخره‌ها شکننده‌هستند، ممکن است صخره‌ها خرد شده و درون چاه افتاده یا سازند را به حالت پلاستیکی‌شبیه فشار نمک درآورده و چاه را در جهت فشار به حالت بسته درآورد.

تنش تکتونیکی انبساطی موجب شکستگی و در نتیجه ‌هرزروی جریان می‌شود.

کمربند چین‌خوردگیهای کوهستانی نواحی هستند که به وسیله تنش تکتونیکی متراکم ساخته می‌شوند. یک کمربند چین از چینهای طاقدیسی و ناودیسی‌به وسیله تنش تکنونیک (حداکثر تنش) و در جهت عمود بر هم و بر چین‌های‌بریده به وجود می‌آید (یا برخورد تکه‌های پوسته). هر دو تنشهای حداکثر و حداقل، همیشه به صورت افقی‌با تنش متوسط که بیشتر عمودی هستند برخورد می‌کنند.

تنشهای تکنونیکی انبساطی دلیل ایجاد جابجایی در انواع محیطهای کوهستانی می‌باشند، حداقل تنش افقی‌بر مسیر جابجایی عمود می‌باشد در حالیکه متوسط تنش اساسی‌با مسیر جابجایی موازی و با حداکثر تنش اساسی، در جهت عمود می‌باشد.

نزدیک ساختارهای نمکی مانند گنبدها و پوسته‌ها این تنشها به وسیله ورود ناگهانی‌به سمت بالا و جابجایی و مهاجرت نمک در میان صخره‌ها تعدیل می‌شوند. ارزیابی چگونگی ساختاربندی و اصلاح حالتهای تنشهای صخره‌ای نمک مشکل می‌باشد. برای پایداری چاه معمولاً به وزن گل بیشتری نیاز است. هرزروی جریان و مشکلات کنترل پایداری چاه معمولاً در این محیطهای پیچیده به وجود می‌آیند و علت آن ساختارهایی است که تقریباً دارای مقاومت شکنندگی کمتری می‌باشند.

 

خرابی تنشهای مکانیکی Mechanical Stress Failure

خرابی حفره چاه به علت تنشهای مکانیکی‌به وسیله یکی از این دو وضعیت ایجاد می‌گردد. اولین وضعیت وزن گل می‌باشد که اگر بیش از حد بالا باشد باعث شکستگی و هرز روی جریان (Lost Circulation) می‌شود. ثانیاً اگر وزن گل بیش از حد پایین باشد، غار شدگی (cave) در جایی که خرد شدن (spalling) ایجاد می‌شود یا در هم فرو رفتن (collapse) به وجود می‌آید. همچنان که در شکل 6 مشاهده می‌کنیم. سائیدگی مکانیکی و برخورد رشته حفاری نیز می‌تواند باعث گشاد شدن چاه و ایجاد عدم ثبات در صخره‌های‌شکننده گردد.

 

 

شکنندگی- خرابی کششی یا انبساطی Tensile Failure – Fracturing

صخره‌ها دارای استحکام کششی ضعیفی می‌باشند. در حقیقت ماسه‌های سخت نشده یا سازندهای دارای‌شکستگی، استحکام کششی‌شان صفر می‌باشد. ماسه سنگها نسبت به شیلها استحکام کششی کمتری دارند. صخره‌های سخت می‌توانند 300psi تا 600psi استحکام کششی یا انبساطی داشته باشند، معمولاً وزن گل را برای کنترل جریان گاز و مایعات درون چاه افزایش می‌دهند. این کار به وسیله افزایش اندک فشار هیدرواستاتیک گل نسبت به فشار تخلخل صورت می‌گیرد. اگر فشار گل بیشتر از گرادیان شکست صخره باشد، شکستگی ایجاد و هرز روی گل به وجود می‌آید. جهت شکستگی‌با جهت حداکثر تنش اساسی، موازی و با جهت حداقل تنش عمود می‌باشد، که معمولاً نتیجه آن یک شکستگی عمودی‌باز به سمت آخرین تنش اساسی می‌باشد. شکستگی و هرز روی جریان می‌توانند اثر تعیین کننده‌ای روی یکپارچگی و پایداری چاه داشته باشند، به خصوص در سازندهای متوسط تا سخت.

بعضی از شیلهای نرم و شیلهای چسبنده (gumbo) که دارای آب زیادی می‌باشند، می‌توانند تغییر شکل پلاستیکی دهند که این عمل موجب افزایش سایز و حجم چاه شده که به این پدیده بالونی‌شده (ballooning) گویند. تئوری‌بالونی‌شدن، تئوری است که اگر وزن گل زیاد شود، باعث خواهد شد که چاه گشاد (بالونی) و فشار حبس گردد مانند فشار مخزن. این وضعیت در برگشت منجر به نشان دادن جریان یافتن چاه (Kick) و افزایش حجم گل برگشتی می‌شود. این مفهوم کمی جدل آمیز بوده و به سختی قابل شناخت می‌باشد. این مسئله‌هنوز کاملاً آشکار نشده که علائم بالنی‌شدن به وسیله باز و بسته شدن شکستگیها ایجاد یا به وسیله تغییر شکل پلاستیکی چاه ایجاد می‌گردد. در هر حالت جهت کنترل چاه باید از حالتهای تا حد ممکن ایمن استفاده نمود.

 


خرابی فشردگی- فرو ریختن یا جریان پلاستیکی Comprssive Failure – Collapseor Plastic Flow

صخره‌ها عموماً دارای قدرت فشردگی 4000psi تا  15000psi هستند، اگر وزن گل برای تعادل با حداکثر تنش صخره‌ها نامناسب باشد، یکی از مکانیزمهای خرابی زیر به وقوع می‌پیوندد:

1-گشاد شدن چاه به علت فرو ریختن (collapse) یا خرد شدن (spalling) در صخره‌های‌‌شکننده

2- تغییر شکل چاه و تنگ شدن چاه به علت جریان پلاستیکی در سازندهایی که دارای خواص پلاستیکی هستند مانند سازندهای نمکی و بسته شدن چاه در اثر فشار.

شیلهای تحت تنش و شیلهای فشرده دو مشکل پایداری چاه می‌باشند که در صورت نامناسب بودن وزن گل نسبت به قدرت فشردگی می‌توانند مشکل‌ساز باشند زیرا مثل افزایش فشار گاز قابل شناسایی نیستند و همچنین به‌همین دلیل نیاز به افزایش وزن گل به سختی قابل تشخیص است. هنگامیکه با این دو مشکل شیل مواجه شدیم، حجم زیادی از خرده‌ها و کنده‌ها روی الک لرزان قابل مشاهده می‌باشند. اغلب تغییر در سایز و شکل (بزرگتر و زاویه‌دارتر) همراه با افزایش حجم است. تعدادی از کلمات که در مورد خرابی‌شیل در حالت فشردگی (compression) به کار می‌روند عبارتند از پوسته پوسته شدن (sloughing) غار شدگی و ریزش (caving and spalling). لازم به ذکر است که خرده‌ها و تکه‌های‌شیل از کنده‌های حفاری (cutting) بزرگتر می‌باشند و به صورت زاویه‌دار یا شکسته و ممکن است ظاهر مقعر داشته باشند.

شیلهای تحت تنش stressed shales

معمولاً جهت کنترل جریان گاز و مایعات درون چاه وزن گل را افزایش می‌دهند. اگر سازند به علت نیروهای تکتونیکی تحت تنش باشد، برای پیشگیری از بی‌ثباتی چاه باید وزن گل را افزایش داد. این نوع شیلها را می‌توان به صورت شیلهایی که به طور محسوس آبگیری نشده‌اند اما وقتی در این شیلها نفوذ شود، درون چاه به صورت پوسته پوسته (sloughing) درمی‌آیند، توضیح داد. این شیلها در نواحی که حرکات تکتونیک اتفاق می‌افتد (فرآیندی که به وسیله آن پوسته زمین تشکیل اقیانوسها و کوهستانها و غیره می‌دهد). این شیلها ممکن است به طور قابل توجهی نسبت به افق شیب‌دار باشند. این نیروها ممکن است روی سازند عمل کرده و وقتی که آزاد شده موجب افتادن شیلها درون چاه شوند. اگر سطح بستر به وسیله آب یا نفت مربوط شوند این مشکل شدیدتر می‌شود همچنان که قبلاً مورد بحث قرار گرفت. تنشهای ایجاد شده به وسیله جابجایی دیاسترفیک (diastrophic) یا تنش تکتونیک باعث ایجاد شیلهای آسیب‌پذیر به پوسته پوسته شدن (sloughing) می‌شود اضافه بر آن مواد طبیعی سخت شده این شیلها، ممکن است نسبتاً ضعیف شوند.

بعضی‌شیلهای تحت تنش را هرگز نمی‌توان با وزن گل به طور کامل کنترل کرد که علت آن هرزروی جریان می‌باشد. در این وضعیت شیلها تمایل دارند که درون چاه پوسته پوسته شوند. گاهی اوقات بهترین روش برای درمان مشکل، بهبود پاک‌سازی چاه و سعی در تحمل مشکل بدون اجازه دادن به مشکلات حفاری قابل توجه، می‌باشد. باید از یک سیستم گل خوب با نیروی‌برشی (shear) کم و دبی کم و قدرت ژل بالا استفاده شود که باعث خوب نگهداری فیلتر کیک (filter-cake) و کم کردن هرز روی عصاره گل (fluid loss) می‌شود. دبی کم به دلیل حفظ خط و پروفایل جریان به جلوگیری از پوسته پوسته شدن تحت تنش و تمیز کردن چاه کمک خواهد کرد. قدرت ژل بالا باعث معلق نگهداشتن خرده‌های‌شیل در زمان توقف گردش گل می‌گردد. این کار از ریختن شیل درون چاه و ایجاد پل (bridge) جلوگیری می‌کند. در این وضعیت اغلب بهتر است که در جاهای مشکل‌دار از شستن و گشاد کردن (Wash & Ream) برحذر کنیم مگر اینکه مطلقاً به این کار نیاز باشد.

با مشکلات غیرمعمول ناپایداری چاه، به عنوان محیطهای فعال تکنونیک باید برخورد کرد. اگر مکانیزم فیزیکی خرابی چاه به خوبی‌شناخته نشود، پاسخ عملیاتی ممکن است به کلی نامناسب باشد. در حین حفاری در نواحی که وضعیت تکنونیک غیرمعمول مشاهده می‌شود، روشهای عملی‌برای‌به دست آوردن وزن گل و گرادیان شکست باید تغییر کند به معیارهای مکانیکی و به نشانه‌های فشار تخلخل مانند گلی که در اثر گاز وزن آن کمتر شده است (Gas-Cut) نباید اعتماد کرد. مدیریت صحیح در کنترل ناپایداری مهمتر است تا سعی در معالجه کامل شرایط به وجود آمده. تجربیات در این محیطها منجر به مشاهدات زیر شده است.

* ناپایداری تکنونیکی کاملاً مکانیکی هستند و به وسیله روشهای‌شیمیایی قابل اصلاح نیستند.

* ناپایداری مکانیکی مرتبط است با خرابی ایجاد شده در اثر تنش و ضعیف بودن شیل که اغلب باعث ایجاد شکستگی (fractured) یا جابجا شدگی (faulted) در سازند می‌شود.

* وقتی فشار گل نزدیک، حداقل تنش شود، شکستگی ایجاد شده و باعث هرزروی جریان و ناپایداری چاه می‌شود.

* برآمدگی (breakout) و در هم فرو ریختن (collapse) زمانی اتفاق می‌افتد که فشار گل کمتر از قدرت فشردگی صخره باشد.

* جهت‌گیری مسیر چاه با توجه به نیروهای تکنونیک می‌تواند به حل مشکل کمک کند.

* حفاری ضعیف می‌تواند با ناپایداری چاه مرتبط باشد و روش مناسب حفاری می‌تواند به تحمل بیشتر بعضی از ناپایداریها کمک کند.

* مقرون به صرفه بودن، هزینه و زمان برای تیم‌های کاری حساس می‌باشد.

بعضی از پیشنهادات عبارتند از:

* مشاهده وضعیت چاه و الک لرزان برای مشخص شدن ناپایداری و نیاز به بهبود تمیز شدن چاه و از بین بردن علائم ناپایداری (پر شدن و ایجاد پل)

* استفاده از تکنیک سریع و صاف حفاری‌برای کاهش زمان در معرض قرار گرفتن و به حداقل رساندن اختلالات

* استفاده از لوله جداری (casing) عمیق برای جدا کردن فواصل مشکل‌دار

* به حداقل رساندن و کاهش اختلالات مکانیکی مگر آنکه به طور مطلق مورد نیاز باشد.

تفاوتهای حرارتی میان جریان گل سردتر و سازند گرمتر می‌تواند موجب تنش و ناپایداری چاه شود. این یک مشکل عمومی نیست ولی هنگام ارزیابی چاه در درجه حرارتهای‌بالای چاه می‌تواند مدنظر قرار گیرد.

 

شیلهای فشرده pressured shales

معمولاً برای کنترل جریان یافتن گاز و مایعات درون چاه، وزن گل را افزایش می‌دهند. اگر سازند ناتراوا باشد و با سازند تراوا مجاور نباشد مانند شیلهای توپر (massive shale) یا بدنه نمکی، ممکن است به سختی فشار ناشی از گاز یا شار مایع تخلخل نشان داده شود که علت آن نبود یک زمینه و مجرا است. شیلهای مشکل‌دار مرتبط با فشار زمینی از لحاظ جغرافیایی‌به محیط‌هایی‌با زمین شناسی اولیه که معمولاً از نوع Postcretaceous می‌باشد محدود می‌شوند. شیلهایی از این نوع معمولاً متراکم اما غیرهمگون هستند. یک فرد به طور منطقی می‌تواند وجود فشار در بستر شیل را اینگونه بیان کند که طی زمان زمین شناسی تغییرات سطح دریا مانند تغییرات به وقوع پیوسته در دوره یخبندانها باعث جابجایی رسوبات محلی‌با رسوبات خارجی در مجراهای رسوبی وسیع شده و این چنین تغییرات آب و هوایی می‌تواند جهت ایجاد سنگ ماسه‌ها در نزدیکی ساحل که در عصر زمین شناسی دیرین قرار گرفته‌اند، کافی‌باشد و بدین صورت عدسیهای ماسه‌ای نفوذپذیر درون شیلهای متراکم قرار می‌گیرند و به وسیله این شیلها احاطه شده و از محیط جدا می‌گردند.

پس از طی دوران زمین شناسی‌به علت افزایش وزن overburden، ماسه‌ها و شیلها روی هم انباشت و فشرده می‌شوند که طی فرآیند فشرده شدن، مایعات درون شیلها در اثر نیرو، خارج شده و وارد خلل و فرج عدسیهای ماسه‌ای نفوذپذیر می‌شوند. عدسیهای ماسه‌ای متخلخل و نفوذپذیر هستند و به‌هیچ عنوان فشرده نمی‌شوند. بدین صورت سیالات درون عدسیها به دام افتاده و به وسیله شیلهای متراکم کاملاً جدا و احاطه شده‌اند. (مانند شکل 7)

 

با گذشت دوران زمین شناسی، فضای خلل و فرج کاملاً پر شده و در نتیجه سیال به دام افتاده به فشار مساوی‌با لایه‌های فوقانی (overburden) دست پیدا می‌کند. اگر سازند ناتروا (permeable) باشد، افزایش فشار یا جریان گاز یا مایع درون چاه قابل شناسایی نمی‌باشد، در نتیجه فشار هیدرواستاتیک گل کمتر از فشار شیل خواهد شد، لذا اختلاف فشار سعی خواهد کرد که در بخش کم مقاومت خود را آزاد نماید. باور بر این است که این عکس‌العمل در بستر زمین بین ماسه و شیل اتفاق خواهد افتاد و باعث خواهد شد که شیل خرد شده و به درون چاه سقوط نماید. شیل‌های ضعیف شده آنقدر به ریزش ادامه خواهند داد تا فشار آن کاملاً آزاد شده و با فشار ستون گل معادل گردد.

بعضی از شیلها فشرده ممکن است واقعاً دارای گاز باشند که به آن شیلهای حاوی گاز یا سازندهای گازی‌با فشار بالا و حجم پایین گویند. در این حالت ثبات چاه به مقاومت صخره و علل به وجود آمدن گاززدگی در گل، بستگی دارد. ممکن است لازم نباشد که وزن گل را تا فشار شیل حاوی گاز بالا برد، زیرا این امر باعث هرز روی جریان (Lost circulation) خواهد شد، اما تا نقطه‌ای که سازند شکسته نشود، می‌توان وزن گل را بالا برد. حل این چنین مشکلات شیل به وسیله فشار، نسبتاً ساده است. علاوه بر سنگین‌تر کردن وزن گل روشهای دیگری نیز می‌تواند به حل مشکل کمک کند که عبارتند از:

1- چاه را در حین بیرون کشیدن لوله‌ها همواره پر نگاه دارید، زیرا این عمل فشار هیدرواستاتیک را در بالاترین حد ممکن نگه خواهد داشت.

2- گرانروی و نیروی استحکام ژلاتینی کم در گل به جلوگیری از پدیده مکش کمک خواهد کرد. همچنین اندودهای (Wall kakes) کم ضخامت‌تر به علت فیلتراسیون کمتر به جلوگیری از پدیده مکش کمک خواهد کرد.

3- لوله‌ها را در مقطع مشکل‌ساز، آهسته بالا بکشید.

 

جریان پلاستیکی Plastic Flow

صخره‌ها با بازده پلاستیکی مانند نمک می‌توانند باعث تغییر شکل و تنگ شدن چاه شوند. نمک ماده‌ای است که تحت فشار، جریان پیدا می‌کند و فشرده می‌شود که این امر موجب تنگی چاه یا احتمال بسته شدن چاه (tight Hole) یا چسبیدن لوله‌های حفاری (sticking the pipes) می‌شود. نمک مجرا و انتقال دهنده فشار سازندهای‌بالاتر (overburden) در جهت افقی می‌باشد. بنابراین سه تنش معادل‌هم می‌شوند. نمک در درجه حرارت بالا بیشتر پلاستیکی می‌شود (بالای   ) خزش نمک یکی از مشکلات اساسی سازندهای عمیق نمکی‌با عمق بیشتر از 10000ft می‌باشد. در شکل 8 نشان داده شده است که برای کنترل جریان پلاستیکی نمک در عمق و دمای مورد نظر به چه وزن گلی نیاز است.

 

در بسیاری از بخشهای دنیا جهت پیشگیری از خزش نمک، سازند را با وزن گل پایین‌تر از حد نیاز حفاری می‌کنند. این کار را با گل نمکی زیر اشباع انجام می‌دهند، زیرا به حل شدن نمک اجازه می‌دهد و از تنگ شدن حفرة چاه جلوگیری می‌کند. این روش در سازندهای نمکی کم عمق و متوسط با دمای کمتر از  عملی‌تر است.

شیلهای نرم و چسبنده که محتوی آب زیادی هستند، اغلب به طور پلاستیکی تغییر شکل می‌دهند که علت آن نامناسب بودن وزن گل بوده که در نتیجه باعث تنگی چاه و مکش در هنگام لوله بالا می‌شود- ترکیبی از فاکتورها هستند که بر روی تنگی چاه مؤثر می‌باشند مانند: متورم شدن (swelling) و ضخامت فیلترکیک (filter-kake). افزایش وزن گل معمولاً جهت رفع تنگی چاه و ایجاد مکش در شیلهای نرم و چسبنده به کار می‌رود.

 

تأثیرات متقابل شیمیایی CHEMICAL INTERACTION

شیل حساس به آب water-sensitive shale

ناپایداری و بزرگ شدن چاه می‌تواند به دلیل تأثیرات شیمیایی سیالات پایه آبی و اثر آن بر روی‌شیل به وجود آید. طرحهای زیادی در طبقه‌بندی‌شیلها مطابق با واکنشهای مربوطه وجود دارد. معمولاً این طرحها تعیین کننده طبقه‌بندی‌شیل مطابق با واکنشهای آن می‌باشد. اکثر آنها که حساس به آب و قابل‌هیدرات شدن هستند حاوی غلظتهای‌بالای رس مونت موریلونایت هستند. بنابراین جهت طبقه‌بندی سیستم معمولاً از مقدار وجود رس مونت موریلونایت به عنوان اندازه‌گیری اولیه واکنش‌پذیری‌شیل با گل پایه آبی استفاده می‌شود. روشهای مفید دیگر برای اندازه‌گیری‌شامل CEC، کل محتویات رس، محتویات آب، سطح مقطع و سختی می‌باشد. حتی‌شیلهایی که حاوی رسهایی‌با قابلیت آبگیری کمتری هستند مانند ایلایت کلرایت یا کائولینایت نیز تحت تأثیر واکنش شیمیایی‌با گل پایه آبی قرار می‌گیرند، نمی‌توان از هیچ یک از طبقه‌بندیهای‌شیل استفاده کرد زیرا هیچ سیستمی یکپارچگی آن و کاربردی‌بودن آن در تمام محیطها اثبات نشده است.

آبگیری یا هیدراته شدن یکی از مهمترین علل در ناپایداری چاه می‌باشد. شیلهای حساس به آب از دو روش هیدراته می‌شوند: 1- جذب سطحی. 2- جذب اسمزی.

هیدراته شدن سطحی زمانی رخ می‌دهد که حجم کوچکی از آب شدیداً در داخل صفحات مسطح رسها جذب شود که باعث کمی نرم شدگی یا تورم خواهد شد. اما اگر تورم محصور شود می‌توان تنش اضافی را هدایت کرد. تورم اسمزی وقتی اتفاق می‌افتد که حجم زیادی از آب به طور ضعیف به رس چسبیده که به وسیله نیروی الکترواستاتیک جذب سطح رس می‌شود. تورم اسمزی موجب نرم شدن و تورم قابل ملاحظه و انبساط در لایه‌های رس که در مجاورت آب قرار گرفته و هیدراته شده‌اند می‌شود. تورم اسمزی، تنشهای اضافی تولید نمی‌کند، حتی وقتی که محصور می‌شوند. اگر از یک گل نمکی‌با فعالیت شیمیایی کم استفاده شود می‌توان از آبگیری رسها و ایجاد مشکل جلوگیری کرد.

شیلیهایی که محتوی مونت موریلونایت هستند ممکن است آب را از سیال حفاری جذب کنند و هیدراته (hydrate) یا بخش (disperse) گردند. روش خرابی حفره چاه، یا در اثر فشردگی (constriction) چاه در یک منطقه متورم (swollen zone) نرم شده (softened) صورت می‌گیرد یا در اثر خرد شدن (spalling) تکه‌های نسبتاً سخت انجام می‌پذیرد. جذب اسمزی و هیدراته شدن چاه را نرم و متورم کرده و در ناحیه نرم، شیلهای پراکنده شده، که این امر سبب تنگی حفره چاه شده و پتانسیل پراکندگی‌شیل را زیاد می‌کند.

خرابی ترد یا شکننده (Brittle Failure) در اثر تماس مایع اشباع از نمک با قسمتهای نرم شیلهای پراکنده شو (dispersible shales) و در اثر تماس گل پایه آبی غیراشباع با شیلهای تردد و شکننده (Brittle shales) سخت‌تر و قدیمی‌تر به وجود می‌آید. در شیلهای سخت‌تر و قدیمی‌تر آبگیری سطحی‌به دلیل تنش داخلی ناشی از تورم محصور شده باعث افزایش تنش در نزدیکی چاه می‌شود که خود نیز عامل شکنندگی (brittle)، زاویه‌دار شدن (angalar)، غارشدگی ناشی از ریزش (cavings) و پوسته پوسته شدن (sloughings) می‌باشد که این امر معلوم می‌کند که آب از میان خطوط شکستگی که از قبل موجود بوده و به طور جزئی سخت شده، به درون شیل نفوذ می‌کند که خود نیز به دلیل سطح تورم باعث افزایش تنش داخلی‌شده و در نتیجه به خرابی صخره در مسیر شکستگی منجر می‌شود.

تستهای نفوذپذیری نشان می‌دهد که این شیلها نسبتاً غیرقابل نفوذ می‌باشند. یونهای وارد شده به وسیله عمل مویین (capillary action)، اسمزی، یا هجوم به سطح لایه‌بندی‌باعث هیدراسیون یا دی‌هیدراسیون شیل می‌شوند. بنابراین تغییرات به صورت انتقال آب از گل به شیل و یا انتقال آب از شیل به گل به وجود می‌آید که‌هر کدام از این تغییرات یعنی هیدراسیون و دی‌هیدراسیون ایجاد شود باعث ناپایداری‌شیل خواهد شد. ممانعت از انتقال آب بین سیال حفاری و شیل که باعث تغییر در شیل می‌شود، مهم می‌باشد که این کار را می‌توان به وسیله متعادل کردن فعالیت (غلظت یون) گل با شیلها انجام داد. گلهای روغنی و ترکیبی (synthetic) به طور خیلی زیادی در پایداری و ثبات چاه‌های حفره شده در شیلهای حساس به آب مؤثر می‌باشند زیرا اولاً روغنی (oil) یا ترکیبی (synthetic) می‌باشند که از تداخل عمل‌هر گونه آبی‌به سازند جلوگیری می‌کنند و ثانیاً آنها حاوی آب نمک کلرید کلسیم امولیسون شده با فعالیت کم جهت دستیابی‌به یک فعالیت موازنه شده می‌باشند. بدین صورت که طبق عمل اسمز، آب از یک محلول نمک کم غلظت (با رسانایی زیاد) به درون محلول غلیظ‌تر (با رسانایی کمتر)، با وجود غشاء نیمه تراوا، عبور می‌کند. به‌همین دلیل وقتی که رسانایی گل روغنی‌بیشتر از شیل باشد، آب از درون گل به درون شیل مهاجرت می‌کند. همچنین عکس این عمل یعنی دی‌هیدراسیون نیز صورت می‌گیرد. وقتی رسانایی یکسان باشد هیچگونه آبی مهاجرت نخواهد کرد که به این حالت رسانایی متوازن گفته می‌شود. روشهای تعیین رسانایی‌به دو صورت امکان‌پذیر است. روش اول که برای تعیین رسانایی مورد استفاده قرار می‌گیرد، سنجش رطوبت نسبی دو محیط با استفاده از هیدرومتر می‌باشد و روش دیگر تعیین رسانایی، نیاز به شکستن امولسیون و اندازه‌گیری محتویات نمک است.

تعادل نیروی اسمزی در گلهای روغنی‌با افزودن CaCl2,NaCl در فاز آبی تأمین می‌شود. NaCl اشباع شده می‌تواند حداقل یک رسانایی معادل با 75/0 را به وجود آورد و اگر رسانایی‌شیل کمتر از 75/0 باشد می‌توان برای تأمین یک رسانایی ناچیز تا 34/0 از CaCl2 استفاده کرد.

یک سیال حفاری ایده‌آل سیالی خواهد بود که شیل را به‌هیچ شکلی تغییر ندهد. انواع خیلی متفاوتی از این سیالات وجود دارند مثل گل آهکی، گل گچی، گل کلسیم کلراید، گل سیلیکاتی، گل سورفکتانت، گل لینگوسولفونات، گل پلیمری پلی اکریلامید که به طور جزئی هیدرولیز شده (PHPA). گل پلیمر کاتیونی و گل روغنی. هیچ کدام این سیالات به تنهایی و کاملاً در همه موارد رضایت‌بخش نبوده‌اند. یک گل ممکن است اندکی‌بهتر از دیگری در درون یک بخش شیل معین عمل کند اما برعکس این قضیه ممکن است در منطقه دیگری صحیح باشد. به طور کلی‌برای موفقیت بیشتر می‌توان از سیستمهای پلیمر با مبنای پتاسیم و سیستمهای روغنی یا ترکیبی‌برای مشکل شیلها استفاده نمود. همه نوع شرایط شیمیایی محیطی جهت کنترل مسئله شیل‌ها امتحان شده‌اند. تئوری اصلی و زیربنایی این است که به شیلها اجازه ندهیم هیدراته شوند. در این خصوص از گلهایی که دارای الکترولیت بالایی هستند استفاده می‌کنند زیرا هیدراسیون را کاهش می‌دهند. تئوری دیگر تبدیل کردن رس به موادی‌با فعالیت کمتر است که این کار با تغییر یون اصلی (base exchange) مانند کلسیم یا پتاسیم برای‌به وجود آوردن کاتیون درون لایه‌ای روی رس به جای سدیم جهت جلوگیری از هیدراسیون می‌باشد.

سیستمهای پلیمری پتاسیم (یا نمک) مانند (poly-plus) به علت اینکه از چند روش از هیدراسیون جلوگیری می‌کنند مناسب می‌باشند. با تعویض یون اصلی درون لایه‌ای رس با پتاسیم می‌توان فعالیت رس یا شیل را کمتر کرد. سیستمهای نمکی‌با فعالیت کم شیمیایی‌باعث کاهش تورم اسمزی و نرم شدن می‌شوند. یک تغلیظ مناسب و کافی از پلیمرها باعث اندود و پوشش شیلهای‌بی‌حفاظ و بریده می‌شود و آنها در یک لایه نازک از پلیمر محفوظ می‌مانند. این وضعیت توانایی آب را در واکنش با شیل محدود کرده و به جلوگیری از خرد شدن و پراکنده شدن کمک می‌کند. همچنین پلیمرها، غلظت فیلتریت سیال را افزایش داده و اینگونه انتقال آب کاهش داده خواهد شد. باید توجه داشت که شیلها دارای نفوذپذیری خیلی کم هستند. نفوذپذیری‌شیلها نسبت به آب یک میکرو دارسی و یا کمتر و حتی کمتر از آن در خصوص سیالات پایه روغنی یا ترکیبی می‌باشند و علت آن کشش سطحی‌شیلهای آب خیس شده می‌باشد. ترکیب و ساختار گل می‌تواند جهت بهبود و افزایش ممانعت صورت گیرد، علاوه بر آن مبادله و تعویض کاتیون رس با کلسیم یا پتاسیم جهت تغییر ویژگی و طبیعت رس که باعث شده واکنش متقابل با آب را کاهش دهد. پلیمرها همچنین باعث لزجی و چسبناکی فیلتریت یا صافاب شده که به طور مؤثری توانایی صافاب نسبت به نفوذ به داخل منافذ ریزشیل را کاهش می‌دهد. همچنین مواد غیرقابل حل در آب و عوامل مجرابند (Plugging Agents) می‌توانند به طور اساسی ثابت و پایداری چاه را بهبود بخشند. این مواد هجوم آب را در شیلها به واسطه مجرابندی منافذ ریز، کاهش می‌دهند. این مواد خصوصاً در شیلهای سخت (Firm Shale) که تمایل به شکستگیهای ریز دارند، موثر می‌باشند. این افزودنیها شامل:

 

  • نفت یا روغن (oil) و مایعات ترکیبی (synthetic) غیرآبی
  • Clovd-point پلی‌گلیکولها (Glydvil)
  • پلی‌گلیکولهای غیرقابل حل و روان کننده‌ها (Lube-100 and Lube-167)
  • آسفالت (stabil Hole)
  • گیلسونایت
  • مخلوط‌های آسفالت سولفونات شده (Asphasol)

تجربه نشان داده زمانی مشکلات کمتر می‌شود که بتوان هرزروی مایع گل (Fluid Loss) را کمتر کنیم که این کار به نگهداری پایداری چاه کمک می‌کند. کاهش عصاره گل یا هرزروی مایع گل (Fluid Loss) به وسیله افزودنیهای پلیمری انجام می‌شود مانند پلی‌آنیونیک سلولز (Polyanionic ellulose or PAC) و سدیم آکریلات که موجب افزایش ویسکوزیته صافاب شده و از صافی گذشتن گل به درون شیل جلوگیری می‌کند. به‌هر صورت توقف و کنترل یک مشکل در صورت وجود هرز روی صافاب Filtrate-loss زیاد، خیلی مشکل می‌باشد.

فاکتور دیگری که ثبات شیل را تحت تاثیر قرار می‌دهد PH می‌باشد. تقریباً همه گلها در یک رنج آلکالیتی کنترل می‌شوند، کنترل PH سیال در رنج 5/8 تا 5/9 ثبات بهتر چاه را با کنترل بی‌نظیر ویژگیهای گل در اختیار می‌گذارد. PH بالای غیر نرمال مثلاً با یک گل آهکی مشکلات سبک شدن شیل را ایجاد می‌کند. فشار درون شیلها و عمق سازندها مسئله را پیچیده‌تر می‌کند. سه چاره اساسی برای مشکلات شیل با این ویژگی عبارتند از:

1-   دانسیته کافی

2-   رنج PH صحیح

3-   کنترل صافاب FLUID LOSS

 

میکانیزم پایداری شیمیایی شیل

بخشی از شرح  چگونگی واکنش یک گل نمکی/ پالیمری با شیلها در تأثیر‌گذاری بر پایداری شیل بخوبی قابل درک است از این میان دو مقوله، ذیل را می‌توان معتبر‌ فرض نمود.

1- هرگونه نیروی اسمزی که موجب آبگیری شیلها می‌شود با افزودن نمک به گل کاهش می‌یابد.

2- با افزودن پالیمر سرعت و میزان آبگیری شیل محدود می‌گردد.  

علاوه بر‌کاهش نیروهای آبگیری اسمزی که در اثر افزودن هرگونه نمکی حاصل می‌شود. در درون محلولهای نمکی، گاه کاتیونهائی وجود دارد‌که بر رس موجود در شیلها تأثیر‌کرد، و واکنش نشان می‌دهد.

بعلت شکل واکنش یون پتاسیم با رسها، این یون برای پایداری شیلها بگونه‌ای منحصر بفرد عمل می‌کند. در عین‌حال می‌دانیم که رسها اجزاء فعال شیلها هستند‌ و برای نشان دادن این نکته یون پتاسیم را با یونهای مشابه مقایسه می‌کنیم ابعاد فیزیکی گروه 1 جدول تناوبی در جدول یک فهرست شده است. یونهای‌کلسیم و منیزیم نیز اضافه شده‌اند زیرا‌که در اغلب آبها یافت می‌شوند.



 

Ion Diameter A* not hydrated

Hydration hydrated

Energy Kcal/mol

Li+

1.20

14.6

124.4

Na+

1.90

11.2

97.0

K+

2.66

7.4

77.0

Rb+

2.96

7.2

71.9

Cs+

3.34

7.2

66.1

Ca++

1.98

19.2

377.0

Mg++

1.30

21.6

459.1

 

بعلت قطبی بودن مولکول آب که یک سوی آن مثبت و سمت دیگر منفی  می‌باشد یونهای فلزی مثبت جذب سمت منفی  مولکولهای آب شده و دور آن جمع می‌شوند به این ترتیب هر یون فلز در یک پوشش مولکولی آب محصور می‌شود ضخامت این بسته (پوشش) آب WATER ENVELOPE در جدول بالا برای تعیین قطر هیدراته‌ معین شده است. مقادیر ارائه شده در ستون «تحت عنوان انرژی هیدراسیون» بیانگر نیروی نگه دارنده مولکولهای آب توسط یونهای فلزی هستند. منطقی است‌ تصور‌کنیم‌که بسته آب پیرامون یک یون با انرژی هیدراسیون بالا، محکم بوده و بآسانی تغییر شکل نمی‌یابد. ممکن است. بیان شود‌که یک پالیمر آنیونی فعالتر از پالیمر کاتیونی یا غیریونی است بحث برآن است که لبه‌های‌شکسته، صفحات رسی‌بار مثبت داشته و دیواره‌های چاه حفر شده از میان شیل پر از این لبه‌های‌شکسته است. پلیمر آنیونی که توسط مولکولهای قطبی آب‌هیدراته شده به لبه‌های‌با بار مخالف جذب شده و نگه داشته می‌شود. پلیمر و آب‌هیدراسیون آن، هر دو کانالهای موجود در سطح دیواره چاه را که از درون آن هیدراسون بطور عادی رخ می‌دهد، مسدود می‌نماید.

قطر فضاهای خالی8/2 آنگستروم تعیین شده است. با مراجعه به جدول متوجه می‌شوید که قطر یون پتاسیم (هیدارته  نشده) بگونه ای است که به درون چنین سوراخی‌به راحتی جای می‌گیرد. دیگر یونهای‌باقی مانده یا با سستی جای گرفته یا به قدری درشت هستند که کلاً داخل سوراخ نمی‌شوند. دو صفحة رسی را با جذب آب یک لبه شیپوری(Frayed  edge ) را نتیجه می‌دهد.

در رسهای ایلایت فاصله بین دو لبه صفحات 10 آنگستروم است. (میلی متر =آنگستروم) کاتیونهای آبدار موجود در اغلب سیالات حفاری‌به نسبت اندازه‌شان در مقایسه با فضای 10 آنگسترومی‌بین صفحات رسی نشان داده شده اند. سطوح صفحات رسی‌بار منفی داشته و به این ترتیب می‌توان انتظار داشت که کاتیونهای مثبت به طرف سطوح رسی مهاجرت کنند. حال به چگونگی عملکرد کاتیونهای مختلف در رابطه با عدم پایداری‌شیل، آن چنانکه توسط نظریة لبة شیپوری (Frayed  edge ) ارائه می‌گردد. می‌پردازیم.

1-هر گاه سیال حفاری فقط دارای یونهای کلسیم و منیزیم  باشد منطقی تر آنست بپذیریم که قطعه‌های صفحات شکننده باشد قطعات ناپایدار شکسته شده و به درون چاه می‌ریزد

2- هرگاه فقط یونهای سدیم در سیال موجود باشد یونهای آبدار وارد بخش عریضتر لبة شیپوری‌شکل می‌شوند. اگر غلظت یونهای سدیم به قدر کافی‌بالا باشد صفحات، بستة آب‌هر یون سدیمی که آب خود را  از دست داده و وارد یکی از سوراخهای ورقه، رسی‌شود توسط نیرویی که مقدار آن با فاصلة بین یون و دیواره سوراخ، بطور معکوس و بصورت نمائی (توانی) تغییر میکند، در محل نگه داشته میشود. لذا فقط در فاصلة خیلی کم، نیروی جاذبة قوی میتواند بوجود آید. به تجربه دانسته شده است که یون توسط رسها مهار نمی‌شود و ثابت نیست. به این ترتیب صفحات رسی توسط یونهای سدیم آبدار و جذب آب اضافی، فاصله دار شده و به علت اختلاف بار الکتریکی تجمع پیدا میکند. نیروهای مخالف بزرگتر، در تجمع صفحات نقش مسلط را ایفا می‌کنند.

3- هر گاه  سیال حفاری فقط شامل یونهای پتاسیم باشد یون آبدار بعلت اندازة کوچکش به آسانی‌بین ورقه‌ها قرار میگرد. بعلت آنکه بسته، آب دور یون به سادگی قابل تغییر شکل است ورقه‌ها با غلظت پائین کاتیونها به یکدیگر نزدیکتر میشوند.

یونهای پتاسیم آبدار که ممکن است وارد سوراخهای موجود در ورقه شوند بعلت آنکه یون بخوبی در سوراخ جای میگیرد در محل محکم و پایدار باقی میماند. لذا منطقی است انتظار داشته باشیم که یونهای پتاسیم تمایل به بستن لبه‌های‌شیپوری‌شکل موجود در شیلهای در دیوارة چاه داشته و آنها را بسته نگاه دارد.

4- اگر یونهای کلسیم  و منیزیم، سدیم و پتاسیم همگی در سیال حفاری موجود باشند مکانیزمهای ارائه شده برای هریک از یونها بطور همزمان رخ خواهد داد. اثر نهایی حداقل تا اندازة زیادی‌به غلظتهای نسبی هریک از یونها وابسته است.

مبحثی که ارائه گردید مبتنی‌بر مشاهدات ذیل است:

1-   پایداری خوب شیلها با گل آبی دارای یونهای پتاسیم با غلظت های نسبتاً پائین تحصیل می‌‌گردد.

2-  در جائیکه سدیم و پتاسیم در سیال حفاری موجود باشند. هنگامیکه غلظت یونهای پتاسیم بیشتر است پایداری‌بهتری تحصیل می‌گردد.

3-  وقتیکه گل پتاسیمی‌بوسیلة آب دریا ساخته میشود در جائیکه یونهای کلسیم و منیزیم از محلول خارج شوند قابلیت پایداری‌شیلها بسیار بهبود می‌یابد. 

تثبیت یون پتاسیم توسط رسها پدیده ای است که سالها پیش در شیمی خاک شناسی‌شده است . یون پتاسیم با برخی از رسهای  اسمکتایت بگونه ای که تشریح شد واکنش نشان میدهد

. اما واکنش آن با تمام رسها چنین نیست. بطور خلاصه پایداری‌شیلها با استفاده از یون پتاسیم بطور اساسی‌با محدود کردن تورم و کاهش تنشها و نیروی آبگیری‌بدست می‌آید.

لبه‌های‌شیپوری‌شکلی که در دیوارة چاه  ایجادمیشوند و میتوانند بعنوان مجاری جذب آب و حتی منشاء شکستگی عمل کنند، به واسطه واکنش رس با این یون جمع شده و کوچک میشوند. محدود کردن آبگیری اسمزی‌به میزان شوری کل سیال حفاری‌بستگی دارد. دیگر مواد  کلوئیدی مختلفی که در سیال حفاری موجودند که میتوانند آبگیری‌شیل را محدودتر کنند.

 

تست کردن شیل  shale  Testing

تعدادی از تستهای آزمایشگاهی جهت بررسی و تعیین کمی واکنشهای متقابل شیمیایی‌بین گلهای پایه آبی گوناگون و شیل وجود دارد که این تستها شامل:

 * طبقه بندی‌شیلها (CEC  و محتویات رس)

* تست های غوطه‌وری‌بصری

* تست های هیدارسیون (بازده)

* تست های سختی‌برشها

* تست های مکش موئین

* تست های تورم خطی

* تستهای پراکندگی

* تست کردن فشار محصور شده

* تست سه محوری

* تست سختی‌شیل

یک هشدار در بارة تستهای سازگاری‌شیل  این است که تستها بطور چشمگیری‌به واسطة خصوصیات گل، خصوصاً عصاره یا صافاب(Fluid loss)، ویسکوزیته صافاب و وویسکوزیته گل، تحت تأثیر قرار می‌گیرند. مقایسه‌ها بین دو سیستم گل با  صافاب و ویسکوزیته خیلی متفاوت باهم نباید انجام شود. دو تست اولیه که M.I بکار می‌برد شامل تست تورم خطی که اندازه گیری تورم نامیده‌ می‌شود و تست پراکندگی نورد گرم می‌باشد.

در تورم سنج گلوله‌های‌شیل درون سیال حفاری غوطه ور کرده و سرعت و مقدار تورم خطی را اندازه‌گیری می‌کنند. این تست می‌تواند چندین سیال را با هم مقایسه کند. نتایج را بعنوان درصد تورم از ضخامت  اصلی و مقدار نهایی تورم در انتهای تست گزارش می‌کنند. نتایج نمونه‌های تورم سنج از 50 درصد تا 150 درصد تغییر می‌کنند. تورم‌سنج اغلب جهت ارزیابی سطوح متفاوت ممانعت‌کنندگی (inhibition) نمکها یا ممانعت کننده‌های یونی  دیگر (مثل کلسیم و پتاسیم) بکار برده می‌شود. این روش جهت ارزیابی تاثیر عوامل مجرابند (plugging Agent) مثل آسفالت، گیلسونایت و آسفالت سولفات شده یا پلیمرهای محافظ‌کننده مثل PAC و PHPA مناسب نمی‌باشد.

در تست پراکندگی‌شیلها، آنها را برای مدت زمان معین درون سیال  حفاری غوطه‌ور کرده و تحت نورد‌گرم قرار داده و سپس مقادیر شیلها پراکنده شده را براساس سایز خرده شیلها اندازه‌گیری می‌کنند. خرده‌های‌شیل اصلی‌براساس بزرگتر یا‌کوچکتر بودن از مشبکهای توری سایز‌بندی می‌کنند. در پایان تست، حجم خرده‌هایی که باز هم روی توری‌با انداز‌ه‌کوچکتر نگه داشته می‌شوند یا‌گیر می‌کنند، اندازه‌گیری و بعنوان درصد بهبودی گزارش می‌شوند.

تست پراکندگی‌ برای ارزیابی تاثیر و سودمندی پلیمرهای روکش کننده (encapsulating) عالی می‌باشد. این یکی از بهترین  تستها برای حصول شناخت بهترین سیستم‌‌گل جهت یک شیل خاص و کار در حوزه واقعی و عملی‌که دارای‌بیشترین سازگاریست ، می‌باشد.

روشهای‌به حداقل رساندن واکنشهای متقابل گل پایه آبی‌با شیل.

1- استفاده از بهترین سیستم یونی ممانعت‌کننده (inhibition) مبتنی‌بر تست شیل و کانی‌شناسی مانند بازدارندگی نمک.

2- به حداقل رساندن صافاب‌گل (Fluiol Loss) 

3- استفاده از یک پلیمر روکش‌کننده (encapsulating)

4- استفاده از پلیمرهای افزایش دهنده ویسکوزیته صافاب جهت‌کاهش صافاب

5- استفاده از حداقل PH سودمند.

6- استفاده از یک سیال اضافی غیرمحلول در آب جهت‌کمک به مجرابندی (Plugging Agent)

7- استفاده از یک عامل اندود‌کاری قابل تغییر شکل مثل آسفالت یا‌گیلسونایت.

 

بازدارندگی (نمک) Inhibition (NaCl)

هنگامیکه یک  محلول آبی حاوی‌بیش از 12000 میلی‌گرم در لیتر نمک (NaCl) باشد میتواند از آبگیری رسها جلوگیری‌کند. این امر به علت بالا بودن درصد یون سدیم در آب رخ می‌دهد. بدینگونه‌که یونهای سدیم موجود روی صفحات رس، قادر به ترک آن و ایجاد فضا جهت ورود آب و بدرون صفحات رسی نخواهند بود. یون ‌کلراید (CL-) می‌تواند ملکولهای آب را محکم نگه  داشته و بدین‌ ترتیب یونهای آزاد‌کمتری‌برای پوشاندن و محاصره رس باقی می‌ماند. هنگامیکه رس آبگیری نکرده حالت آن مشابه با زمانی است‌که بصورت تجمعی و بسته‌ای وجود دارد. در این حالت یون‌کلراید میزان تورم رس حفاری‌شونده را‌کنترل  می‌کند‌که گاه از این مورد تحت عنوان بازدارندگی‌کننده‌ها (Inhibition Cutting) یاد می‌شود.

غیرقابل حل‌کردن سازندهای قابل انحلال Dissolution of Soluble formations

چندین سازند هستند‌که در‌گل پایه آبی مقداری حل می‌شوند. اینها شامل سازندهای نمکی، سولفاتهای کلسیم، ژیپسم وانهیدرات می‌باشند. اگر به سازند قابل حل اجازه شسته شدن داده شود، پایداری چاه‌کم خواهد شد. همچنین مشکلات دیگری مانند تمیز‌کردن چاه و عدم حصول سیمانکاری رضایت بخش ممکن است بروز کند. قابلیت انحلال پدیده‌ای متأثر از درجه حرارت، فشار، شوری و PH می‌باشد. نمک به سهولت در هر‌گل با منشاء آبی و زیر  اشباع قابل حل می‌باشد. محدود‌کردن گشاد‌شدگی (Enlargement) چاه در سازندهای نمکی‌برای دستیابی‌به سیمانکاری مناسب جهت ایجاد قدرت و مقاومت نسبت به درهم فرورفتن (Collapse) لوله جداری (Casing) بسیار مهم می‌باشد. ژیپسم و انهیدرات نیز قابلیت انحلال دارند.  اگر به ثبات چاه در یک منطقه حاوی ژیپسم و انهیدرات نتوان دست یافت، باید از سیستم‌کلسیمی پایه آهک یا پایه ژیپسم استفاده نمود.

 

واکنشهای متقابل فیزیکی PHYSICAL INTERACTIONS

واکنشهای فیزیکی هم می‌توانند منجر به بی‌ثباتی چاه شوند. این واکنشها شامل فرسایش که باعث گشاد‌شدگی چاه و مرطوب شدن شکستگیهای از قبل موجود می‌باشد و همچنین هجوم سیال که باعث انتقال فشار می‌شود. پایداری یک چاه زمانی‌بیشتر می‌شود‌که فشار هیدرواستاتیک  کافی جهت حفظ بیش تعادل (Overbalance) بودن روی وجه چاه وجود داشته باشد و همچنین وقتی‌که حداکثر تنش روی چاه‌کمتر از تحمل سازند باشد. به این دلیل برای حفظ یک چاه، به حداقل رساندن عصاره یا صافاب گل (Filltrate Losses) به درون سازندهای نفوذ‌پذیر مهم می‌باشد، همچنین می‌توان با استفاده از عوامل مجرابندی (Plugging) یا اندود‌کاری (Plastering) جهت ممانعت از هجوم سیال و انتقال فشار حاصل که باعث مسیرهای‌شعاعی در چاه  می‌شود، جلوگیری کرد.

 


فرسایش Erosion

فرسایش بواسطه سیال متلاطم در سازندهای نرم ایجاد  می‌شود، سازندهای نرم‌که به سادگی سائیده می‌شوند شامل ماسه سنگهای نامتراکم، گچ‌های نرم،  رسهای نرم و شیلهای نرم می‌باشند جریان متلاطم می‌تواند موجب فرسایش در نرم‌ترین سازنها شود. به‌هرحال مسلم است‌که میزان بالای‌برش نازلهای مته اولین دلیل فرسایش بوسیله سیال می‌باشد. نازل مته با میزان برش بالا جهت به حداکثر رساندن میزان نفوذ بکار برده می‌شود‌‌که در این حالت مهمترین علت فرسایش چاه می‌باشد. مقدار فرسایش پدیدار شده به قدرت صخره بستگی دارد، البته برخی سازندها تحت تأثیر قرار نمی‌گیرند. فرسایش در شیلها و ماسه سنگها نشان داده‌که میزان برش نازل سرمته  بزرگتر از 100000 برثانیه باشد، فرسایش رخ می‌دهد. در زمان حفاری ماسه‌های غیرمتراکم، جهت محدود‌کردن‌ فرسایش، استفاده از روشهای اضافی نیاز می‌باشد. در این ماسه‌ها، گل ویسکوز با خصوصیات برش‌کم و حجم زیاد نبتونایت (جهت تشکیل فیلتر‌کیک  مناسب) معلوم شده‌که موفق‌ترین بوده است.

 

مرطوب شدن، هجوم سیال و انتقال فشارWetting, Fluid Invasion And Pressure Transmission

مرطوب شدن شکستگیهای زیر از قبل موجود  در شیل، هجوم سیال و موازنه فشار بیش تعادل، همه در ناپایداری چاه نقش دارند. یکی از دلایل اصلی‌بی‌ثباتی‌شیل مرطوب شدن شکستگیهای زیر در میان شیل توسط آب می‌باشد. در حالی‌که شیلها زمان ارتباط و تماس با آب نرم یا خرد نمی‌شوند، اما برخورد صافاب یا هجوم گل، سستی را در میان سطوح بستر شیل بوجود خواهد آورد و باعث پوسته پوسته شدن (Sloughing) و خردشدن (Splitting) می‌شوند. این  امر اغلب بعنوان شکستگیهای صفحه‌کتاب (book-page) یا لبه‌های‌شیپوری (fruyed-edges) نامیده  می‌شوند.

در حالی‌که ممانعت شیمیایی و وزنهای‌بالاتر‌گل ممکن است  در به حداقل رساندن مشکلات کمک‌کند، اما تاثیر آنها به اندازه عوامل مجرابند (Plugging Agents) و عوامل اندوکاری (Plastering agents) نمی‌باشد. جهت‌کنترل مؤثرتر شیلها می‌بایست سازندها را در مقابل‌هجوم سیال پوشاند. این بواسطه‌کنترل صافاب در دما و فشار بالا و فیلتر کیک خوب بوسیله پلیمرها انجام می‌شود. یک تغلیظ خوب از بنتونایب و استفاده از مواد غیرقابل حل در آب و عوامل مجرابند منفذ، این کار را  انجام می‌دهند.

هجوم سیال، موازنه فشار بیش تعادل (overbalance) را از چاه دور‌کرده و تمایل به بی‌ثباتی میکانیکی چاه را  ایجاد می‌‌کند. این موضوع‌‌که آیا این مسئله در یک سازند نفوذ‌پذیر مثل ماسه سنگ یا در یک شیل نسبتاً غیرقابل نفوذ می‌باشد، بجا و صحیح است. یک فیتلر کیک ایده‌آل می‌تواند به پایداری چاه‌کمک‌کند. برای‌گلهای پایه آبی این مزیت وجود دارد‌که استفاده از افزودنیهای غیرقابل حل به محدود‌کردن صافاب از طریق فیلتر کیک روی ماسه سنگ و درون منافذ ریز آب خیس شده شیلها کمک می‌کند. ایجاد صافاب (Fluid Loss) کم از طریق فیلتر کیک خوب و پلیمرهای ترکیب شده با افزودنیهای مجرابند منافذ بدست می‌آید که این‌کار موجب‌کاهش هجوم سیال و محدود‌کردن انتقال فشار می‌شود. آسفالت، آسفالت سولفونات شده و گیلسونایت بطور‌گسترده‌ای‌بکاربرده می‌شوند و افزودنیهای مؤثری‌برای این‌ هدف می‌باشند. افزودنیهای مجرابند منافذ (Pore-Plugging) و اندوکار (Plastering) شامل مواد زیر هستند:

- نفت یا روغن (Oil) و مایعات ترکیبی غیرآبی

- [Cloud-Point] پلی‌گلیکولها (glydril)

- پلی گلیکولهای غیرقابل حل و روان‌کننده‌ها (Lube-100 & Lube-167)

- آسفالت (Stabil-hole)

-گیلسونایت

- مخلوطهای آسفالت سولفانات شده (Asphasol)

آنها بواسطه مجرابندی ریزمنفذ‌ها در شیل‌ها، هجوم آب را‌کاهش می‌دهند.

 


مشکلات رایج در حفاری‌شیلها

مشکلات در شیلها را براساس نوع شیل به دو دسته تقسیم می‌کنند:

A- مشکلات در شیلهای نرم و سفت که عبارتند از:

1. چسبندگی‌گل به مته (Bit Balling)

2. حلقه‌های‌گل (mudrings)

3. تنگ شدگی چاه (Tight Hole)

4. فرسایش و ریزش (Spalling & Erosion)


B- مشکلات در شیلهای سخت و شکننده‌که عبارتند از:

1- تنگ‌شدگی چاه (Tight Hole)

2- پوسته پوسته شدن (Sloughing)، ریزش (Caving)،‌ روان شدگی (Packing-off)

در ارتباط با تنگ شدگی چاه، فرسایش و ریزش در قسمتهای قبل توضیح داده شد. در اینجا به تعریف و راه‌حل چسبندگی گل به مته و حلقه‌های گل می‌پردازیم.

 

چسبندگی گل به مته bit balling

بعضی از شیلها می‌توانند به رشته  حفاری ته چاهی (BHA) چسبیده و بر روی مته، پایدار‌کننده و لوله‌های سنگین حفاری جمع و متراکم شوند. اغلب این شیلها از نوع نرم تا نسبتاً محکم و مخصوصاً از نوع پلاستیک می‌باشند و بخصوص وقتی‌که با‌گل پایه آبی‌با بازدارندگی ضعیف (Poorly inhibited) حفاری‌شوند می‌توانند چسبندگی ایجاد‌کنند. وقوع چسبندگی گل به مته در‌گلهای پایه روغنی‌بسیار نادر است.

 

علائم چسبیده شدن گل به مته

1- افزایش فشار پمپ‌گل بعلت گیر‌کردن مسیرجریان

2- کاهش سرعت حفاری‌بعلت چسبیده شدن‌گل به مته

3- کاهش حجم‌کننده‌های حفاری روی الک لرزان بعلت کاهش سرعت حفاری و احتمال گیربودن مسیر

4- بسته شدن منافذ الک لرزان توسط رس و تمایل به گلوله شدن

5- اضافه‌کشش هنگام بیرون‌کشیدن لوله‌ها به علت محدود شدن مسیر عبور

6- گیر احتمالی لوله‌ها

 

چگونه از چسبیده‌ شدن گل به مته جلوگیری‌کنیم.

1- مراجعه به اطلاعات قبلی وقوع چسبیده شدن‌گل به مته دردیگر چاههای حفاری‌شده ناحیه و اتخاذ دستورالعمل مشابه، اگر قبلاً موفقیت آمیز باشد.

2- استفاده از‌گل‌هایی که دارای خواص بازدارندگی هستند.

3- استفاده از روان‌کنندهایی که تشکیل فیلم (غشاء) می‌دهند.

4- پرهیز از اعمال وزن زیاد بر روی مته

5- اطمینان از تمیز‌کردن چاه برای جلوگیری از تجمع زیاد‌کنده‌های حفاری در اطراف مته

6-  کاربرد مته مناسب

 

معالجه چسبندگی‌گل به مته

1- کاهش وزن روی مته

2- اضافه‌کردن حلالهای حفاری (Detergent) به گل پایه آبی‌برای پراکنده سازی رسهای گلوله شده

3- در‌گلهای پایه روغنی‌باید میزان نمک‌گل را افزایش داد تا میزان رطوبت و آب شیل‌کاسته شده و برسختی آن افزوده شود.

 


حلقه‌های گل Mud Rings

کنده‌های نرم حفاری ممکن است در فضای حلقوی‌بصورت حلقه‌هایی تجمع‌کنند و مانع جریان گل و انتقال کنده‌های حفاری‌شوند. این حلقه‌هایی متشکل از‌کندهای نرم بسته به وضعیت جریان گل حفاری ممکن است بطرف بالا یا پایین مهاجرت‌کنند و ممکن است خطوط جریان را مسدود سازند. محدودیت در جریان و انتقال‌کنده‌های حفاری می‌توانند باعث تنگی (Pack off) شوند. عمل حلقه شدن ‌گل فقط در‌گلهای پایه آبی صورت می‌گیرد.

 

علائم بروز حلقه‌های‌گل

1- افزایش در فشار پمپ بعلت مسدود شدن قسمتی از فضای حلقوی

2- کاهش در شدت انتقال کنده‌های حفاری‌بر روی الک لرزان

3- کاهش در سرعت حفاری (ROP) و کاهش در وزن رشته حفاری (hook) بعلت اینکه حلقه گل مثل پیستون برای‌بالابردن لوله‌های حفاری عمل می‌کند.

4- مسدود شدن خطوط جریان گل و مسدود شدن سوراخهای الک لرزان

 

راههای جلوگیری از بروز حلقه‌های گل

1- استفاده کافی از‌گل دارای‌بازدارندگی (inhibition) که از چسبندگی کنده‌های حفاری جلوگیری کند.

2- گردش گل از فضای حلقوی‌برای‌بهسازی قبل از بیرون‌کشیدن لوله‌های حفاری

3- استفاده از خطوط جریان با قطر بالا

4- پرهیز از سرعت زیاد حفاری

5- اطمینان از انجام عمل تمیز‌کردن چاه برای جلوگیری از  انباشته شدن کنده‌های حفاری

 

معالجه حلقه‌های‌‌گل

1- افزودن به شدت جریان و گردش‌گل جهت تمیز‌کردن فضای حلقوی (اگر ECD اجازه دهد) در صورت لزوم پیل  غلیظ برای تمیز‌کردن چاه بگردش درآورید.

2- در صورتیکه حلقه گل سخت باشد، افزودن حلال (Detergent) ممکن است به از هم پاشیدگی و پخش شدن رس  کمک‌کرده و باعث شود که حلقه گل از بین برود.

 


آنالیزهای مکان چاه Wellsit Analysis

شرایط بی‌نهایت دشوار حفاری‌به روشهای سیستماتیک‌تر جهت آنالیز بی‌ثباتی‌های چاه منتهی‌شده است. یک چنین روشی (از Zausa و Civolani) که می‌تواند بعنوان یک راهبرد برای مهندسی گل بکار برده شود، شامل سه‌گام اصلی می‌باشد:

1- مانیتور‌کردن و آنالیز مکانیزم اصلی خرابی

2- تعیین و درک فاکتورهای حاکم بر این مکانیزم خرابی

3- مدل بندی مسئله با توجه به بررسی تغییرات حادث شده

 

1- مانیتور‌کردن و آنالیز مکانیزم خرابی

مانیتور‌کردن اطلاعات و وقایع روی چاه، اولین‌گام در فرآیند و پردازش می‌باشد‌که شامل:

- جمع‌آوری، سازماندهی اطلاعات حفاری می‌باشند: اطلاعات حفاری مانند میزان نفوذ (ROP)، چرخش بر دقیقه (RPM)، وزن روی مته (WOB)، مجموعه ته چاهی (BHA) گشتاور (torque) ، اضافه کشش (overpull) لوله پایین (TIH). و بیرون‌کشیدن لوله‌ها از چاه (POOH)،  مکش (Swab) و موج زدن (surge)، میزان جریان (flow Rate)، وزن‌گل، رئولوژی‌گل و غیره روی یک  مبنای مداوم گردآوری، سازماندهی و آنالیز شوند و با دلایل و علائم ثبات چاه مشاهده شوند. این موضوع برای ارزیابی کار و مشخص‌کردن هر انحرافی و اندازه‌گیری مؤثر، سودمند بوده و به تاثیر روشهای‌بهینه‌سازی کمک‌ می‌کند.

- توصیف خصوصیات سازند: روش استاندارد در عملیات‌های  حفاری استفاده از دانش حاصله از چاههای قبلی‌برای چاههایی‌که بعداً در منطقه جغرافیایی مشابه حفر می‌شوند، می‌باشد. بررسی‌بی‌ثباتی حفره چاه نیاز به ارزیابی‌شیلها در طول فرآیند حفاری دارد. از آنجائی که تست شیل در مکان دکل به خاطر دستگاه و محدودیتهای زمانی محدود می‌شود، بیشترین ارزیابی‌ها در یک آزمایشگاه‌که بطور مناسب تجهیز شده است انجام می‌شود. تستهای آزمایشگاهی جهت ارزیابی تورم شیل، قابلیت پراکندگی، ظرفیت مبادله کاتیون، حجم کلوئید، زمان مکش موئین، تستهای سختی‌شیل و ویژگیهای سازگاری گل انجام می‌شوند. تعدادی از روشها وجود دارند‌که جهت انجام تستهای محل چاه بکار برده می‌شوند. این تستها شامل  تستهای ساده متیلن آبی (CEC) اندازه‌گیری‌های سختی‌شیل، تست پراکندگی نورد‌گرم در‌گلهای گوناگون و با افزودنیها و فرمولهای مختلف و آنالیزهای تحلیلی ماهرانه از صفات‌گوناگون رس میباشند. خصوصاً بررسی و تعیین مکانیزم خرابی، تورم و نرمی و شکستن ترد مهم می‌باشند. اطلاعات از این تستها، مشاهدات نوسان و رایج اطلاعات نمودارگیرهای گل جهت ارزیابی کار سیال حفاری، تنظیم مکانیکی پارامترهای حفاری و انجام تصمیمات درباره طراحی لوله جداری (Casing) استفاده می‌شوند. گزینه‌های اصلی جهت رویارویی‌با مشکلات شیل در مکان چاه عبارتند از:

A- تغییر دانسیته سیال حفاری

B- تغییر یک سیستم به پایه روغنی یا پایه ترکیبی

C- تغییر به سمت یک گل پایه آبی‌با خاصیت مماننعت (inhibited) بیشتر

D- کاهش صافات سیال (fluid loss) به سطوح خیلی پایین و افزایش ویسکوزیته صافاب

E- بکارگیری افزودنیهای مجرابند  منفذ (Pore Plugging)، مواد غیرقابل حل امولسیون شده یا عوامل اندود‌کننده (Plastering agent)

F- تنظیم پارامترهای میکانیکی حفاری

- ارزیابی و آنالیز نشانه‌های‌بی‌ثباتی: علائم هشداری بی‌ثباتی مثل ظهور خرده‌های زیاد روی الک لرزان (shaker) برای یک ROP معلوم، پرشدن اتصالات، دشواریهای لوله بالا، گشتاور (Torque)، گیر‌کردن لوله‌ها (Stuck pipe)  و غیره، مشخص می‌کنند‌که مشکلی درون چاه پیش آمده است. بزرگی و حجم صخره خراب شده باید با پارامترهای دیگر حفاری ضبط و برآورد شود. تعداد و موقعیت رویدادهای خاص مثل  گیرکردن لوله‌ها، پرشدن یا روان شدگی (Paking off) باید ضبط شوند. همه این اطلاعات می‌توانند سازماندهی‌شده و به زمان و عمق جهت موقعیت و مقدار شدت خرابی در بخشهای‌بحرانی در چاه ربط داده شوند.

 

2- تعیین و درک مکانیزم خرابی

همه پارامترها مانیتور و ردیابی‌شده و سپس جهت شناسائی محتمل‌ترین مکانیزم ایجاد کننده بی‌ثباتی ارزیابی می‌شوند. مفید‌ترین نشانه و علائم جهت تشخیص مکانیزم پاسخ به بی‌ثباتی  چاه عبارتند از:

A- آنالیز ریزشها

B- دشواریها در بیرون کشیدن لوله‌ها

C- وضعیت حفاری

D- آنالیزهای سیستم‌گل

E-  وضعیت درجا

این علائم و نشانه‌ها باید برمبنای نظم درونی و دانش جهت علل بوجود آمدن  ناپایداری‌بررسی‌شده و محتمل‌ترین مکانیزم خرابی مشخص‌گردد.

 

3- مدل بندی و بررسی تغییرات مطرح شده

یکی از مراحل مانیتور‌کردن و معین‌کردن عبارت است از سازمان بندی و آنالیز پارامترهای‌بوجود آمده است جهت تغییرات ایجاد شده و راه‌حلهای مناسب آن می‌باشد. یک راه  مناسب در این میان، استفاده از ورود به فلوچارت یا درخت تصمیم  جهت بررسی مکانیزم ممکن و بدست آوردن راه‌حلهای اطمینان بخش می‌باشد. مقادیر اصلاح کننده باید عملی‌شده و نتایج حاصل در این روش feed back شوند. فلوچارت یا درخت تصمیم‌گیری که در شکل 9 نشان  داده شده است‌ برای‌بررسی علل افزایش خرده‌ها و ریزش می‌باشد. این روش جهت تهیه یک راه منطقی‌برای مشخص‌کردن مکانیزم  بدست آوردن راه حل مناسب انجام می‌شود.

پایداری چاه در بخشی‌که شیل را حفاری می‌کنیم بسیار پردردسر می‌باشد و همیشه راه‌حل ساده وجود ندارد‌ اما بکار بردن روش حفاری مناسب و سیال حفاری مناسب اغلب باعث موفقیت می‌شود. آنالیز مکانیزم تنش و کشش نشان می‌دهد‌که برای پایداری چاه به دانسیته گل مناسب نیاز می‌باشد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


اندازه‌گیری CEC یا Cation Exchange Capcity

غالباً لازم می‌شود‌که CEC یا «ظرفیت تعویض کاتیون» گل حفاری را بدانیم. مقدار CEC هرچند نه بطور دقیق لیکن تا حدود قابل قبولی می‌تواند نشان دهنده درصد بنتونایت گل باشد. برای این آزمایش، به مواد زیر احتیاج داریم 1- محلول متیلن بلو (C6H12N3SCL.3H2O) با غلظت 74/3 گرم در لیتر

2- محلول سه درصد آب اکسیژنه

3- محلول  تقریباً 5N اسیدسولفوریک

روش: 1- یک یا چند میلی‌لیتر گل را در ظرف سنجش ریخته و بترتیب 10 میلی‌لیتر آب‌ مقطر، 15 میلی‌لیتر آب اکسیژنه و نیم میلی‌لیتر محلول اسید سولفوریک به آن اضافه‌کنید و خوب بهم بزنید.

2- محلول با بمدت ده دقیقه به آرامی‌بجوشانید.

3- بوسیله آب مقطر، محلول را تا 50ml رقیق‌کنید.

4- محلول متیلن بلو را از طریق یک بورت قطره‌قطره داخل محلول فوق بریزید و محلول را مرتباً هم بزنید. در فاصله‌های مساوی- مثلاً بعد از چکیدن هر ده قطره متیلن‌بلو- شیر بورت را بسته و درحالیکه محلول را همچنان هم  می‌زنید، پس از نیم دقیقه بانوک یک همزن شیشه‌ای یک قطره از محلول را بیرون‌کشیده و روی یک کاغذ صافی قرار  دهید. چند لحظه صبر‌کنید تا‌کاغذ، آب قطره را جذب و منتشر کند و ذرات جامد رنگ گرفته گل، در وسط قطره و روی کاغذ خشک شوند.

الف- اگر یک حلقه آبی متمایل به سبز دور ذرات جامد روی کاغذ صافی تشکیل شد، دو دقیقه دیگر صبر کنید و در این مدت محلول را همچنان هم بزنید. بعد یک قطره دیگر از محلول را روی کاغذ صافی و کنار قطره اول قرار دهید. اگر حلقه آبی متمایل به سبز مجدداً تشکیل شد، نقطه پایان آزمایش رسیده است.

ب- اگر هیچیک از صورتهای «الف» اتفاق نیفاد، سنجش محلول را بوسیله محلول متیلن بلو ادامه دهید- یعنی ده قطره دیگر متیلن بلو بیفزائید و شیر بورت را ببندید و مطابق فوق عمل‌کنید. تا به نقطه پایان برسید.  در تمام مدت انجام مرحله (4) محلول را باید هم بزنید.

5- حجم  محلول متیلن بلو مصرف شده را برحسب ml یادداشت‌کنید.

6- محاسبات

 methylene blue capacity

Bentonite of mud, PPB=5x(methyleneblue capacity)

تذکر یک-گلهای حفاری علاوه بر بنتونایت، غالباً دارای مواد دیگری هم هستند‌ه جاذب متیلن بلو می‌باشد مثل cmc، lignin, lignosulfonate , polyacrylate، استفاده از آب اکسیژنه در آزمایش فوق، بمنظور جلوگیری از تأثیر اینگونه مواد روی متیلن بلو می‌باشد.

تذکر دو- بروش فوق می‌توان CEC رسها و پلمه سنگها و غیره را نیز تعیین نمود. برای این‌ منظور وزن معینی از رس را بوسیله یک همزن برقی‌بر دور در مقداری آب پخش‌کنید. سنجش را  مطابق آزمایش فوق انجام  دهید با  این تفاوت که دیگر محلول، آب‌ اکسیژنه نیفزائید.

 


CEC رس را بصورت زیر‌گزارش کنید:

توضیح: هر یک میلی‌لیتر از محلول متیلن بلو با غلظت 74/3 گرم در لیتر معادل 01/0 میلی اکی والان آن است.


 
 
Solids Control
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:٤٩ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

Solids Control
Solids Control 8.1 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
The types and quantities of solids present
in drilling mud systems determine
the fluid’s density, viscosity, gel strengths,
filter-cake quality and filtration control,
and other chemical and mechanical
properties. Solids and their volumes also
influence mud and well costs, including
factors such as Rate of Penetration
(ROP), hydraulics, dilution rates, torque
and drag, surge and swab pressures, differential
sticking, lost circulation, hole
stability, and balling of the bit and the
bottom-hole assembly. These, in turn,
influence the service life of bits, pumps
and other mechanical equipment.
Chemicals, clays and weight materials
are added to drilling mud to achieve
various desirable properties. Drill solids,
consisting of rock and low-yielding
clays, are incorporated into the mud.
These solids affect many mud properties
adversely. Nevertheless, since it is
not possible to remove all drill solids —
either mechanically or by other means
— they must be considered a continual
contaminant of a mud system.
Solids removal is one of the most
important aspects of mud system control,
since it has a direct bearing on
drilling efficiency. Money spent for
solids control and for solving problems
related to drill solids represents a significant
portion of overall drilling costs.
Solids control is a constant problem —
every day, on every well.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
The types and
quantities of
solids present
in drilling
mud systems
determine
the fluid’s
density…
0 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Mud weight (lb/gal)
Recommended range — field muds
Maximum solids — water and clay only
Minimum solids — water and barite only
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Figure 1: Recommended range of solids in water-base muds.
Introduction
Solids volume (%)
Drilling mud solids may be separated
into two categories: Low-Gravity Solids
(LGS), with Specific Gravity (SG) in the
2.3 to 2.8 range, and High-Gravity Solids
(HGS), with SG of 4.2 or higher. Weight
materials such as barite or hematite
comprise the HGS category and are
used to achieve densities greater than
10.0 lb/gal (SG>1.2). Drill solids, clays
and most other mud additives fall into
the LGS category and often are the
only solids used to obtain densities up
to 10.0 lb/gal (SG <1.2). Figure 1 shows
the recommended range of total solids
content for water-base muds.
Fundamentals
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.2 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Solids control is accomplished by
using one or more of the basic methods
of solids separation:
• Settling.
• Screening.
• Hydrocyclones.
• Rotating centrifuges.
Hydroclones and centrifuges use
centrifugal force to obtain higher rates
of separation than can be achieved by
gravitational settling. These methods
are similar to settling and are governed
by well-known laws of physics. If the
mud is kept moving so that the gel
strengths are broken, then the settling
of particles is governed by Stokes’ law,
which is:
gc Ds
2 V (rs – rL) s = 46.3 μ
Where: Vs = Slip or settling velocity
(ft/sec)
gc = Gravity constant (ft/sec2)
Ds = Diameter of the solid (ft)
rs = Density of solid (lb/ft3)
rL = Density of liquid (lb/ft3)
μ = Viscosity of liquid (cP)
This equation is a mathematical
expression of events commonly
observed; i.e., the larger the difference
between the density of the solid and
the density of the liquid (rs – rL), the
faster the solid will settle; the larger
a particle (Ds), the faster it settles; and
the lower the liquid’s viscosity (μ), the
faster the settling rate. Also, if force
acting on the particles (gc) can be
increased mechanically, the settling
rate is increased proportionally. For
centrifugal motion like that found in
hydroclones and centrifuges, the separating
force is proportional to the
diameter of circular motion times the
square of the rotating speed (RPM)
times the mass of the particle.
Field observations verify that low
mud viscosity, combined with a low
mud flow rate, promote the settling
of larger and heavier solids. Therefore,
the removal of sand and drill cuttings
by settling or centrifugal force is practical
and beneficial. If the mud contains
barite, however, then it may settle, too.
The only way that all drill solids could
be separated from all barite would be
for all drill solids to be of one size and
for all barite to be of a completely
different size and mass. Stokes’ law shows
that particles of different densities and
size, with the same mass (density times
volume), have exactly the same settling
rate. For example, a sand or shale particle
(SG 2.6) which is about 11⁄2 times
larger than a given particle of barite
(SG 4.2), will settle at about the same
rate (11⁄2 x 2.6 = 3.9), regardless of
where it is — settling pit, hydroclone
or centrifuge. From a solids-separation
point of view, it would be impossible
to separate a 60-micron shale particle
from a 40-micron barite particle, using
settling techniques.
Hydroclones and/or centrifuges are
not perfect in separating unwanted
solids from the mud. However, the
advantages presented by such equipment
far outweigh the limitations. Each
piece of solids-control equipment is
designed to remove a sufficient quantity
of target solids to keep drill solids at
a manageable level. All mechanical
solids-control equipment is designed to
separate a certain range of particle sizes.
It is important to use the right combination
of equipment for a particular
situation and to have it operating and
arranged in the correct manner.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Solids Control
Solids Control 8.3 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
Figure 2: Classification of particle sizes.
Colloidal
0 2 74 2,000
Commercial barite
1 μ
15
37
45
75
150
180
250
300
420
595
841
2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5 6 7 8 9
10 μ 100 μ 1,000 μ (1mm) 10,000 μ
(1cm)
Sand
Shale shaker
Hydrocyclones
Decanting centrifuge
Silt Gravel
μ
Screen mesh
2,000
400
325
200
100
80
60
50
40
30
20
10
It is important
to
understand
how particle
sizes…are
classified…
It is important to understand how
particle sizes in drilling mud are classified
and the types of solids that fall
into each category. Particles in drilling
mud can range from very small clays,
(less than 1/25,400th of an inch), to
very large drill cuttings (larger than an
inch). Due to the extremely small particles,
sizes are expressed in micron
units. A micron is one-millionth of a
meter (1/1,000,000 or 1 x 10 -6 m). So,
1 in. equals 25,400 microns.
Drilling fluid solids are classified
according to size in the following
categories:
Table 1 and Figures 2 and 3 relate
particle sizes to familiar terms, typical
examples, screen mesh equivalents
and to the solids-control equipment
that will remove a given particle size.
Screen mesh is important because it
determines the separation size for shale
shakers. Figure 3 is a magnified drawing
to show screen sizes increasing from 20
to 325 mesh and the equivalent particle
size (in microns) that will pass through
each screen. A 200-mesh screen is used
for the API Sand Test, in which all particles
that do not pass through the screen
(>74 microns) are classified as sand.
Ninety-seven percent of good-quality
barite (<74 microns) will pass through
200-mesh screens and 95% will pass
through 325-mesh (<44 microns)
screens. Thus, most barite is in the
same size category as silt. Premium
clays, such as M-I GEL,T fall in the
colloidal range, i.e., 2 microns or less.
The grouping of solids according to
size does not take into account the
Classification of Particle Sizes
Table 1: Classification of solids by size.
Category Size Example
Colloidal 2 μ or less Bentonite, clays and ultra-fine drill solids
Silt 2 – 74 μ Barite, silt and fine drill solids
(< 200 mesh)
Sand 74 – 2,000 μ Sand and drill solids
(200 – 10 mesh)
Gravel Larger than 2,000 μ Drill solids, gravel and cobble
(>10 mesh)
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.4 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
physical make-up of the material
being measured, even though the
terms “silt” and “sand” are used. For
instance, silt-size particles may include
shale, fine sand, fine carbonates and
barite. Sand-size particles may include
sand, shale, carbonates, drill cuttings
plus lost-circulation material, bridging
agents and coarse barite. Colloidal-size
solids include bentonite and other
clays; very fine drill solids (shale, sand
and carbonates); and fine barite.
Generally, the term “clay”, is used
to describe premium ground clay minerals,
such as Wyoming bentonite,
which are added to increase mud viscosity
and to improve the filter cake.
Drill cuttings, barite and other solids,
however, also will increase viscosity,
especially if the particle size degrades
into the colloidal range. Figure 4 illustrates
how particle size affects surface
area for a solid of a given volume. If
an original drill solid were a 40-micron
cube, it would have a surface area of
9,600 square microns. If this 40-micron
cube is allowed to degrade in size to
single 1-micron cubes, the number of
particles will now be 64,000 and the
surface area will increase to 384,000
square microns, 40 times the original.
During this particle size degradation, the
drill solid volume did not change. Keep
in mind that a single clay platelet is only
10 angstroms thick. One angstrom is
1/10,000 microns or 1 x 10 -10 m. If the
40-micron cube were allowed to break
down into clay platelet thickness pieces
40 microns square, the number of
particles would be only 40,000; however,
the surface area would increase
to 128,006,400 square microns, or
13,334 times the original surface area.
In a drilling mud, viscosity increases
proportionally with the surface area of
solids. The surface area of all solids
must be wetted. As the amount of liquid
is reduced due to increased surface
…the term
“clay”, is
used to
describe
premium
ground clay
minerals…
Figure 3: Screen mesh sizes vs. opening microns.
Screen size (mesh)
44 74 140 177 234 279 381 516 864
105 Equivalent opening size (μ)
864μ
516μ
381μ
279μ
234μ
177μ
140μ
105μ
74μ
44μ
20
30
40
50
60
80
100
150
200
325
Solids Control
Solids Control 8.5 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
area, fluid viscosity increases and performance
declines. Colloidal solids
produce most of the viscosity in drilling
muds due to this surface area
increase. For that reason, the volume
of colloidal-size solids contained in
drilling mud must be controlled for
the sake of economy and efficiency.
Methods of Solids Separation
Original drill solid
1, 40-μ cube
Surface area = 9,600 μ2
Broken in half on
each side
Broken in half again
on each side
8, 20-μ cubes
Surface area = 19,200 μ2
40μ 40μ
40μ
If allowed to degrade
into 1-μ cubes
64, 10-μ cubes
Surface area = 38,400 μ2
64,000, 1-μ cubes
Surface area = 384,000 μ2
(40 times original)
Figure 4: Effect of particle size on surface area.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
SETTLING PIT OR SAND TRAP
Settling pits are seldom used in modern
drilling operations; however, they
can be found from time to time. The
rate of solids settling in settling pits
or sand traps depends on (1) the size,
shape and specific gravity of the particles;
(2) the density of the drilling
fluid; (3) the viscosity of the drilling
fluid; (4) the type of fluid-flow regime;
and (5) the residence time in the pit.
According to Stokes’ law, effective
solids settling can be achieved only
when the fluid is in laminar flow.
Settling rates can be increased by
using low viscosities and low gel
strengths. Under plug flow or turbulent
flow conditions, minimal solids settling
occurs, with only the very large
particles tending to settle. On a drilling
rig with inferior shale shakers, a
sand trap or settling pit will remove
some of these large drill solids. Most
modern shale shakers will remove sandsize
and larger solids without the need
for sand traps and/or settling pits.
Solids-control equipment is rated by
the volume of mud it will process and
the amount and size of solids it will
remove. None of the solids-control
equipment used in drilling will remove
100% of the solids generated. To compare
the efficiency of solids-control
equipment, a cut point particle-size
rating is used. The cut point refers
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.6 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
to the combination of a micron size
and the percentage of that particle
size removed. Cut point designations
should include the percentage of the
stated size removed. Cut points should
always be denoted with the letter “D”
with a subscript indicating the percentage
removed. Without this percentage,
no two cut point sizes can be compared.
A D50 cut point of 40 microns means
that 50% of the 40-micron size particles
have been removed and 50% have
been retained in the mud system.
SHALE SHAKERS
The most important solids-control
devices are shale shakers, which are
vibrating screen separators used to
remove drill cuttings from the mud
(see Figure 5). As the first step in the
mud-cleaning/solids-removal chain,
they represent the first line of defense
against solids accumulation. Shale shakers
differ from other solids-removal
equipment in that they produce
nearly a 100% cut (D100) at the screen
opening size. As illustrated in Figure 3,
a 200-square-mesh shale shaker screen
will remove 100% of the solids greater
than 74 microns, thereby eliminating
the need for a desander. On the other
hand, today’s layered shaker screens,
hydroclones and centrifuges have variable
removal efficiencies for various
particle sizes and usually are given a
D rating (discussed later) for the target
particle size.
Many potential problems can be
avoided by observing and adjusting
the shale shakers to achieve maximum
removal efficiency for the handling
capacity. Using screens of the finest
mesh to remove as many drill solids as
possible on the first circulation from
the well is the most efficient method
of solids control. It prevents solids
from being re-circulated and degraded
in size until they cannot be removed.
As much as 90% of the generated
solids can be removed by the shale
Figure 5: Adjustable linear shaker.
Possum belly
Flow control gates
Mud and cuttings
Vibrating assembly
Mud return to pits Cuttings discharge
Mud and cuttings Flow line
Mud flows
through screen
to catch pan
The most
important
solids-control
devices are
shale
shakers…
Solids Control
Solids Control 8.7 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
shakers. Unless the shale shakers are
operating properly, and have screens of
the finest mesh possible, all other equipment
is subject to overloading and inefficient
operation (see Guidelines for
Proper Operation of Shale Shakers page
8.23). Shale shakers cannot remove silt
and colloidal-size solids, so dilution and
other equipment is required to control
ultra-fine drill solids.
Three basic types of shale shakers
are in use today. They are:
• The circular-motion shaker, which
is an older design on the market
and generally produces the lowest
centrifugal force, or G-force.
• The elliptical-motion shaker, which
is a modification of the circularmotion
type in which the center of
gravity is raised above the deck and
counter-weights are used to produce
an egg-shaped motion that varies in
both intensity and throw as solids
move down the deck.
• The linear-motion shaker, which
uses two circular-motion motors
mounted on the same deck. The
motors are set for opposite rotation
to produce a downward G-force and
an upward G-force when the rotations
are complementary, but no
G-force when the rotations are
opposed. The G-force on most
linear-motion shakers is variable
from about 3 to 6.
Each shaker has some design
advantages:
The circular-motion shaker has a
low G-force and produces a fast transport
(conveyance). This design works
well with sticky, clay-type solids by
reducing their impact into the screen
surface. This shaker has a low capacity
for drying cuttings, so wet cuttings are
commonly discharged.
The elliptical-motion shaker has
moderately high G-force and a slow
transport in comparison to the circular
or linear types. It produces the
greatest drying and, therefore, has
application in weighted mud or as a
mud cleaner to dry the underflow
from a desilter.
The linear-motion shaker is the most
versatile, producing fairly high G-force
and a potentially fast transport,
depending on the rotational speed,
deck angle and vibrator position.
Several different shaker types can be
combined in a “cascading arrangement”
to produce the greatest solids-removal
efficiency. Circular-motion shakers are
sometimes used as “scalping” shakers to
remove large, sticky solids. The fluid
then passes to an elliptical or linear
shaker with higher G-force to remove
the finer solids. This combination maximizes
removal by allowing finer-thannormal
mesh screens to be used on the
secondary shakers.
The mud flow should be spread over
as much of the screen surface as possible
by using feed-control gates located
between the possum belly (flow line-toshaker
transitional reservoir — see
Figure 5) and the screen surface. Ideally,
the mud should come to within 1 ft
of the end of the screens. Above all,
torn or damaged screens should be
replaced immediately. For shale shakers
designed with a negative slope, which
forms a mud pool in front of the possum
belly, beware of the potential for
backflow of mud behind the mud pool,
as well as the possibility that holes or
tears might exist in the screens covered
by the mud pool.
Occasionally, drill cuttings may be
of the same size as the screen openings
and will lodge in them. This is
known as blinding of the screen. It
will result in reduced screen capacity
and loss of whole mud. To correct this
problem, replace with a screen of finer
mesh. The finer screen should keep
the drill cuttings from plugging the
opening so that they will be transported
to the end of the shaker and
removed from the mud system.
Three basic
types of shale
shakers are
in use today.
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.8 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
SHAKER SCREENS
A shale shaker is only as good as the
mesh size and quality of its screen.
A number of screen types are available
today and performance varies.
For example, a 100-mesh “square”
screen removes 100% of the particles
greater than 140 microns, while a highflow-
rate, 100-mesh “layered” screen
removes 95% of the particles greater
than 208 microns. This layered-screen
performance is equal roughly to only
a 70-mesh “square” screen. Often, screen
selection is based on past experience,
which should be combined with knowledge
of the various screens and their
differences in design and capabilities.
Some general terms used when
describing shale shaker screens include:
Screen mesh: The number of openings
per linear inch. For example, a
30 x 30-mesh “square” screen has
30 openings along a 1-in. line in both
directions. A 70 x 30-mesh “oblong”
(rectangular opening) screen will have
70 openings along a 1-in. line one way
and 30 openings on a 1-in. line perpendicular.
Depending on the manufacturer,
wire size and weave, this 70 x
30-mesh screen may be described as: (1)
an “oblong” or “rectangular” 70-mesh
screen, (2) an “oblong 80” in an attempt
to rate the effective rectangular opening
in terms of a square equivalent or
possibly (3) a 100-mesh screen. Avoid
using mesh designations when comparing
screen types. In addition to mesh
count, various wire sizes and weave
patterns are used that affect the opening
size and flow-rate for a particular
mesh size. The 100-mesh square, layered,
oblong and bolted screens each
removes different particle sizes.
Separation efficiency or ‘cut
point’: It is no longer sufficient to
know a screen’s D50 cut point, because
many modern screen types do not
make a 100% cut. A D50 cut point represents
the particle size, where 50% of
the particles of that size are removed
by the solids-control device. The D subscript
refers to the percent removed, so
that in a D16 cut, 16% of the stated
micron size particles are removed and
D84 is the micron size where 84% of
the solids are removed. These D sizes
are determined from a particle size distribution
of the feed liquid and solids
discharge. The combination of the
screen D50 and the ratio of the D84
divided by the D16, gives a more complete
picture regarding separation efficiency.
The D84/D16 ratio indicates how
exact or “sharp” the cut point is —
where all of the solids down to a certain
size are removed but none of the
smaller particles are removed. A square
mesh market-grade screen makes a
sharp almost 100% cut point at the
opening size of the screen and the D50,
D84 and D16 values are all the same
micron size as the screen opening.
Therefore, the D84/D16 ratio is 1.0 for
square market-grade screens. It is most
desirable to have screens with a D84/D16
ratio near 1.0; values above 1.5 are undesirable.
The same D-type ratio applies
to hydroclones and centrifuges where
the ratio can be quite high, indicating
an inexact cut point (see Figure 8).
Open area: The area not taken up
by the wires themselves. An 80-mesh
screen with an open area of 46% will
handle a higher mud volume than an
80-mesh screen with an open area of
33%. The issue of open area must
include whether a screen is flat or threedimensional
(such as a corrugated
screen) and how much of that area
actually is processing fluid. Corrugated
or three-dimensional screens, on which
a significant portion of the screen area
always is exposed above the fluid, do
not actually help process fluid.
Conductance: The relative flow-rate
capacity or permeability per unit thickness
of a screen (as per API RP13E). This
is modeled on Darcy’s law. Various
manufacturers use different conductance
units, such as kilodarcy/cm
…D sizes are
determined
from a
particle size
distribution
of the feed
liquid and
solids
discharge.
A shale
shaker is
only as good
as the mesh
size and
quality of
its screen.
(kD/cm) or kD/mm, but it is helpful
to think of these values relative to
gallons per minute (gpm) per square
foot of screen. This number is particularly
useful in determining which
screen to use based on flow coverage
of the available screen area. For example,
if a particular mud system has
33% flow coverage for a 6.1 conductance-
rated, 50-mesh layered screen
and a 66% coverage is desired, then a
finer, 110-mesh, layered screen with a
conductance rating of 2.94 should be
used (66% ˜= 33% x (6.1/2.94)).
Although a screen of a certain mesh
may be preferred or specified by an
operator, keep in mind that the
different screen types and the difference
in manufacturers will cause different
levels of performance in screens designated
with the same mesh size. Screen
size selection depends on conditions
observed on location. If the volume of
fluid being circulated exceeds the capacity
of the screens (i.e., mud loss over
the screens), or if the flow coverage of
the screens is less than is desired, then
another mesh size should be used.
Tables 2 to 13 list shaker screen values
for U.S. standard sieve equivalents,
square mesh market screen and the three
most common screen series from several
different shale shaker manufacturers.
Solids Control
Solids Control 8.9 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
Table 3: Square mesh market grade cloth.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Open Area
Designation Sieve (mesh) D100 (%)
16 X 16 27 1,130 50.7
20 X 20 28 864 46.2
30 X 30 41 516 37.1
40 X 40 43 381 36.0
50 X 50 54 279 30.3
60 X 60 64 234 30.5
80 X 80 80 177 31.4
100 X 100 108 140 30.3
120 X 120 128 117 30.5
150 X 150 140 105 37.9
200 X 200 200 74 33.6
250 X 250 234 61 36.0
325 X 325 325 44 30.5
400 X 400 400 37 36.0
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
U.S. Cut Point U.S. Cut Point
Sieve (μ) Sieve (μ)
(mesh) D100 (mesh) D100
3.5 5,660 40 420
4 4,760 45 350
5 4,000 50 297
6 3,360 60 250
7 2,830 70 210
8 2,380 80 177
10 2,000 100 149
12 1,680 120 125
14 1,410 140 105
16 1,190 170 88
18 1,000 200 74
20 840 230 62
25 710 270 53
30 590 325 44
35 500 400 37
Table 2: U.S. standard sieves.
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.10 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Table 6: Advanced DX screens for Swaco ALS shakers.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
DX 50 47 324 234 390 6.77
DX 70 64 234 171 274 4.73
DX 84 79 181 131 223 3.65
DX 110 99 151 107 185 3.00
DX 140 127 118 86 143 2.33
DX 175 158 95 66 113 1.87
DX 210 185 81 57 100 1.67
DX 250 205 72 51 85 1.49
Table 7: Derrick PWP DX screens.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
PWP DX 50 48 318 231 389 6.10
PWP DX 70 58 220 158 269 4.18
PWP DX 84 78 181 127 218 3.53
PWP DX 110 100 149 105 184 2.93
PWP DX 140 125 120 86 143 2.29
PWP DX 175 156 96 70 118 1.77
PWP DX 210 174 86 60 104 1.59
PWP DX 250 213 69 49 84 1.39
Table 5: XL (Southwestern) screens for Swaco ALS shakers.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
XL 50 48 320 234 380 6.17
XL 70 73 200 150 241 3.76
XL 84 86 169 119 200 3.44
XL 110 97 153 107 182 2.75
XL 140 118 127 91 153 2.14
XL 175 152 98 70 117 1.78
XL 210 174 86 60 106 1.63
XL 250 215 68 48 82 1.21
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Table 4: Swaco screens for ALS shakers.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
ALS 50 48 320 234 380 6.17
ALS 70 73 200 150 241 3.76
ALS 84 86 169 119 200 3.44
ALS 110 97 153 107 182 2.75
ALS 140 118 127 91 153 2.14
ALS 175 152 98 70 117 1.78
ALS 210 174 86 60 106 1.63
ALS 250 215 68 48 82 1.21
Solids Control
Solids Control 8.11 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
Table 8: Derrick PWP HP screens.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
PWP HP 45 44 362 283 388 9.51
PWP HP 50 50 299 234 313 8.20
PWP HP 60 57 263 207 278 6.78
PWP HP 70 71 208 158 221 4.81
PWP HP 80 77 186 145 192 3.93
PWP HP 100 105 143 113 154 3.20
PWP HP 125 121 124 100 133 2.59
PWP HP 140 147 101 79 113 2.24
PWP HP 180 168 89 57 94 1.82
PWP HP 200 203 76 60 82 1.59
PWP HP 230 230 62 52 72 1.31
PWP HP 265 261 55 44 59 0.97
PWP HP 310 300 48 38 53 0.85
PWP HP 460 357 41 31 47 0.60
Table 9: Derrick PMD DX screens.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
PMD DX 50 48 318 231 389 6.10
PMD DX 70 58 220 158 269 4.18
PMD DX 84 78 181 127 218 3.53
PMD DX 110 100 149 105 184 2.93
PMD DX 140 125 120 86 143 2.29
PMD DX 175 156 96 70 118 1.77
PMD DX 210 174 86 60 104 1.59
PMD DX 250 213 69 49 84 1.39
Table 10: Derrick PMD HP screens.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
PWP HP 45 44 362 283 388 9.51
PWP HP 50 50 299 234 313 8.20
PWP HP 60 57 263 207 278 6.78
PWP HP 70 71 208 158 221 4.81
PWP HP 80 77 186 145 192 3.93
PWP HP 100 105 143 113 154 3.20
PWP HP 125 121 124 100 133 2.59
PWP HP 140 147 101 79 113 2.24
PWP HP 180 168 89 57 94 1.82
PWP HP 200 203 76 60 82 1.59
PWP HP 230 230 62 52 72 1.31
PWP HP 265 261 55 44 59 0.97
PWP HP 310 300 48 38 53 0.85
PWP HP 460 357 41 31 47 0.60
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.12 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Table 12: Southwestern (TBC replacement) screens for Thule VSM 100.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
52 49 311 222 344 4.65
84 70 212 N/A N/A 3.25
105 95 156 130 161 2.48
120 106 142 118 146 2.26
140 122 123 118 126 1.87
165 133 112 108 115 1.72
200 168 89 86 92 1.41
230 193 75 73 77 1.23
Table 13: BHX (blue hex) screens for Brandt ATL linear shakers.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
BHX 24 20 884 872 898 15.40
BHX 38 31 579 567 588 14.70
BHX 50 44 360 255 410 12.20
BHX 70 69 215 141 280 5.30
BHX 84 81 176 123 230 4.50
BHX 110 100 149 103 190 3.40
BHX 140 104 144 102 170 3.80
BHX 175 144 103 71 133 1.90
BHX 210 170 88 63 106 1.70
BHX 250 228 63 43 80 1.40
BHX 275 252 57 42 68 1.20
BHX 325 319 45 35 51 0.98
BHX 370 336 43 32 49 0.50
BHX 425 368 40 33 42 0.61
BHX 4750 N/A 28 21 32 0.15
Table 11: Thule TBC screens for VSM 100 shakers.
Screen Equivalent U.S. Cut Point (μ) Conductance
Designation Sieve (mesh) D50 D16 D84 (kD/mm)
TBC 52 49 311 222 344 3.99
TBC 84 70 212 N/A N/A 3.08
TBC 105 95 156 130 161 2.38
TBC 120 106 142 118 146 2.18
TBC 140 122 123 118 126 1.81
TBC 165 133 112 108 115 1.67
TBC 200 168 89 86 92 1.37
TBC 230 193 75 73 77 1.20
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Solids Control
Solids Control 8.13 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
WET CLASSIFICATION
Wet classification is the separation of
solids from a slurry according to particle
mass (size and density) by means
other than screening. All wet classifiers
separate solids based on the variables
described in Stokes’ law. Several
factors govern wet classification:
1. Coarser particles have a faster settling
rate than fine particles of the
same specific gravity.
2. High-gravity solids have a faster settling
rate than low-gravity solids of
the same size.
3. Settling rate becomes progressively
slower as the viscosity and/or density
of the mud increases.
Note: Frequently, centrifuges use
liquid dilution to reduce viscosity so
that smaller-size particles can be
removed. However, two points
should be considered:
a) There is a “critical dilution” point
where lowering the viscosity or density
with dilution no longer benefits
efficient separation.
b) Conversely, if insufficient dilution
is used, then the desired cut point
and efficient separation cannot be
achieved.
The wet-solids classifiers most commonly
used for solids removal from
drilling muds are hydroclones and
centrifuges. As mentioned earlier,
these devices perform according to
Stokes’ law with regard to density,
viscosity and G-force. They increase
the settling and processing rates by
increasing the G-force acting on the
solid particles. The G-force acting on a
solid is proportional to the (diameter
of circular motion) x (the square of
the rotating speed [RPM]) x (the mass
of the particle).
Pumps deliver mud to wet classifiers,
but centrifugal pumps are particularly
bad about causing solids to degrade in
size, thus aggravating the problem of
controlling colloidal solids. For this reason,
centrifugal pumps operating for
mixing hoppers and hydroclones
should be shut down when they are
not needed. Because centrifuges process
a smaller volume, it is possible to use
positive-displacement pumps, which
do not cause as much particle-size
degradation as centrifugal pumps.
A hydroclone is illustrated in Figure 6.
This device has no moving parts. As liquid
from a centrifugal pump enters on
the outside tangent of the funnelshaped
cone, the shape imparts a circular,
whirling motion to the fluid,
thereby increasing centrifugal force to
separate higher-mass particles at a high
processing rate. The hydroclone design
forces high-mass solids to be discharged
from the open bottom, while the majority
of the processed liquid flows back up
through the vortex finder at the top
to be retained. While it is difficult to
achieve a sharp cut point with hydroclones,
they are simple, rugged and
inexpensive to operate and have a
high-volume processing rate.
Centrifuges used in oilfield service are
usually decanting-type centrifuges, as
illustrated in Figure 11. These are highspeed,
rotating centrifuges that can
develop 600 to 800 or more “Gs” of separation
force. Their mechanical design
and ability to achieve centrifugal forces
well above 500 Gs enables them to give
a relatively sharp particle size cut. One
drawback of most decanting centrifuges
is their relatively low volumetric processing
rates (<40 gpm), since only a
small portion of the circulating volume
can be processed by a single unit.
By examining Figure 2, it is easy to
understand why it becomes impractical
to desand or desilt weighted muds
containing barite. Barite is a silt-size
material so that desilters or desanders
will discharge large volumes of this
valuable material. For desanders, the
median cut (depending on hydroclone
size) should be in the 45- to 74-micron
Wet
classification
is the
separation
of solids
from a
slurry…
…wet-solids
classifiers…
perform
according to
Stokes’ law
with regard
to density,
viscosity and
G-force.
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.14 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
range, while desilters may have a 15- to
35-micron cut. Since the median particle
size for barite often is in the 15- to
30-micron range, much of the barite
would be discarded along with the silt
or sand.
Note that barite recovery centrifuges
and microclones (small-diameter, highpressure
hydroclones) — cut at 7 to
9 microns D50 — will deliver efficient
barite recovery. However, unless they
are used in combination with other
properly selected and sized solidsremoval
equipment, undesirable
amounts of silt or sand may be
returned to the active system.
HYDROCLONES
Figure 6 is a cross-sectional diagram of
a hydroclone or “cyclone”-type centrifugal
separator. A centrifugal pump
feeds a high-volume mud through a tangential
opening into the large end of
the funnel-shaped hydroclone. When
the proper amount of head (pressure) is
used, this results in a whirling of the
fluid much like the motion of a water
spout, tornado or cyclone, expelling
wet, higher mass solids out the open
bottom while returning the liquid
through the top of the hydroclone.
Thus, all hydroclones operate in a similar
manner, whether they are used as
desanders, desilters or clay ejectors.
Head is related to pressure as follows:
Head (ft) = Pressure (psi)/[.052 x
mud weight (lb/gal)]
Many hydroclone devices (check with
the manufacturer) are designed for
about 75 ft of head at the inlet manifold.
Since mud weight is a factor in the
above equation, the pressure required
to produce the proper amount of head
will vary with mud weight. Head
should be measured at the manifold
inlet, since it will decrease between the
pump and the hydroclone manifold.
Inadequate head will result in smaller
volumes of mud being processed and a
larger-than-desired cut point. For example,
when the head is 45 ft instead of
75 ft, a 4-in. hydroclone will process
only 40 gpm instead of 50 gpm, and
the cut point will be 55 microns instead
of 15 microns. Excessive head also is
detrimental, with most solids carried
back into the mud system.
A short pipe called a “vortex finder”
extends into the hydroclone body from
the top. This forces the whirling stream
to start downward toward the small
end of the hydroclone body (“apex” or
“underflow”). Larger and/or heavier
particles are thrown outward toward
the wall of the hydroclone, while the
fluid with the finer, lighter particles
(which move outward more slowly)
all move toward the center within the
moving liquid. Since it is preferable to
retain most of the liquid and discharge
Figure 6: Hydroclone schematic.
Cleaned mud (overflow)
Mud inlet
Vortex finder
Apex
Wet cuttings discharge
…“vortex
finder”
extends into
the hydroclone
body from
the top.
Solids Control
Solids Control 8.15 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
only solids, the apex opening (bottom)
must be smaller than the vortex
opening. The larger particles and a
small amount of fluid will pass out of
the apex. The remainder of the fluid
and smaller particles will reverse direction
and pass upward inside the hydroclone
of fluid, leaving by way of the
vortex finder (overflow).
Figure 7 illustrates hydroclone applications.
When using hydroclones as
desanders or desilters, the underflow
from the apex containing coarse solids
is discarded and the overflow (effluent)
is returned to the active mud stream.
When used for barite recovery or to
eject clay, the hydroclones return the
underflow containing barite to the
active mud system and discard the
effluent containing clays and other
fine particles.
The size and number of hydroclones
required will vary, depending on the
application. Desanders usually are 6-in.
hydroclones or larger, with two 12-in.
hydroclones being common. Generally,
desilters use 4- to 6-in. hydroclones,
with 12 or more 4-in. hydroclones
being common. Clay ejectors or
microclones use 2-in. hydroclones,
with 20, 2-in. hydroclones being common.
Capacity is related to hydroclone
size, so more smaller hydroclones are
required for a given volume than larger
ones. An example of hydroclone removal
efficiency, showing the cut and D10 -
D50 - D90 values for typical 3-, 4- and
6-in. hydroclones, is depicted in
Figure 8.
Figure 7: Hydroclone applications.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Equivalent particle size diameter (μ)
D90 D90 D90 D90
D50
3" cone
4" cone
6" cone
4" cone
(rope discharge)
D10 D10 D10
D50 D50 D50
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Figure 8: Typical hydroclone performance.
The size and
number of
hydroclones
required
will vary…
API 200 mesh
“ideal cut”
Save
Desander
12-in.
Save
Desilter
4-in.
Discard
Microclone
2-in.
Discard Discard Save
Feed
Percentage removed
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.16 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
The hydroclone discharge, or underflow,
must be evaluated to ensure that
the hydroclone is operating efficiently.
The discharge should be in the form of
a fine spray, with a slight suction felt
at its center. Conversely, a “rope-type”
discharge with no air suction is not
desirable, since the cut point and
slope will be increased (see Figures 8
and 9). However, when drilling a largediameter
hole at high ROP, the feed
may become overloaded with solids
and result in a rope-type discharge. At
times, this may have to be tolerated,
since shutting the unit down would be
worse. If a hydroclone begins to exhibit
a rope-type discharge and the feed is
not overloaded, the feed pressure may
be improper or the hydroclone may
be worn out or plugged. With some
hydroclone types, it may be possible to
adjust apex size to produce a spray discharge.
If the feed pressure is in the
correct range and a rope-type discharge
cannot be corrected, the capacity of the
unit usually is too low for the drilling
conditions. A general guide to the
maintenance and trouble shooting of
desanders and desilters is included on
page 8.24.
DESANDERS
A desander is needed to prevent overload
on the desilters. Generally, a 6-in.
ID or larger hydroclone is used, with
a unit made up of two 12-in. hydroclones,
rated at 500 gpm per hydroclone,
being common. Large desander
hydroclones have the advantage of a
large volumetric capacity (flow rate)
per hydroclone, but have the disadvantage
of making wide particle-size
cuts in the 45- to 74-micron range.
To obtain efficient results, a desander
must be installed with the proper
“head” pressure.
DESILTERS
To achieve maximum efficiency and
prevent overloading the desilter, the
entire flow should be desanded before
being desilted. Generally, a 4-in. ID
hydroclone is used for desilting, with
a unit containing 12 or more 4-in.
hydroclones, rated at 75 gpm per
hydroclone, being common. The proper
volumetric capacity for desilters and
Figure 9a: Spray discharge and air suction.
Lowest wear
Highest efficiency
High wear
Low efficiency
Plugs easily
Clean
mud
out
Mud
and
solids
out
Mud in
Mud in
Open apex
Crowded apex
Air suction
Figure 9b: Rope discharge. No air suction.
Figure 9: Change from spray to rope underflow
with solids overloading.
A desander
is needed
to prevent
overload on
the desilters.
…the entire
flow should
be desanded
before being
desilted.
Solids Control
Solids Control 8.17 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
desanders should be equal to 125 to
150% of the circulation rate. Largediameter
wells with high circulation
rates require a greater number of
hydroclones. Desilter hydroclones
generally process a significant volume
of fluid and have a more-desirable narrow
cut-point, as depicted in Figure 8.
A well-designed and properly operated
4-in. hydroclone will have a D50 cut
point of 15 to 35 microns, with a D90
of around 40 microns. Since barite falls
into the same size range as silt, it also
will be separated from the mud system
by a desilter. For this reason, desilters
are rarely used on weighted muds above
12.5 lb/gal. Both desilters and desanders
are used primarily while drilling surface
hole and where unweighted,
low-density muds are used.
MUD CLEANERS
Basically, a mud cleaner is a desilter
mounted over a vibrating-screen shaker
— generally 12 or more 4-in. hydroclones
above a very fine-mesh screen,
high-energy shaker (see Figure 10).
A mud cleaner will remove sand-size
drill solids from the mud, yet retain
the barite. It first processes the mud
through the desilter, then screens the
discharge through a fine-mesh shaker.
The mud and solids that pass through
the screen (cut size depending on screen
mesh) are saved; the larger solids
retained on the screen are discarded.
By API specifications, 97% of barite
particles are less than 74 microns in
size; therefore, most of the barite will
be discharged by the hydroclones and
will pass through the screen and be
returned to the system. A mud cleaner,
in effect, desands a weighted mud and
is a backup to the shale shakers. Mud
cleaner screens vary in size from 120
to 325 mesh. For a mud cleaner to be
an effective solids-control device, the
screen size must be finer than the
screen size on the shale shakers.
Although drill solids removal and
barite recovery are the most common
uses for the mud cleaner, the salvage of
expensive liquid phases (synthetics, oils,
saturated salt, KCl, etc.) together with
barite, will reduce mud costs. Also, the
material discarded from the vibrating
screen is notably drier, so in many
cases, the decreased volume and dryness
of the waste material lowers disposal
costs. Unless the mud cleaner is
discharging a significant amount of
solids, the centrifugal pump feeding the
desilter will be causing detrimental particle-
size degradation. If fine-mesh shale
shaker screens of 200 mesh or less are
operating properly and no mud is
bypassing the shakers, a mud cleaner
may not be of any additional value.
CENTRIFUGES
As with hydroclones, decanting-type
centrifuges increase the forces causing
separation of the solids by increasing
centrifugal force. The decanting centrifuge
(see Figure 11) consists of a
conical, horizontal steel bowl rotating
at a high speed, with a screw-shaped
conveyor inside. This conveyor rotates
in the same direction as the outer
bowl, but at a slightly slower speed.
The high rotating speed forces the
solids to the inside wall of the bowl
and the conveyor pushes them to the
end for discharge.
Whole mud is pumped into the hollow
spindle of the conveyor, where it
is thrown outward into an annular
ring of mud called the “pond.” The
Figure 10: Schematic of a mud cleaner.
A mud
cleaner,
in effect,
desands a
weighted
mud.
…decantingtype
centrifuges
increase the
forces causing
separation of
the solids… Overflow
(cleaned mud)
Fine mesh screen
Desilting
hydrocyclone
Liquid, fines, most barite
Discard
(sand, some
silt
and
some
barite)
Feed
Return
to pits
level of this pond is determined by the
height of the liquid-discharge ports at
the large, flanged end of the bowl. The
slurry then flows toward the ports
through two channels formed by the
conveyor blades, since solids pack
against the inner wall of the bowl. As
these particles pack against the wall,
the conveyor blades push them along
toward the small end of the bowl.
They emerge from the pond across
the tapered dry area (the beach), where
they are stripped of all free liquid, then
conveyed out the discharge ports at
the small end of the centrifuge.
Centrifuges are capable of making a
sharp cut point. The ideal cut point is
the particle size at which all larger particles
are separated and all finer particles
are retained. This is, however, not possible,
so the actual stated percent of cutpoint
(D number) should be included
when comparing centrifuge performance
characteristics. A D95 indicates that
based on weight, 95% of all particles
larger than the D95 micron size are
removed. Manufacturers use various D
numbers, including D50, D84, D90 and
D95. Also, in a weighted drilling mud
with solids of mixed specific gravity, the
cut point may refer only to the particles
of higher specific gravity (barite, for
example). Therefore, the cut point for
low-SG solids (clays and shale) may be
1.5 times the rated number.
An important aspect of centrifuge
operation is the dilution of the slurry
being fed into the unit. The purpose of
this dilution is to reduce the feed viscosity
to maintain the device’s separation
efficiency. Generally, the higher
the base mud viscosity, the more dilution
needed (2 to 4 gpm of water is not
uncommon). For efficient centrifuge
operation, the effluent viscosity should
be 35 to 37 sec/qt. If the viscosity is
above 37 sec/qt, the slower settling rate
lowers efficiency. If the viscosity is much
below 35 sec/qt, too much water is
being added. This will cause turbulence
inside the bowl, reducing its efficiency.
Manufacturers’ recommendations
concerning mud feed rates and bowl
speed should be followed closely.
The accumulation of fine drill solids
will increase viscosity and gel strengths,
indicating the need for a centrifuge.
However, using a centrifuge will discard
some beneficial mud additives (solids)
like bentonite and lignite. If treatments
are not adjusted to account for this
loss, mud properties may be compromised,
increasing the potential for
drilling problems such as differential
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.18 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Figure 11: Cross section of a decanting centrifuge.
An important
aspect of
centrifuge
operation is
the dilution
of the slurry…
Liquid return to active Pool Beach Solids discharge
Whole
mud
feed
Liquid zone Drying zone
…using a
centrifuge
will discard
some
beneficial
mud
additives…
Solids Control
Solids Control 8.19 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
pipe sticking. Therefore, when a centrifuge
is being used, bentonite and
other treatments must be increased
to maintain good filter-cake quality.
Using a centrifuge does not eliminate
the need for periodic dilution as 100%
solids-control efficiency is impossible.
Dilution and treatments should be used
to maintain the desirable properties of
the mud system.
CENTRIFUGE APPLICATIONS
In weighted drilling fluids, a centrifuge
is normally used for barite recovery. The
centrifuge is arranged to separate mostly
barite, returning it to the system, while
discarding the liquid phase containing
the detrimental fine and colloidal solids.
The discarded liquid volume is replaced
with liquid dilution or new volume.
Due to the low capacity of most centrifuges,
only a small portion of the circulating
volume is processed, so dilution
and treatments can be adjusted to
maintain chemical concentrations
and satisfactory properties.
In unweighted drilling fluids, a centrifuge
is normally used for liquid
recovery. The centrifuge is arranged to
separate and discard silt-size solids and
return the liquid phase to the system.
The centrifuge solids discharge is basically
dry solids with little free water,
unlike the wet discharge from hydrocyclones.
The cleaned liquid phase
still contains some ultra-fine and
colloidal-size solids, but many situations
benefit from the additional
solids removal. The applications for
unweighted muds include: fluids with
an expensive liquid phase (oil-base,
synthetic, saturated salt, etc.) and
where drilling waste disposal is expensive,
such as at zero-discharge drill
sites, where wastes must be collected
and disposed of elsewhere.
Another application of a centrifuge
is processing underflow from hydroclone
units like desilters or clay ejectors.
Hydrocyclones are designed to
process the full flow of a mud system,
while a centrifuge can handle only
partial flow. By having the centrifuge
process the underflow of the hydrocyclones,
it is cleaning more of the system
volume than it could process
directly. In this application, the centrifuge
also dries out the normally wet
discharge from the hydroclones, discharging
basically dry solids while
retaining the liquid. This is beneficial
when the liquid phase of the mud is
very expensive or when waste discharge
needs to be kept at a minimum.
Dual centrifuges are incorporated
in closed-loop systems. The first centrifuge
is operated as a barite recovery
unit; the second, operated at higher
G-force (RPM), processes the effluent
from the barite recovery centrifuge,
returning the liquid to the mud system
and discarding the solids. Dual
centrifuges are used commonly with
oil-base mud systems. When used
with water-base muds, a flocculant is
sometimes added to the effluent of
the first centrifuge to improve solids
separation in the second centrifuge.
Centrifuges also are used for mud
“dewatering,” in which whole mud is
treated to form dry solids for disposal
and clear water for recycling. For this
application, the solids content of the
mud is brought to a very low level.
Then, chemicals are added to encourage
the particles to coagulate and flocculate.
Once the fluid is properly treated, it can
be processed through a centrifuge, with
mostly dry solids and water being
recovered. Normally, dewatering applications
require special metering pumps
and processing equipment, as well as
experienced personnel.
Reduction of mud costs, without
sacrificing control of essential mud
properties, is the main purpose of, and
justification for, using a decanting centrifuge.
Although it helps control undesirable
fine solids, the centrifuge’s
Dual
centrifuges are
incorporated
in closed-loop
systems.
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.20 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
principal function is to minimize dilution
and maintain acceptable properties
in the mud system (see Guidelines for
Proper Operation of Decanting
Centrifuges page 8.25).
Correct
rig-up is
essential
to getting
maximum
separation
efficiency…
…a sand trap
can catch
the larger
particles
that would
plug or
damage…
Correct rig-up is essential to getting
maximum separation efficiency from
solids-removal equipment. The mechanical
equipment usually is set up in a
descending order, based on the particle
size that it will remove. Although a
degasser, or mud-gas separator, is technically
not a solids-removal device, it
should always be located immediately
after the shale shakers, because centrifugal
pumps and solids-control equipment
do not operate efficiently with
gas-cut mud.
A “sand trap” is a settling pit that is
beneficial to a marginal mud-cleaning
system. Located under or directly after
the shale shaker, a sand trap can catch
the larger particles that would plug or
damage downstream equipment if a
screen develops a hole or if the shaker
is bypassed. Gravity is the force acting
on the particles, so this compartment
should never be stirred or used as a
suction or discharge for hydroclones.
This type of trap also is essential in
maintaining a minimum-solids mud
system.
Other guidelines also can help
improve solids-control efficiency.
Some of them are:
1. Never use the same feed pump for
different types of solids-control
equipment (desander, desilter, mud
cleaner, centrifuge). Doing so will
either bypass equipment with part
of the fluid or place too great a load
on specific parts of the equipment.
2. Never discharge into the same pit
where the feed is located. This will
allow a significant part of the flow
to bypass the solids-control equipment
without being treated.
3. Never take the feed from downstream
of the discharge. This also allows a
significant part of the flow to bypass
the solids-control equipment.
4. Size desanders and desilters so there
will be a “backflow” from the downstream
pit compartment to the feed
compartment. This will ensure 100%
processing of the total flow.
5. Never take a solids-control equipment
feed from the mixing pit. This will
remove the mud chemicals being
added. This happens most frequently
on rigs where the centrifugal pump
for the mud hopper is being used to
feed the solids-control equipment.
Figures 12 through 16 show typical
rig-ups of most solids-control equipment.
Each pit (with the exception
of the sand trap) is assumed to be
thoroughly mixed by blade-type
pit mixers.
Rig-Ups
Solids Control
Solids Control 8.21 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
Figure 12: Basic system unweighted mud.
Figure 13: Unweighted mud with degasser.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Flow line Mud pump suction
Hopper
Pump
Pump Pump Pump
Pump Pump
Discard
Desander suction
Desander
Desilter
suction
Underflow Underflow
Overflow
Underflow
Hopper
suction
Desilter
Discard
Flow line Degasser Pump suction
Hopper
Sand trap
Desander
suction
Desander Desilter
Desilter
suction
Hopper
suction
Underflow Underflow
Overflow
Underflow
*Overflow when degassing, underflow when not degassing.
*
Degasser
suction
Sand trap
Shale
shakers
Shale
shakers
Discard
Discard
Discard Discard
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.22 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Figure 14: Unweighted mud with centrifuge.
Figure 15: Weighted mud with mud cleaner and centrifuge.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Flow line Degasser Pump suction
Hopper
Desander
suction
Desilter
suction
Centrifuge
suction
Centrifuge Liquid
returns
Desander Desilter
Underflow Underflow
Overflow
Pump
Pump
Pump
Pump Pump
Underflow
Underflow Underflow
Overflow
Underflow
Screen
*Overflow when degassing, underflow when not degassing.
Flow line Degasser Pump suction
Hopper
Sand trap
Mud
cleaner
suction
Centrifuge
suction
Degasser
suction
*Overflow when degassing, underflow when not degassing.
*
Degasser
suction
Shale
shakers
Discard
Shale
shakers
Discard
Sand trap
Discard Discard Dry solids discard
Centrifuge Liquid
returns
Mud cleaner
Pump Pump
Coarse solids discarded
Screened liquid
returned
Dry solids discard
*
Solids Control
Solids Control 8.23 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
11. Mount and operate the shaker in
a level condition. Both the solids
and volume capacities will be
reduced if a shaker is not level.
12. Provide the proper voltage and
frequency. Low voltage reduces
motor life. Low frequency reduces
the vibrating motion and capacity.
13. Be certain the vibrator is rotating
in the proper direction, for
proper solids discharge. The top
of the shaft should rotate toward
the solids discharge end.
14. Install the proper screen support
cushions in accordance with the
manufacturer’s directions. Screens
that rub against steel rapidly wear
out. The hardness of the rubber is
critical for properly seated screens.
15. Take special care to tension screens
properly in accordance with the
manufacturer’s recommendations.
If screens are improperly tensioned,
their life will be reduced.
16. Screens should be sized such
that mud will cover 75 to 80%
of the area. This permits using the
capacity of the shaker with some
provision for handling surges.
17. With multiple deck shakers, the
proper combination of screen
sizes should be used. On divided
multiple screen deck shakers, the
same screen size should be used
on all panels.
18. A water (or oil) hose should be
provided to wash down the
screens. All screens blind and plug
to a certain degree. Mud left on the
screens during trips will temporarily
plug the screen openings. When
circulation is stopped prior to a
trip, the screens should be washed.
19. A water (or oil) spray is occasionally
used on the shaker screens to
assist the removal of wet, gummy
particles (gumbo) off the screen.
It should never be used continually.
Guidelines for Proper Operation of Shale Shakers
Figure 16: Weighted mud centrifuging underflow from hydroclones.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Flow line Degasser Pump suction
Hopper
Sand trap
Desilter
suction
Desilter Centrifuge
Underflow Underflow
Overflow
Underflow
*Overflow when degassing, underflow when not degassing.
*
Degasser
suction
Shale
shakers
Discard
Liquid
returns
Pump Pump
Pump
Holding
tank
Dry solids discard
Solids Control
CHAPTER
8
Solids Control 8.24 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
The water spray dilutes the mud
and washes smaller particles
through the screen that would
have otherwise adhered (piggybacked)
to larger particles being
removed at the shaker.
10. Never bypass the screens, even during
a trip, unless lost-circulation
material is in the mud. A bypassed
shaker rapidly fills the sand trap and
removes the backup capacity for
large solids. Downstream solids
removal equipment will not properly
operate if large solids are circulated
past the shaker. Bypassing a shale
shaker will cause desander and desilter
plugging. Mud brought from
another location should only be
added to the active mud system
through the shale shaker.
11. Wash and monitor shaker screens
on connections. Screens with
holes or tears should be replaced
immediately when detected.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Maintenance and Trouble Shooting of
Desanders and Desilters
(IMPROPER OPERATION AND
PROBABLE CAUSES)
1. No wet solids discharge at the
apex (bottom)
a) Bottom opening (apex) plugged.
Turn unit off. Loosen bottom
adjustment. Push a rod up through
the bottom opening to break up
dried or caked mud. If this is not
successful, remove top of hydroclone
and take out object plugging
apex. Make sure the shale shaker is
not bypassed. Re-adjust bottom
and replace top of hydroclone.
b) Feed pressure (head) too high.
Adjust to proper head pressure, or
75±5 ft, using accurate pressure
gauge.
c) Mud cleaned of all particles
hydroclones can remove. If drilling
is very slow or if the unit is
running during a trip, removal can
approach zero at the underflow
and unit should be shut down and
run only periodically.
d) Worn inlet nozzle, vortex finder
or hydroclone ID. Remove hydroclone
and inspect for excessive
wear. Replace hydroclone if there
is any question as to its condition.
e) Hydroclone improperly installed.
Remove and inspect hydroclone
and re-install according to manufacturers’
instructions.
2. Flooding liquid out of apex
(bottom)
a) Feed pressure (head) too low.
Check pump suction for restrictions,
inadequate liquid level for
pump suction or air entering suction.
Check pump impeller blades
for wear and proper size. Check
pump discharge for correct manifold
routing to only one hydroclone
solids-control unit. Check
condition of pump packing and
alignment-clearance of pump
impeller. Be sure the pump suction
compartment is bottom-equalized
to the overflow discharge compartment
downstream.
b) Hydroclone inlet plugged resulting
in inadequate feed pressure.
Remove hydroclone and inspect,
removing any objects plugging
inlet. If feed plugging occurs frequently,
carefully inspect shale
shaker for bypassing cuttings and
shaker screens for holes/tears.
Install a suction screen on the
Solids Control
Solids Control 8.25 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
8
b) centrifugal pump. Do not bypass
the shale shaker.
c) Vortex finder plugged, resulting
in back-pressure on hydroclone.
Remove hydroclone and inspect,
removing any objects plugging
vortex tube. If feed plugging occurs
frequently, carefully inspect shale
shaker for bypassing cuttings and
shaker screens for holes/tears.
Install a suction screen on the centrifugal
pump. Do not bypass the
shale shaker.
d) Worn inlet nozzle, vortex finder
or hydroclone ID. Remove hydroclone
and inspect for excessive
wear. Replace hydroclone if there
is any question as to hydroclone
condition.
e) Hydroclone improperly installed.
Remove and inspect hydroclone
and re-install according to manufacturers’
instructions.
3. Hydroclones plugging
a) Feed header (feeding hydroclone
inlets) plugged. Stop feed
pump, remove the blind victaulic
cap from the inlet header end
and remove obstruction. Replace
the blind cap and restart pump
after checking suction screen. Do
not bypass shale shaker.
b) Hydroclone overloaded (roping).
More solids-control capacity
needed. Solids removal system
cannot handle excessive drilling
rates and/or solids loading.
4. Inlet head fluctuating
a) Restricted pump suction. Check
for plugging, gas-cut mud or foam
at the pump suction. Inspect general
condition of pump and piping.
Guidelines for Proper Operation of Decanting Centrifuges
1. Do not operate the centrifuge without
the rotating assembly shroud
and belt guards fastened in place.
2. Rotate the bowl by hand first to
ensure “free” (no drag) movement.
3. Do not operate if unusual noise or
vibration develops; lube bearings per
supplier’s recommendation (typically
every 8 hours of operation).
4. Allow the unit to attain desired
rotational speed prior to starting
the feed pump.
5. Do not overfeed (“crowd”) the
centrifuge.
Symptoms:
• Safety torque coupling frequently
disengages.
• Unit packs off rapidly.
• “Excessive” amount of weight
material in the overflow.
• “Wet” solids discard from unit.
16. Heavily weighted and viscous fluids
require lower feed rates and
higher dilution rates.
17. Ensure proper agitation is available
at the centrifuge pump suction
and in the barite return tank.
18. Remember to turn off the dilution
liquid after the centrifuge has been
shut down.
19. Review start up and shut down
procedures; if inadequate, notify
supplier.
10. If a problem develops that is not
understood, call a centrifuge technician
before attempting to repair.


 
 
HYDRO-ZAN T
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:٤٤ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

HYDRO-ZAN T Product Data Sheet
5th Floor, Wisma Chase Perdana, Off Jalan Semantan, Damansara Heights,
50490 Kuala Lumpur, Malaysia. Telephone: 603-2080-5080 / 7490-5080
Page 1 of 1
HYDRO-ZAN T is a technical grade non dispersible high molecular weight biopolymer used for increasing the rheological parameters in water-based drilling fluids. Small quantities provide excellent viscosity for suspending weighting material for all water-based drilling fluids systems. HYDRO-ZAN T produces a fluid that is highly shear-thinning and develops a true gel structure.
COMMON NAME
Xanthan Gum
SOLUBILITY IN WATER
Soluble
APPEARANCE
Powder
SPECIFIC GRAVITY
1.5 -1.7
COLOUR
Cream to tan
HYDRO-ZAN T provides an optimised rheological profile with elevated low-shear-rate viscosity (LSRV) and shear thinning characteristics with low “n” values. This results in fluids with inverted flow properties, low effective viscosity for minimal pressure losses and standpipe pressure. HYDRO-ZAN T delivers optimum hydraulics with maximised rates of penetration and at the low-shear-rate experienced in the annulus enables the fluid to have a high effective viscosity for adequately cleaning of the well and suspend cuttings.
􀂾 Effective viscosifier.
􀂾 Provides shear-thinning rheology for improved hydraulics.
􀂾 Easy to mix.
􀂾 Viscous laminar flow in the annulus for improved well-bore stability with maximum hole-cleaning and suspension capacity.
The normal application is from 0.25 - 2.5 lb/bbl (0.71 – 7.1 kg/m3). For special applications, such as difficult hole cleaning, concentrations of up to 4 lb/bbl (11.4 kg/m3) may be required.
􀂾 Effective up to 250 0F (121 0C). Above this temperature include oxygen scavengers in the formulation.
􀂾 Efficacy is reduced in high salinity environments.
􀂾 Needs shear and temperature to fully yield.
􀂾 Subject to bacterial degradation – use of a biocide is recommended
Consult MSDS before use and use personal protective equipment as advised.
HYDRO-ZAN T is packaged in 25 kg (55.1 lb) multi-wall, paper sacks. Store in a dry location away from sources of heat or ignition.


 
 
HYDRO-ZAN TRD
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:٤٠ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

HYDRO-ZAN TRD Product Data Sheet
5th Floor, Wisma Chase Perdana, Off Jalan Semantan, Damansara Heights,
50490 Kuala Lumpur, Malaysia. Telephone: 603-2080-5080 / 7490-5080
Page 1 of 1
HYDRO-ZAN TRD is a readily dispersible technical grade biopolymer used for increasing the rheological parameters in water-based drilling fluids. Small quantities provide excellent viscosity for suspending weighting material for all water-based drilling fluids systems. HYDRO-ZAN TRD has the unique ability to produce a fluid that is highly shear-thinning and develops a true gel structure.
COMMON NAME
Xanthan Gum
SOLUBILITY IN WATER
Soluble
APPEARANCE
Powder
SPECIFIC GRAVITY
1.5 -1.7
COLOUR
Cream to tan
HYDRO-ZAN TRD provides an optimised rheological profile with elevated low-shear-rate viscosity (LSRV) and shear thinning characteristics with low “n” values. This results in fluids with inverted flow properties, low effective viscosity for minimal pressure losses and standpipe pressure. HYDRO-ZAN TRD delivers optimum hydraulics with maximised rates of penetration and at the low-shear-rate experienced in the annulus enables the fluid to have a high effective viscosity for adequately cleaning of the well and suspend cuttings.
􀂾 Effective viscosifier.
􀂾 Readily dispersible for quick mixing and where nixing facilities are poor.
􀂾 Provides shear-thinning rheology for improved hydraulics.
􀂾 Easy to mix.
􀂾 Viscous laminar flow in the annulus for improved well-bore stability with maximum hole-cleaning and suspension capacity.
The normal application is from 0.25 - 2.0 lb/bbl (0.71 – 5.7 kg/m3). For special applications, such as difficult hole cleaning may require up to 4 lb/bbl (11.4 kg/m3).
􀂾 Effective up to 250 0F (121 0C). Above this temperature include oxygen scavengers in the formulation.
􀂾 Efficacy is reduced in high salinity environments.
􀂾 Needs shear and temperature to fully yield.
􀂾 Subject to bacterial degradation – use of a biocide is recommended
Consult MSDS before use and use personal protective equipment as advised.
HYDRO-ZAN TRD is packaged in 25 kg (55.1 lb) multi-wall, paper sacks. Store in a dry location away from sources of heat or ignition.


 
 
OPTA-ZAN
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:۳٦ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

OPTA-ZAN Product Data Sheet
5th Floor, Wisma Chase Perdana, Off Jalan Semantan, Damansara Heights,
50490 Kuala Lumpur, Malaysia. Telephone: 603-2080-5080 / 7490-5080
Page 1 of 1
OPTA-ZAN is a high purity xanthan gum specifically formulated to be used in the OPTA-FLO - DRILL-IN fluid as a viscosifier. Small quantities provide viscosity and weight material suspension for all water-based drilling fluids systems. OPTA-ZAN has the unique ability to produce a fluid that is highly shear-thinning and develops a true gel structure.
COMMON NAME
Clarified Xanthan Gum
CHEMICAL FORMULA
Proprietary
APPEARANCE
Powder
SOLUBILITY IN WATER
Soluble
COLOUR
Cream to tan
SPECIFIC GRAVITY
1.5 -1.7
OPTA-ZAN is used to increase viscosity for cuttings transport and suspension. It provides an optimized rheology profile with elevated low-shear-rate viscosity (LSRV) and shear thinning characteristics with low “n” values which results in fluids with inverted flow properties, low effective viscosity for minimal pressure losses and standpipe pressure allows optimum hydraulics and maximized rates of penetration. Conversely, at the low-shear-rate experienced in the annulus, OPTA-ZAN enables the fluid to have a high effective viscosity for adequately cleaning the well and suspend cuttings.
As a clarified product OPTA-ZAN minimises formation damage.
􀂾 Highly effective viscosifier.
􀂾 Provides shear-thinning rheology for improved hydraulics.
􀂾 Easy to mix.
􀂾 Viscous laminar flow in the annulus for improved wellbore stability with maximum hole-cleaning and suspension capacity.
􀂾 Non damaging clarified xanthan gum.
The normal application is 0.25 - 2.0 lb/bbl (0.7 - – 5.7 kg/m3). For special applications such as high viscosity pills for hole cleaning sweeps up to 4 lb/bbl (11.4 kg/m3)may be required.
􀂾 Effective up to 275 0F (135 0C). Above this temperature include oxygen scavengers in the formulation.
􀂾 Efficacy is reduced in high salinity environments.
􀂾 Needs shear and temperature to fully yield.
Consult MSDS before use and use personal protective equipment as advised.
OPTA-ZAN is packaged in 25 kg (55 lb) or 50 lb (22.7 kg) multi-wall, paper sacks. Store in a dry location away from sources of heat or ignition.


 
 
Polymer Chemistry and Applications
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:٢٠ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

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-1 / Revision Date: 02·28·01
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-SALE has greater tolerance
to hardness and a slightly higher
temperature stability than MY-LO-JELE. 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-1 / Revision Date: 02·28·01
They are natural biodegrading materials
that must be preserved with a biocide
when used in drilling fluids. POLY-SALE
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-1 / Revision Date: 02·28·01
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
“reservoir 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 acidsoluble
materials like CaCO3. FLO-VIST
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
Modified
natural
polymers
are very
common
in drilling
fluids.
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.6 Revision No: A-1 / Revision Date: 02·28·01
polyion has charges that repeat along
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-1 / Revision Date: 02·28·01
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 R 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.
POLYPACT R 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 R is a
high-quality
polyanionic
cellulose.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.10 Revision No: A-1 / Revision Date: 02·28·01
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.
THERMPACT 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.
THERMPACT 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-1 / Revision Date: 02·28·01
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-TROL.T 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-TROLT is compatible with
most makeup brines including seawater,
NaCl, KCl, CaCl2, NaBr, CaBr2 and
formate brines. It does not require a
bactericide.
FLO-TROLT has unique viscosifying
characteristics that make it suitable
for “reservoir drill-in” fluid applications.
Unlike PAC products, FLO-TROLT
contributes to LSRV. It works synergistically
with FLO-VIST to increase Low-
Shear-Rate Viscosity (LSRV).
Recommended FLO-TROLT concentrations
are 2 to 4 lb/bbl for most applications,
although higher concentrations
are used to achieve lower filtration
rates. Temperature stability for FLO-TROLT
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-RexE 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-RexE 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-RexE contains
more soluble calcium than the same
lime-base system without Mor-Rex.E It
is thought that the additional Ca2+ provides
additional inhibition benefits.
Functionally, Mor-RexE acts as a
deflocculant, which is consistent with
its size and anionic character. Typical
concentrations for Mor-RexE in a lime/
Mor-RexE 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-TROLT
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-1 / Revision Date: 02·28·01
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.
TACKLET 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.
TACKLET is an
example of a
copolymer.
SPA
Polymer Chemistry and Applications
CHAPTER
6
Polymer Chemistry and Applications 6.14 Revision No: A-1 / Revision Date: 02·28·01
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,T 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,T 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-101T is most often used in lowsolids,
non-dispersed systems and
other polymer systems like PHPA. In
addition to providing fluid-loss control,
SP-101T has a stabilizing effect on
drilled cuttings. SP-101T attaches to clay
particles and provides some encapsulation
of the drilled cuttings. Sometimes,
a viscosity hump is seen when SP-101T 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-101T is an effective deflocculant,
especially in high-temperature
applications and polymer applications.
While SP-101T does not provide the
immediate thinning effect that is seen
with TACKLE,T it provides stabilization of
the rheological properties when the
concentration exceeds 1 lb/bbl. SP-101T
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
TACKLET…is
more functional
in
seawater
than lowmolecularweight
SPA.
…SP-101T
has a
stabilizing
effect on
drilled
cuttings.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.15 Revision No: A-1 / Revision Date: 02·28·01
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-PLUST 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-1 / Revision Date: 02·28·01
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 FLOXITE 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 FLOXITE 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 FLOXITE 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.T AMPS is used in
the preparation of TACKLET 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
PHPA also
can be used
as a
flocculant.
Polymer Chemistry and Applications
Polymer Chemistry and Applications 6.19 Revision No: A-1 / Revision Date: 02·28·01
CHAPTER
6
extended period of time. It has the effect
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.
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.


 
 
CMC LV
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:۱٢ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

CMC LV Product Data Sheet
5th Floor, Wisma Chase Perdana, Off Jalan Semantan, Damansara Heights,
50490 Kuala Lumpur, Malaysia. Telephone: 603-2080-5080 / 7490-5080
Page 1 of 1
CMC LV is a technical grade carboxymethylcellulose used as a fluid loss controller in water based drilling fluids. CMC LV complies with API specification 13 A / ISO 13500 for CMC LV
COMMON NAME
CMC LV
SOLUBILITY IN WATER @ 20 0C
Soluble
APPEARANCE
Granules, off white powder
SG
1.5 - 1.7
CMC LV is used as a fluid loss reducer in freshwater and brackish water systems. CMC LV can be used in chloride systems to saturation but is most effective when the salinity is below 50,000 mg/l.
􀂾 Cost effective provider of filtration control.
􀂾 Effective in pH-range 6 – 9.
􀂾 Non-Toxic.
􀂾 Effective in low concentrations.
􀂾 Not subjected to bacterial fermentation.
􀂾 Treatments for freshwater and seawater fluids are generally 0.5 - 4.0 lb/bbl (2.85 – 11.4 kg/m3) but may require as high as 10 lb/bbl (28.5 kg/m3) in saturated salt systems.
􀂾 Rapidly losses effectiveness with increases in salinity.
􀂾 Temperature limit of 225 - 250 0F (107 - 121 0C).
Consult MSDS before use and use personal protective equipment as advised.
CMC LV is available in 25 kg polyethylene bags. All materials should be stored in a dry well ventilated area.


 
 
CMC EHV
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:٠٩ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

CMC EHV Product Data Sheet
5th Floor, Wisma Chase Perdana, Off Jalan Semantan, Damansara Heights,
50490 Kuala Lumpur, Malaysia. Telephone: 603-2080-5080 / 7490-5080
Page 1 of 1
CMC EHV is a technical grade carboxymethylcellulose used to provide viscosity in water based drilling fluids.
COMMON NAME
CMC EHV
SOLUBILITY IN WATER @ 20 0C
Soluble
APPEARANCE
Granules, off white powder
SG
1.5 - 1.7
CMC EHV is primarily used as viscosifier in freshwater and brackish water systems during surface and intermediate drilling. CMC EHV will also reduce the fluid loss.
􀂾 Cost effective viscosifier.
􀂾 Non-Toxic.
􀂾 Effective in low concentrations.
􀂾 Not subjected to bacterial fermentation.
􀂾 Treatments for freshwater and seawater fluids are generally 0.5 - 4.0 lb/bbl (2.85 – 11.4 kg/m3). Actual concentrations required will depend on the type of mud system, salinity, temperature and properties desired.
􀂾 Rapidly losses effectiveness with increase in salinity.
􀂾 Temperature limit of @ 225 - 250 0F (107 - 121 0C).
Consult MSDS before use and use personal protective equipment as advised.
CMC EHV is available in 25 kg (55 lb) polyethylene bags. All materials are stored in a dry well ventilated area.


 
 
CMC HV Product Data Sheet
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱٢:٠٥ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

CMC HV Product Data Sheet
5th Floor, Wisma Chase Perdana, Off Jalan Semantan, Damansara Heights,
50490 Kuala Lumpur, Malaysia. Telephone: 603-2080-5080 / 7490-5080
Page 1 of 1
CMC HV is a technical grade carboxymethylcellulose used to provide viscosity and fluid loss control in water based drilling fluids. CMC HV complies with API specification 13 A / ISO 13500 for CMC HV.
COMMON NAME
CMC HV
SOLUBILITY IN WATER @ 20 0C
Soluble
APPEARANCE
Granules, off white powder
SG
1.5 - 1.7
CMC HV is used as a fluid loss reducer and viscosifier in freshwater and brackish water systems. CMC HV can be used in chloride systems to saturation but is most effective when the salinity is below 50,000 mg/l.
􀂾 Cost effective provider of filtration control.
􀂾 Effective in pH-range 6 – 9.
􀂾 Non-Toxic.
􀂾 Effective in low concentrations.
􀂾 Not subjected to bacterial fermentation.
􀂾 Treatments for freshwater and seawater fluids are generally 0.5 - 4.0 lb/bbl (2.85 – 11.4 kg/m3). Actual concentrations required will depend on the type of mud system, salinity, temperature and properties desired.
􀂾 Rapidly losses effectiveness with increase in salinity.
􀂾 Temperature limit of @ 225 - 250 0F (107 - 121 0C).
Consult MSDS before use and use personal protective equipment as advised.
CMC HV is available in 25 kg (55 lb) polyethylene bags. All materials are stored in a dry well ventilated area.


 
 
Cementing Techniques
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۱۱:٥٧ ‎ق.ظ روز ۱۳٩٤/٧/٥
 

Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Chapter 8 – Cement and Cementing Techniques
Table of Contents
8.1 Cement and Cementing Techniques..............................................8-1
8.2 Composition and Properties Of Cement........................................8-1
8.2.1 Basic Composition......................................................................8-1
8.3 Cement Properties...........................................................................8-3
8.3.1 Slurry Density..............................................................................8-3
8.3.2 Thickening Time..........................................................................8-3
8.3.3 Pumpability.................................................................................8-4
8.3.4 Compressive Strength.................................................................8-4
8.3.5 Permeability................................................................................8-4
8.3.6 Water or Fluid Loss.....................................................................8-4
8.3.7 Expansion...................................................................................8-5
8.3.8 Corrosion Resistance..................................................................8-5
8.4 Cement Additives.............................................................................8-5
8.4.1 Lightweight Additives..................................................................8-6
8.4.2 Heavy Weight Additives..............................................................8-7
8.4.3 Accelerators For Cement Slurries...............................................8-7
8.4.4 Retarders for Cement Slurries....................................................8-9
8.4.5 Low Water Loss Control Additives............................................8-10
8.4.6 Lost Circulation Additives..........................................................8-11
8.5 Special Cements............................................................................8-12
8.5.1 'Gunk'........................................................................................8-12
8.5.2 Silica Flour Cement...................................................................8-12
8.5.3 Resin Cement...........................................................................8-12
8.5.4 Latex Cement............................................................................8-12
8.5.5 Sodium Chromate-Para Formaldehyde.....................................8-12
8.6 Cementing Techniques..................................................................8-13
8.6.1 Single Stage/Two Plug Casing Cementation............................8-13
8.6.2 Two Stage Cementation............................................................8-19
8.6.3 Inner String Cementing for Large Diameter Casing..................8-22
8.6.4 Liner Cementations...................................................................8-24
8.6.5 Subsea 2 Plug Cementing System............................................8-26 CHAPTER 8
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
CHAPTER 8
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Chapter 8 – Cement and Cementing Techniques
8.1 Cement and Cementing Techniques
The reasons for running casing were discussed in section 7, however it is usually only able to perform those functions if it fills the annular void and preferably is bonded to the formation. The reasons for cementing the anulus between the casing and the formation are:
(1) Provides vertical and radial support for the casing.
(2) The well is totally controlled and hence drilling ahead can resume.
(3) Protects the casing against corrosion, e.g. from sour formation water.
(4) Isolates porous formations.
(5) Permits zonal treatment, stimulation and production.
Cement fulfils these above requirements as it is:
(a) Relatively strong and resistant.
(b) Cheap.
(c) Reasonably chemically inert.
(d) Flexible in formulation for specific applications through the use of additives.
8.2 Composition and Properties Of Cement
8.2.1 Basic Composition
Oilwell cement is manufactured by grinding and then firing in a rotary kiln, a mixture of limestone and clay or shale, i.e. the basic constituents are silica, lime, alumina and iron. In the final stages some gypsum is added to control the setting properties.
The four major chemical compounds in the produced cement are:
(a) TRICALCIUM ALUMINATE - which controls the initial setting of the cement. However, its presence lowers the sulphate resistance of the cement.
(b) TRICALCIUM SILICATE - which produces the initial strength.
CHAPTER 8 Page 8-1
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
(c) DICALCIUM SILICATE - which produces the longer term strength due to its slow rate of hydration,
(d) TETRACALCIUM ALUMINO FERRITE - which has little effect on cement properties.
Basic cement composition can be altered to adjust the relative quantities of these compounds in the cement and this gives rise to various grades. Table (8.1). A.P.I. Recommended Practice 10B lists the properties of basic cements and these are summarised in Table (8.2). These basic types of Portland cement cover a wide range of well applications and the setting depths and recommended well temperature ranges as given in Table (8.2) are a useful guide to their application. Table (8.1) Basic cement compositions
Table (8.2) A.P.I. cement classification
CHAPTER 8 Page 8-2
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
8.3 Cement Properties
nly the main properties, which are important in the control of a cement job
.3.1 Slurry Density
he basic cements when mixed as per Table (8.2) yield a certain slurry
O
will be discussed here.
8
T
weight. However, it may be necessary to adjust the slurry weight for a specific well application. For example it may be necessary to lighten the cement weight when cementing a formation which is causing lost circulation or alternatively is so weak that formation breakdown may occur. Conversely it may be necessary to increase the slurry weight for cementing in an over pressured formation.
Figure (8.1) Heavy weight additives for cement
8.3.2 Thickening Time
The thickening time is the time taken for the cement to thicken sufficiently so that it no longer behaves as a slurry e.g. does not pour or is rigid enough to support a vertical rod. Its importance therefore is that it gives a guideline as to the time available for placement of the slurry within the casing/hole annulus. (Allowance must be made for delays in the cement job and thus a safety factor must be used).
The thickening time is reduced by both increasing pressure and temperature (see Halliburton or Dowell cement tables). The thickening time can be chemically controlled by the addition of additives such as accelerators and retarders.
CHAPTER 8 Page 8-3
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
8.3.3 Pumpability
The flow properties of the cement slurry are important for a number of reasons:
(a) Flow regime influences the efficiency of borehole wall and annulus cleaning – mud removal.
(b) The flow regime influences the pressure drop in the hole and the use of higher pressures can give rise to losses, rapid setting due to increased water loss, etc.
(c) As a minor aspect the flow regime may influence the extent of mixing ahead of and behind the cement slurry.
(d) The flow regime may influence the mixing within the cement slurry.
The addition of friction reducers will be discussed later.
8.3.4 Compressive Strength
The level of compressive strength of the cement is important both on the completion of the cement job and subsequently throughout the life of the well, e.g. after cementing sufficient compressive strength must have developed in the cement before drilling operations can resume. The level of compressive strength depends on the time elapsed since mixing, the amount of water in the slurry and the class of cement used.
Accelerators can be used to improve the early strength development of cement slurries.
8.3.5 Permeability
After it has set, cement is almost impermeable (e.g. < 0.5md). However, cement can become 'cut' when cementing through gas zones and in such instances it will then possess some degree of permeability.
8.3.6 Water or Fluid Loss
The setting mechanism for cement involves dehydration or removal of free water from the slurry. The normal reaction is one of chemical absorption of water, however, physical separation of water can decrease the thickening time. The measurement of fluid loss is done on a filter pressurising a 325 mesh screen at 1,000 psi. for a period of 30 minutes. For primary cementation a fluid loss of 150 to 400 c.c. is desirable. For squeeze cementing, it is necessary to have a low fluid loss (50-200 c.c.) so that the squeeze operation can be completed before the setting reaction is too far advanced.
Fluid loss can be controlled by chemical additives.
CHAPTER 8 Page 8-4
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
8.3.7 Expansion
Expansion characteristics of cements can be important in improving the bonding of cement.
8.3.8 Corrosion Resistance
The tricalcium aluminate content of a cement lowers the resistance of the cement to sulphates. The reaction of the tricalcium aluminate with the sulphates in the formation water forms calcium alumino sulphate which causes expansion and cracks.
The more dilute a slurry is (i.e. the higher is the water content), the lower is the cements' resistance to sulphates. For very high resistance to sulphates, the cement should contain less than 3% tricalcium aluminate.
8.4 Cement Additives
Table (8.3) illustrates the range of additives available for oil well cements. In most areas cements are available in bulk either with or without additives. Additionally, additives are also available in sacks or drums.
Table (8.3) Cement additives
CHAPTER 8 Page 8-5
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
8.4.1 Lightweight Additives
For applications where it is necessary to reduce the hydrostatic head of the cement column to avoid losses or formation breakdown, additives are available to reduce the slurry weight. In general as the slurry weight is reduced the compressive strength is lowered and the thickening time is increased. In primary cementing operations, where the cement has to be lightened a neat cement is usually 'tailed’ in (300-500 ft.) to provide a good cement bond at the casing shoe.
(a) Bentonite
Bentonite is a colloidal clay which can absorb large quantities of water. It can therefore be employed as a lightening additive since it allows larger quantities of water to be used. As a guideline 1% of bentonite will absorb 3-5% additional water. Although up to 25% bentonite can be used, the average value is usually about 4% with the best technique being a pre- hydration of the bentonite in the mix water for 12-24 hours before being required. The use of bentonite in cement can cause a lowering of the compressive strength and sulphate resistance.
(b) Pozzolans
Pozzolanic material is ground volcanic lava and is generally mixed 50:50 with Portland cement. This type of cement can be accelerated or retarded and although the early strengths developed by the cement are lower than neat cement there appears to be little loss of ultimate strength. This type of cement shows increased resistance to attack by sulphates.
(c) Diatomaceous Earth
This type of naturally occurring material has a very high specific area and accordingly it can absorb large quantities of water and hence by water dilution produces a low weight cement slurry. Slurry weight down to 11 P.P.G. can be achieved. However, because of the water dilution the strengths of these cements are low.
(d) Gilsonite
Gilsonite is a lightweight occurring asphalt like material which in use displays tendencies to 'bridge'. It is therefore useful not only as a lightweight additive but also for lost circulation zones. However, it can pose problems by bridging across cement plugs and other restrictions. The lightening effect is due to the low S.G. of the material it can be used in additions up to 50 lbs Gilsonite/SK of cement.
CHAPTER 8 Page 8-6
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
(e) Expanded Perlites
This type of material occurs naturally and after heating under pressure it forms a cellular product of low density. It can be used for bridging in lost circulation or to reduce slurry weights.
8.4.2 Heavy Weight Additives
It may be necessary to increase the slurry weight when cementing in an abnormally pressured formation. The following additives should be correctly pre- blended in dry cement.
Barytes
Barium sulphate can be used to weight up cement slurries to 18 P.P.G. However its use leads to some compressive strength reduction and a reduction in thickening time.
Sand
Graded sand (40-60 mesh) can be used as a weighting material and yields up to 2ppg. increase in cement slurry weight. The weight increase comes about due to the fact that additional water is not required.
llmenite (Iron Arsenate)
This material has a higher S.G. than barytes and requires exceptionally low quantities of water. It has negligible effect on the thickening time of slurries and additionally provides greater compressive strengths due to the increased solids content. It is possible to achieve slurry weights up to 20 P.P.G.
Hematite
This has a higher S.G. than Ilmenite and accordingly can be more effective. It is also more readily available.
8.4.3 Accelerators For Cement Slurries
Accelerators are principally employed to reduce the time 'waiting on cement' (W.O.C.) prior to recommencing drilling operations after a cement job.
Calcium Chloride
Calcium Chloride is the most widely used accelerator generally at an addition rate of 2% (based on Regular grade) where it approximately doubles the normal 24 hour compressive strength. CaCI 2 is available as a Regular grade, i.e. 77% or Anhydrous grade, i.e. 96%.
CHAPTER 8 Page 8-7
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Above approximately 3% addition there is little increase in the acceleration obtained and it has been reported that above 4% the action is reversed and retarding takes place. Table (8.4) illustrates the effect of accelerator on Class H cement.
Table (8.4) effect of accelerators on class H cement
Sodium Chloride
In small concentrations of 2-5% by cement weight, CaCI2 provides an acceleration effect on cement (the optimum effect is produced at 2-2.5%). However, since it is not as effective as CaCI it is only recommended if CaCl2 is not available. Table (8.5) illustrates the effect of NaCI on Class H cement.
CHAPTER 8 Page 8-8
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Table (8.5) Effect of NaCl on class H cement
Sea Water
Sea water contains small quantities of NaCI, MgCl2, CaCl2 generally of the order of 20-60,000 P.P.M., i.e. 2-6%, and accordingly sea water has an accelerating effect on cement slurries.
8.4.4 Retarders for Cement Slurries
This type of additive may be useful to control the setting time of cement for deep or hot wells. Most of the retarders can be added to the cement in a dry form or to the mix water. Retarders are used both with basic Portland cements A and B as well as retarded cements such as D, E and F. The guideline for retarder usage depends on the bottom hole temperature.
CHAPTER 8 Page 8-9
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Lignins (Calcium Ligno sulphonates)
This type of retarder is most effective and Figure (8.2) illustrates the use of a calcium lignosulphonate retarder marketed by Halliburton under the name HR-4. The retarding action of the lignin is achieved by a dispersion mechanism.
Figure (8.2) Effect of retarder on setting time of cement
CMHEC
This material not only acts as an effective retarder but also as a water loss control agent.
Chloride Salts
As indicated above, the accelerating effect of CaCl2 and NaCI can be reversed if it is used in too high quantities, i.e. saturated. For example 3.1 lbs NaCI per gallon of water will retard the setting time sufficiently to allow Class A cement to be used to 10,000'. However, additionally the use of such quantities of salt reduces the amount of cement required since the slurry weight is increased approximately 1 P.P.G.
8.4.5 Low Water Loss Control Additives
The reason for using such additives depends on the type of application being considered. Consider the following operations:
(a) Squeeze Cementing
The use of water loss control additives is important for the following reasons:
1. Reduction in premature dehydration in tubing and casing whilst squeezing off perforations.
CHAPTER 8 Page 8-10
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
2. Build up of filter cake in perforations whilst using a hesitation squeeze technique.
3. Low water loss limits the amount of bentonite clays in the filtrate which can be lost interstitially into the formation.
(b) Casing Cementation
1. Reduces premature dehydration which could cause bridging during the cement displacement.
2. Protects water sensitive shales.
3. Maintains pumpability in the slurry.
4. Helps to reduce the possibility of formation plugging due to bentonite clays.
Additives for water loss control are as follows:
Organic Polymers
These comprise high molecular weight polymers which provide effective bridging across cement particles hence reducing the fluid filtration under pressure. An addition rate of the order of 1% is required to achieve useful results. The polymers are usually heat stable and hence of use in deep wells.
Carboxy methyl hvdroxyethyl cellulose C.M.H.E.C.
Again this a long chain material which provides effective bridging between cement particles. However, as mentioned previously C.M.H.E.C. is also a retarder and hence it may be necessary to add an accelerator to achieve the desired slurry properties.
8.4.6 Lost Circulation Additives
Lost circulation may be encountered whilst carrying out a primary cementation or alternatively the cement job may be done to cure lost circulation in the drilling operation. In such instances it may be necessary to consider using lost
circulation additives.
There are 3 main classes of lost circulation materials:
(a) Fibrous materials
This class of materials comprises shredded wood, bark and sawdust. It should be noted that some L.C.M. for mud systems cannot be used for cement as they contain tannins which have a retardation effect.
CHAPTER 8 Page 8-11
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
(b) Granular materials
In this class of material are nut shells, gilsonite and perlites which effectively help bridge off lost circulation.
(c) Laminated materials
This type of bridging material includes mica, cellophane, etc.
8.5 Special Cements
8.5.1 'Gunk'
Gunk is prepared from a mix of 50:50 by weight of cement and bentonite mixed in diesel oil. The bentonite in this material sets immediately it contacts water and is therefore useful to shut off water zones or repair loss circulation zones. After the initial set, created by the bentonite, the cement sets to give a longer term strength.
8.5.2 Silica Flour Cement
The addition of up to 40% of silica flour (SiO2.) prevents the strength retrogression of the cement at high temperatures, i.e. above 230 F. High ultimate strength can be achieved.
8.5.3 Resin Cement
This type of cement is a mixture of water, liquid resin and Portland Cement. It is useful where other cementing materials have proved unsatisfactory. The cement possesses increased resistance to corrosion.
8.5.4 Latex Cement
This type of cement utilises a synthetic latex emulsion and the slurry demonstrates low fluid loss, greater resilience, increased corrosion resistance and good bonding performance.
8.5.5 Sodium Chromate-Para Formaldehyde
This is an additive intended to counteract the retarding properties of some organic chemicals used in muds, e.g. C.M.C., lignite. The recommended addition rate is 1 lb/sack of cement.
CHAPTER 8 Page 8-12
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
8.6 Cementing Techniques
8.6.1 Single Stage/Two Plug Casing Cementation
In most cases it is necessary to displace cement into the annulus behind a casing string. However, the cement slurry is generally heavier than the mud used to drill through the section. For a cementation of this type it is therefore necessary to have a back pressure valve in the casing string which prevents the slurry u-tubing back into the casing from the annulus. This valve is incorporated into the float collar, Figure (8.3), which is usually located 1-3 joints above the 'shoe' or bottom of the casing string. To assist in the running of the casing, a guide shoe or float shoe is run at the bottom of the casing string. The shoe has a bull nose which assists in the running of the casing especially through deviated sections of the hole. The shoe is available with or without a non-return valve. Figures (8.4) and (8.5).
Figure (8.3) Float collar
Figure (8.4) Stab in guide shoe
CHAPTER 8 Page 8-13
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.5) Cement guide shoe
Whilst running the casing to the setting depth, it is necessary to ensure that the casing is filled with fluid to avoid evacuation of the casing as it could lead to casing collapse or blowout. The filling of the casing can either be done from surface every few joints or continuously using an automatic fill up shoe or collar (Figure (8.6)), which has a small side mounted orifice which allows fluid flow into the string but is subsequently blocked during the cementing by one of the plugs.
Figure (8.6)(a) Automatic fill up shoe
CHAPTER 8 Page 8-14
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.6)(b) Circulating differential fill float collar
Figure (8.6)(c) Differential equipment operation
The displacement of the cement slurry is done between two plugs which are loaded in a plug container (Figure 8.7) at surface and are released before and after the cement slurry enters the casing. The bottom plug is released just
CHAPTER 8 Page 8-15
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
before the cement slurry enters the casing and it travels ahead of the slurry until it lands in the float collar. The bottom plug (Figure 8.8) thus separates the slurry from the fluid displaced out of the casing and annulus. The top plug is released behind the slurry and separates the cement from the displacing fluid, usually mud, Figure (8.9), and additionally, it removes cement from inside the casing. After landing in the float collar the bottom plug ruptures at a set pressure allowing the cement to be displaced through the float collar and eventually the top plug latches into the float collar. It is useful just prior to 'bumping' the top plug to note the pump pressure as this gives a useful indication of the Top of Cement T.O.C. in the annulus.
The displacement is shown in Figure (8.10)
Figure (8.7) Plug container
CHAPTER 8 Page 8-16
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.8) Bottom plug
Figure (8.9) Top plug
CHAPTER 8 Page 8-17
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.10) Standard casing cement job
CHAPTER 8 Page 8-18
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
8.6.2 Two Stage Cementation
With 2 stage cementations it is possible to displace cement around the lower part of the casing through the shoe and also subsequently to place cement higher up in the casing annulus. The technique makes use of a multiple stage cementer as depicted in Figure (8.11), which is run with the casing string at the depth required for the bottom of the upper column of cement.
Figure (8.11)(a) Stage cementing collar
Figure (8.11)(b) Multi stage cement collar
CHAPTER 8 Page 8-19
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
The operation is depicted in Figure (8.12) and utilises a bottom plug displaced ahead of the first stage of cement and a shut off plug displaced after the first slurry.
Figure (8.12) Two stage cement job
To commence the second stage an opening bomb is dropped (or alternatively an opening plug is pumped down) which shears a pin in the stage cementer and hence opens the ports. The second stage cement can then be pumped into the annulus followed by a closing plug which latches into the stage cementer. It may be necessary to run a metal petal basket (Figure 8.14), below the stage cementer to avoid cement dropping down the annulus. Alternatively there is a version available of the stage cementer which incorporates a packer below the cementing ports. By using two stage cementers, the cementation can be performed in 3 stages.
CHAPTER 8 Page 8-20
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.13) Bomb type plugs for 2 stage cementing
CHAPTER 8 Page 8-21
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.14) Cement basket
Reasons for Multi-Stage cementation
(1) Allows effective cementation of a long casing string without excessive pumping times and thus avoids displacement / setting problems.
(2) Reduces pump pressures since a long column of cement is not required to be supported in the annulus.
(3) Allows cementing of casing opposite specific formations for efficient isolation.
(4) Minimises losses or risk of formation breakdown by reducing hydrostatic head in the annulus.
8.6.3 Inner String Cementing for Large Diameter Casing
The cementing of large diameter casings poses certain problems:
(1) Large displacement volumes and times.
(2) Inefficient displacement, e.g. large amount of mixing of cement and other fluids, if plugs are not used.
The technique of Inner String Cementing is used to overcome these problems. The method consists of running casing as before but prior to cementing, running in a string of tubing or drill pipe which latches into the float collar or shoe using a sealing adaptor. The seal adaptor can either be incorporated
CHAPTER 8 Page 8-22
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
into the float shoe or collar design (Figure (8.15)) or alternatively onto the inner string (Figure (8.16)). The process is shown in Figure (8.17).
In this technique after landing off the casing, the inner string is run and latched into the sealing adaptor. The cement can then be displaced down the inner string. After checking that the float shoe, collar, or latch down plug is holding cement column pressure, the inner string is disconnected and the string contents circulated out prior to retrieving the inner string.
This type of technique is useful for 13 3/8" and larger casing sizes.
Figure (8.15) Float collar adapted for cementing stinger
Figure (8.16) Float shoe with cement stinger attached
CHAPTER 8 Page 8-23
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.17) Cementing through a stinger
8.6.4 Liner Cementations
The procedure for running a liner is covered in section 9. The cementation of a liner after it has been landed off is quite difficult to achieve successfully.
Some of the factors affecting the cement job are listed below:
(1) Hole size and washout.
(2) Liner size.
(3) Type of liner hanger and Pack off achieved.
(4) Type of pipe movement used (rotation or reciprocation).
(5) Pipe centralisation.
(6) Slurry properties.
(7) Circulation rate.
(8) Preflush or prior hole cleaning.
CHAPTER 8 Page 8-24
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Normal Cementing procedure (Figure 8.18)
After running the liner to the setting depth and setting the hanger, the drill pipe running tool is raised 12-18 inches. Circulation is then established before cementing operations begin with the packer set. At the end of the cement mixing operation, the drill pipe wiper plug in the cement head is released and is then displaced down the string until it lands in the liner wiper plug at the top of the liner. Increasing pump pressure shears the retaining pin and the wiper plug moves down the liner until it latches into the floating equipment where it acts as a backpressure valve. Upon bumping the plug, the packer mechanism collapses and the string is then free to be pulled up above the liner top and reverse circulation removes any excess cement.
Figure (8.18) Liner cement job
CHAPTER 8 Page 8-25
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Problem Areas in Liner Cementing
The main problems in liner cementations are:
(1) Minimal annular clearance, e.g. 4 ½" OD liner in 6 81" diameter hole - increases differential pressure and required small cement volumes.
(2) Inefficient hole cleaning, i.e. mud filter cake removal.
(3) Operation in deviated or horizontal holes.
(4) Pump horsepower limits displacement rates due to deep holes.
(5) Usually cementing in oil or gas zones.
(6) Require rotation and/or reciprocation to improve placement in high angle wells
(7) Pump horsepower limits displacement rate due to increased hp for heavy slurry weights.
The main problems appear to be numbers 1, 2, 4, 7.
Delayed setting technique (Figure (8.19))
This technique developed by Halliburton involves placing a cement slurry into the open hole using a drill pipe stinger. The cement slurry is highly retarded. After retrieving the stinger, the liner is run into the cement and a more homogeneous placement is achieved due to less channelling. A drill pipe stinger is then run down and excess cement is reversed out of the liner.
8.6.5 Subsea 2 Plug Cementing System (Figure (8.20))
This system involves running the casing on a drill pipe running string and landing the casing off in the previous casing housing. The physical make up of the casing to the drill pipe is via a left hand threaded running tool screwed onto the casing housing. Below the running tool inside the casing housing is the plug assembly attached to the drill pipe running string. The two plugs can be sequentially released from surface using darts/ball/plugs. However, as installed downhole the plugs provide a full bore flow for circulation prior to cementing.
The cementing procedure is as follows:-
(1) Circulate casing string when it is landed off.
(2) Release the bottom launching ball which drops into the ball catcher on the bottom plug.
CHAPTER 8 Page 8-26
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
(3) Displace cement. (Bottom plug shears out under pressure)
(4) After pumping the cement slurry into the drill pipe running string, the top dart plug is released. During the slurry displacement, this plug wipes the inside of the drill pipe and then lands inside the top plug. Again increased pump pressure will shear out the retaining pins on this plug, which will then travel down the inside of the casing and latches into the float collar.
Advantages of this system
(1) The drill pipe running string incorporates a bumper sub, which compensates for the heave of the rig. This makes the cementation technique of great value for operations from floating rigs.
(2) There is no requirement to use casing extension strings, which must be retrieved after the cement job. This advantage can significantly reduce the time required for a casing job in deeper waters.
Figure (8.19) Delayed setting cement for liner cementing
CHAPTER 8 Page 8-27
Cement and Cementing Techniques
Curtin University Master of Petroleum Engineering
Department of Petroleum Engineering Drilling Engineering
Figure (8.20) Three plug system for cementing subsea wells