سیالات حفاری

معماری فرهنگ قوم لر حفاری وسیالات حفاری تمدن لرستان

 
اصول کار با سنتریفیوژ
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٢٢ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱٩
 

اصول کار با سنتریفیوژ
هر ذره ای درون مایع همواره یک جور رفتار می کند، اقدام مداوم به ته نشین شدن.
در این قسمت شما قانون فیزیکی ای که این موضوع را توضیح می دهد را یاد خواهید گرفت، )قانون
استوک(، همچنین چگونگی استفاده از سنتریفیوژ برای دستکاری کردن این پدیده به منظور خارج
کردن موثر و قابل پیش بینی ذرات از درون مایع را فرا خواهید گرفت.
𝑉=𝐷2 (𝑃𝑝−𝑃𝐼) 𝑔𝜇
در این فرمول داریم
V = سرعت ته نشین شدن ذره درون مایع
D = قطر ذره بر حسب میکرون ) 0.001mm )
Pp = وزن مخصوص ذره درون مایع
PI = وزن مخصوص مایع )وزن گل(
نیروی جاذبه زمین =ɡ
ویسکوزیته مایع =μ
قطر ذره: قطر ذره بر حسب میکرون اندازه گیری می شود که در اینجا یک میکرون معادل یک هزارم
میلی متر می باشد پس بنا بر این هر اینچ معادل 25400 میکرون است. بر طبق فرمول بالا چنانچه
وزن مخصوص ذرات با هم برابر باشند سرعت ته نشین شدن ذره ای بیشتر است که قطر بیشتری
داشته باشد.

وزن مخصوص ذره: همانطور که می دانید وزن مخصوص عبارت است از وزن حجم مشخصی از یک
جسم. چنانچه اندازه ذرات برابر باشند، سرعت ته نشین شدن ذره ای بیشتر است که وزن مخصوص
بیشتری داشته باشد.
وزن مخصوص مایع: هرچه وزن مخصوص مایع )وزن گل( بیشتر باشد سرعت ته نشین شدن ذرات
درون مایع کمتر خواهد بود.
نیروی جاذبه زمین: که با 1ɡ نمایش داده می شود. نیروئی است که به ذرات وارد می شود و آنها را
به سمت زمین می کشد.
ویسکوزیته یا گران روی مایع: غلظت مایع را بیان می کند. سرعت ته نشین شدن ذرات با میزان
گران روی مایع نسبت معکوس دارد. هرچه میزان گران روی یا همان ویسکوزیته مایع بیشتر باشد
سرعت ته نشین شدن ذرات درون مایه کمتر است.
را از طریق بالا ɡ قوانین فیزیک رفتار ذرات را درون مایع پیش بینی می کنند، اما اگر ما نیروی
بردن سرعت گریز از مرکز افزایش دهیم چه اتفاقی برای ذرات خواهد افتاد. دستگاه گریز از مرکز یا
همان سنتریفیوژ می تواند با بالا بردن نیروی جی سرعت جدا سازی ذرات را از مایع بیشتر نماید،
فرایند سنتریفیوژ میتواند عمل جدا سازی ذرات جامد را از مایع تا 2000 برابر سریعتر از فرایند ته
نشینی انجام دهد.
وقتی جسمی در حال گردش حول محوری باشد نیروی کشش آن از میزان یک جی در مرکز گردش
به حداکثر نیروی جی جسم مورد نظر در محیط مسیر گردش خواهد رسید. پس هرچه شعاع و قطر
مسیر گردش بیشتر باشد مقدار نیروی جی بیشتر خواهد بود، همچنین مقدار نیروی جی وارد شده
به جسم تابعی از مجذور عده دوران می باشد. لذا داریم.

"G" Force=Diameter × RPM2 ×0.0000142
در این فرمول قطر مسیر گردش که در سنتریفیوژ همان قطر باول یا استوانه است بر حسب اینچ
منظور می گردد.
مثال: اگر قطر باول سنتریفیوژی 41 اینچ باشد و عده دوران آن 0523 دور بر دقیقه باشد.
"G" Force = 14 × (3250)2×0.0000142=2100
ماگزیمم نیروی جی که تولید می شود 5433 جی خواهد بود.
در این حالت اگر ذره ای برای جدا شدن از مایع با روش ته نشین شدن به 02 ساعت زمان نیاز
داشته باشد، در سنتریفیوژی با شرایط بالا ظرف زمان فقط یک دقیقه از مایع مذکور جدا خواهد
شد. به عبارت دیگر اگر ذره فوق یک دقیقه تحت تاثیر نیروی 5433 جی قرار بگیرد از مایع جدا
خواهد شد.
چنانچه نیروی جی بیشتری در دسترس باشد به زمان کمتری برای جدا سازی ذره از مایع نیاز می
باشد. لذا نتیجه می گیریم که دو عامل در فرایند جدا سازی با سنتریفیوژ تاثیر بسزایی دارند، افزایش
نیروی جی و زمان ماندن تحت تاثیر این نیرو که از این ببعد به نام زمان نگهداری یا زمان ماندگاری
از آن یاد خواهد شد.

قطر باول و سرعت گردش باول دو عامل موثر بر میزان نیروی جی هستند. هرچه قطر باول زیادتر
باشد میزان نیروی جی بر روی محیط باول بیشتر است. و هرچه سرعت یا عده دوران باول بیشتر
باشد میزان نیروی جی بیشتر خواهد بود.

حجم استخر و نرخ فرایند نیز دو عامل تاثیر گذار بر روی زمان ماندگاری می باشند که لازم است
در رابطه با آنها توضیحاتی ارائه شود.
حجم استخر در واقع حجم قسمتی از باول سنتریفیوژ است که می تواند مقداری مایع را درون خود
نگه دارد یا به عبارت دیگر مقدار مایعی است که در هر لحظه درون باول می باشد و واحد اندازه
گیری آن گالن می باشد. چنانچه حجم استخر زیاد باشد زمان بین لحظه ورود مقدار مشخصی از
مایع به درون استخر و لحظه خروج همان قسمت از مایع از درون استخر زیادتر خواهد شد. پس در
واقع حجم استخر با زمان نگهداری نسبت مستقیم دارد

نرخ فرایند به معنی مقدار مایعی است که در واحد زمان از درون سنتریفیوژ و در واقع از درون
حوضچه تحت تاثیر نیروی جی عبور می کند و واحد آن گالن بر دقیقه GPM است. هرچه این نرخ
بیشتر باشد میزان مایعی که از درون حوضچه تحت تاثیر نیروی جی عبور میکند بیشتر می باشد و
در نتیجه مایع زمان کمتری تحت تاثیر نیروی گریز از مرکز قرار می گیرد، یعنی زمان ماندگاری
کمتر خواهد شد. پس در واقع نرخ فرایند با زمان نگهداری نسبت غیر مستقیم دارد.

نیروی جی و زمان نگهداری قابل تنظیم می باشند و ذراتی که از مایع جدا می شوند بسته به اندازه
ای که دارند متاثر از آنها می باشند.
در واقع نیروی جی بیشترین تاثیر را بر ذراتی دارد که دارای وزن مخصوص بیشتری باشند و در
مرحله بعد در بین ذراتی با وزن مخصوص یکسان بیشترین تاثیر را بر ذراتی دارد که از همه بزرگتر
باشند.

مقدار نیروی جی با زمان لازم برای ته نشین شدن ذرات نسبت معکوس دارد یعنی چنانچه نیروی
جی افزایش یابد زمان لازم برای ته نشین شدن کاهش می یابد و در صورت کاهش نیروی جی زمان
لازم برای ته نشین شدن افزایش می یابد. همانطور که با توجه به نقاط برخورد نمودار زمان ماندگاری
و زمان ته نشین شدن مشخص است با افزایش نیروی جی نقطه برخورد قرمز رنگ به سمت چپ
انتقال پیدا می کند که بیان کننده کمتر شدن اندازه ذرات می باشد یعنی با نیروی جی افزایش
یافته می توان ذراتی با اندازه های کوچک تر را از مایع جدا نمود. و چنانچه این نیرو کاهش یابد
نقطه قرمز رنگ به سمت راست انتقال می یابد که بیان کننده افزایش اندازه ذرات می باشد یعنی با
کاهش نیروی جی دیگر نمی توان ذرات ریزتر را جدا سازی نمود.

تنظیمات گوناگونی برای تغییر مقدار نیروی جی و زمان ماندگاری به منظور به حد اکثر رساندن
راندمان جدا سازی ذرات جامد از مایع در دسترس است.
با توجه به اینکه قطر باول سنتریفیوژ را نمی توان تغییر داد لازم است قبل از تهیه سنتریفیوژ به
این موضوع توجه کرد و با توجه به این پارامتر نسبت به تهیه سنتریفیوژ اقدام نمود.
با افزایش سرعت چرخش باول می توان نیروی جی را افزایش داد.
در رابطه با روش های تغییر زمان ماندگاری ابتدا باید وارد مبحثی تحت عنوان اختلاف دور بین باول
و کانویور شد که از این به بعد از آن به عنوان دیفرنشیال یاد خواهد شد.

وقتی گل وارد باول سنتریفیوژ می شود بر اثر نیروی گریز از مرکز به جدارۀ داخلی باول می چسبد
و در همین هنگام ذرات ریز معلق در گل که دارای وزن مخصوص بیشتری نسبت به دیگر اجزای
تشکیل دهنده گل دارند بر اثر نیروی گریز از مرکز یا همان نیروی جی مصنوعی تولید شده توسط
سنتریفیوژ از دیگر اجزای تشکیل دهنده گل جدا شده و به جدارۀ داخلی باول می چسبد و تشکیل
یک لایۀ جامد بر روی جدارۀ داخلی باول می دهد و فاز مایع باقی مانده از گل در فاصله ای نزدیک
تر از مرکز باول قرار می گیرد، با سپری شدن زمان ضخامت لایه چسبیده به جداره داخلی باول
بیشتر می شود.
تا اینجا عمل جدا سازی ذرات جامد از فاز مایع انجام شد. حال بایست لایه چسبیده به جداره را از
طرفی و فاز مایع را از طرفی دیگر خارج نمود تا ضمن جلو گیری از افزایش ضخامت لایه تشکیل
شده و تراکم بیش از حد آن که میتواند فشار بسیار زیادی را به سنتریفیوژ تحمیل نماید، بتوان کار
سنتریفیوژ را تداوم بخشید.
برای عملی شدن این مهم، قطعه بزرگ مارپیچی درون باول تعبیه شده که به آن کانویور
که به معنی انتقال دهنده است می گویند. وظیفۀ این مارپیج یا کانویور همانطور که Conveyor
از اسمش بر می آید انتقال لایه جامد چسبیده به جداره داخلی باول به یک طرف و به منظور هدایت
آن به بیرون است. خود باول از دو قسمت عمده تشکیل شده که یکی کاملا استوانه ای و دیگری به
صورت مخروطی شکل می باشد. کانویور ذرات جامد چسبیده به جداره داخلی باول را به سمت
قسمت مخروطی هدایت می نماید تا در انتهای این قسمت از روزنه هایی که در اطراف باول تعبیه
شده به بیرون پرتاب شود. مایع نیز به طرف انتهای قسمت استوانه ای باول رفته تا از روزنه های
قابل تنظیمی که بر روی پیشانی باول قرار گرفته اند خارج شود.

لازم به ذکر است که کانویور به همراه باول و در جهت گردش آن می چرخد ولی سرعت گردش آن
با سرعت گردش باول اختلاف دارد. بدیهی است چنانچه این اختلاف وجود نداشته باشد داخل باول
با ذرات جامد انباشته شده و سنتریفیوژ سریعا پلاگ می شود لذا وجود اختلاف بین سرعت باول و
کانویور اجتناب ناپذیر است. این اختلاف را که در سنتریفیوژ بسیار حائز اهمیت است دیفرنشیال
می نمامند. Differential
در اکثر سنتریفیوژها سرعت گردش کانویور از باول کمتر است و جهت گردش تیغه کانویور به دور
محور آن به گونه ای است که به علت کمتر بودن سرعت گردش کانویور از باول باعث هدایت ذرات
جامد به سمت انتهای قسمت مخروطی باول می شود.
دور باول و دیفرنشیال در بعضی از سنتریفیوژها ثابت بوده و در بعضی دیگر قابل تنظیم می باشند
مدل اخیر سنتریفیوژها برای بیرون راندن ذرات بسیار ریز از درون گل کارایی دارند و سنتریفیوژهایی
که دارای دور و دیفرنشیال ثابتی هستند بیشتر برای بیرون راندن ذراتی از گل استفاده می شوند
که دارای وزن مخصوصی مشخص و معمولا زیادی باشند، مثل باریت.

یکی از راه های تغییر زمان ماندگاری، تغییر
دادن مقدار دیفرنشیال می باشد که این امر فقط در سنتریفیوژهایی قابل اجرا می باشد که دارای
دور و دیفرنشیال قابل تغییر باشند

در واقع با تغییر دیفرنشیال سرعت خروج جامدات از درون باول به بیرون تغییر می کند. با کم کردن
دیفرنشیال سرعت خروج جامدات از درون باول به بیرون کمتر می شود و این بدان معنا است که
جامدات زمان بیشتری را درون باول و تحت تاثیر نیروی جی می مانند و این موضوع باعث متراکم
شدن جامدات می شود. در چنین شرایطی ذرات جامد دفع شده از سنتریفیوژ خشک تر می شوند
و این یعنی بالا رفتن راندمان سنتریفیوژ.
راه دیگر تغییر دادن زمان ماندگاری یا زمان نگهداری تغییر عمق استخر باول می باشد یعنی پوشاندن
روزنه های پیشانی باول که مخصوص خروج مایع از درون باول به بیرون می باشند بوسیله قطعاتی
که معمولا شرکت های سازنده همراه با سنتریفیوژ به مشتری تحویل می دهند و در ابعاد و اندازه
های مختلفی ارائه می شوند. این قطعات را با نام هایی از قبیل "دم" Dam یا "نیمه ماه" Half moon می شناسند.

باول سنتریفیوژ به همراه چهار عدد روزنه مخصوص خروج
مایع که نزدیک به محیط باول تعبیه شده اند نمایان است. استخر این باول به علت اینکه نیمه ماه
یا دم بر روی روزنه هایش نصب نشده است فاقد عمق می باشد و توانایی نگهداری مایع را در درون
خود ندارد در حالی که در تصویر سمت راست روزنه ها دارای نیمه ماه هستند لذا استخر این باول

دارای عمقی به اندازه مشخص شده در تصویر می باشد. چنین باولی توانایی نگهداری مایع را در
درون خود دارد.
هرچه پهنای نیمه ماه های نصب شده بر روی روزنه ها بیشتر باشد عمق استخر بیشتر بوده و در
واقع زمان نگهداری یا ماندگاری مایع در درون باول بیشتر می باشد پس زمان ماندگاری با عمق
استخر نسبت مستقیم دارد.
روش بعدی تغییر زمان ماندگاری یا زمان نگهداری تغییر نرخ فرایند Processing rate می باشد.
یعنی تغییر مقدار گل پمپ شده در واحد زمان به سنتریفیوژ که این امر با ایجاد تغییر در سرعت
پمپ مخصوص تغذیه سنتریفیوژ میسر می باشد. هرچه پمپ مخصوص تغذیه سنتریفیوژ مقدار مایع
بیشتری به سنتریفیوژ ارسال نماید زمان ماندگاری یا زمان نگهداری کمتر بوده و هرچه پمپ فوق
مقدار مایع کمتری به سنتریفیوژ ارسال نماید زمان ماندگاری بیشتر می باشد و می توان چنین
نتیجه گرفت که زمان ماندگاری با نرخ فرایند نسبت معکوس دارد.
در واقع تنظیمات پنجگانه ای برای افزایش و یا کاهش راندمان سنتریفیوژ در دسترس است که به
قرار زیر می باشند.
اول سرعت دوران باول: با افزایش سرعت دوران یا گردش باول مقدار نیروی جی تولید شده افزایش
می یابد.
دوم مقدار دیفرنشیال: کاهش مقدار دیفرنشیال زمان ماندگاری ذرات جامد تحت تاثیر نیروی جی
را افزایش داده و باعث متراکم و خشک تر شدن ذرات جامد خارج شده از سنتریفیوژ می شود.
سوم نرخ فرایند یا مقدار مایعی که پمپ می شود که به عنوان فلو ریت پمپ Pump follow rate نیز معرفی میشود: کاهش سرعت پمپ و در واقع کاهش مقدار مایع پمپ شده به سنتریفیوژ
زمان ماندگاری و راندمان سنتریفیوژ را افزایش می دهد.
چهارم عمق استخر Pool depth : افزایش عمق استخر، زمان ماندگاری و راندمان سنتریفیوژ را در
پی خواهد داشت.

پنجم موقعیت لوله خوراک دهنده Feed tube : گل توسط یک لوله فلزی و از سمت قسمت
مخروطی وارد سنتریفیوژ می شود، )البته در بعضی سنتریفیوژها این لوله از سمت مخالف وارد شده
است که در اینجا مد نظر نمی باشد(، هرچه این لوله درون سنتریفیوژ جلوتر باشد گل در نقطه ای
دورتر از روزنه های مخصوص خروج ذرات جامد وارد باول می شود و در واقع باعث افزایش زمان
خروج ذرات جامد از درون سنتریفیوژ شده و بالا رفتن راندمان سنتریفیوژ را در پی خواهد داشت.
اما باید موارد خاصی را در نظر داشت. هرچه مکان وارد شدن گل به درون باول به محل خروج ذرات
جامد نزدیک تر باشد به همان اندازه این مکان از محل خروج مایع دورتر است. یعنی هرچه زمان
ماندگاری برای ذرات جامد جدا شده از گل کمتر باشد این زمان برای گل باقی مانده در باول بیشتر
می باشد یعنی درست است ذرات جامدی که خارج می شوند خیس بوده و مقداری مایع به همراه
جامدات خارج می شود و تنها از نقطه نظر مقدار گل بازیافتی و گل هدر رفته راندمان سنتریفیوژ
کاهش می یابد ولی از طرفی باعث افزایش مقدار ذرات جدا شده از گل می شود. ولی بطور کل از
آنجایی که جابجایی موقعیت لوله خوراک دهنده تاثیر ناچیزی دارد معمولا از جابجایی موقعیت لوله
فوق صرف نظر می شود.
مورد دیگری که باید به آن توجه نمود موضوع دیفرنشیال می باشد که با کاهش آن در واقع زمان
ماندگاری ذرات جامد زیاد می شود و این یعنی افزایش راندمان سنتریفیوژ از نقطه نظر مقدار گل
هدر رفته و یا مقدار گل بازیافت شده و تاثیری بر مقدار ذرات جدا شده از گل ندارد چرا که تاثیری
بر زمان ماندگاری گل ندارد و تنها عمق استخر و نرخ فرایند است که بر مقدار ذرات جدا شده از
گل موثر است.


 
 
وظایف گل حفاری 2 انواع گل حفاری 3 خواص ریولوژیکی گل حفاری 4 دستگاه های تست گل حف
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٥٩ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱٩
 

 

وظایف گل حفاری

2

انواع گل حفاری

3

خواص ریولوژیکی گل حفاری

4

دستگاه های تست گل حفاری

4

طرز ساخت گل پایه

5

 

آزمایشها

 

 

گل پلیمری سبک

 

5

گل پلیمری سنگین

6

گل پایه روغنی

7

 

 

 

 

گل حفاری(Drilling mud)

 

آب ،اولین سیال حفاری بود که در عملیات حفاری مورد استفاده قرار گرفت. علاوه بر گل های حفاری که در عملیات حفاری کاربرد دارند بعضی از اوقات از هوا و گاز نیز به عنوان سیال حفاری استفاده می شود.

وظایف گل حفاری عبارتند از :

1)    تمیز کردن ته چاه و انتقال کنده های حفاری به سطح زمین

گل وقتی از نازل های مته بیرون می آید بواسطه ی فوران شدیدی که دارد ،سبب تمیزی کف چاه و به این ترتیب هم طول عمر مته را بیشتر می کند و هم سرعت حفاری را افزایش می دهد.

2)    خنک کردن مته و لوله های حفاری

در محل مته و جایی که با سازند تلاقی دارد گرمای شدیدی به وجود می آید ،که این گرما بوسیله ی سیال حفاری به سطح منتقل می شود.

3)    روان کردن مته و لوله های حفاری

رسی که در بیشتر گل های حفاری پایه آبی مصرف می شود به عنوان یک روان کننده    (lubricant)نیز عمل می کند.

4)  اندود کردن دیواره ی چاه و جلوگیری از ریزش آن

یک گل حفاری خوب باید بتواند دیواره ی چاه را حتی اگر بافتی سست و نا منسجم داشته باشد بوسیله یک لایه نازک و غیر قابل نفوذ طوری اندود کند که هم جلو هرز رفتن گل و صافاب آن به داخل سازند به داخل سازند ها را بگیرد و هم به پایداری و تحکیم سنگ های سازنده دیواره چاه کمک کند و مانع ریزش آنها به داخل چاه شود.

5) کنترل فشار های زیر زمینی

در حین حفاری ممکن است به لایه آبده و یاpayzone برخورد کنیم که فشار بالایی دارند. گل به واسطه ی وزن خود ناشی از ستون سیال می تواند جلوی این فشار ها را بگیرد.

 

6) معلق نگه داشتن کنده ها و مواد وزن افزای گل به هنگام خاموشی پمپ ها

7) ترخیص شن و کنده های حفاری روی الک لرزان

یک گل حفاری خوب باید به گونه ای باشد که وقتی از چاه بیرون می آید و روی توری الک لرزان ریخته می شود ،کنده های حفاری و مواد وزن افزا بتوانند به راحتی از آن جدا شوند.

8)تحمل بخشی از وزن لوله های حفاری و لوله های جداری

از آنجایی که لوله ها در چاه ناچاراً در گل قرار خواهند گرفت پس تحت تأثیر effect  buoyancy گل قرار گرفتند و به اندازه ی گل هم حجم شان از وزن آنها کاسته خواهد شد.

9) به حداقل رسانیدن ضایعات وارد بر سازنده های مجاور و ارائه حداکثر اطلاعات پیرامون آنها

10) انتقال توان هایدرولیک پمپ ها به مته

گل حفاری ،محیط پیوسته ای است که توان تولید شده در پمپ ها را به نوک مته متصل می کند.

توانایی یک گل برای معلق نگه داشتن کنده در طی زمان non_circalation بستگی به          gel_strength گل حفاری دارد.gel strength نشان دهنده ی خاصیتthixotropy است. همچنین این خاصیت باید برگشت پذیر باشد ،یعنی بایستی  gel بر اثر هم زدن به مایع تبدیل شود.

معلق نگه داشتن کنده ها در طی زمانshut down  پمپ ها باعث می شود تا کنده ها به ته چاه سقوط نکرده و باعث چسبیدن و سفت شدن مته نشود. ته نشین شدن کنده ها در بالای D.C ها باعث گیر کردن لوله حفاری(stockpipe) می شود که در این چنین مواقعی نیاز به عملیاتfishing  خواهیم داشت که عملیاتی بسیار گران است.

 

انواع گل های حفاری

گل های حفاری معمولاً به 5 دسته زیر تقسیم می شوند :

1) fresh water muds

2) salt water muds

3) Emulsion muds

4) oil base muds

5) surfactant muds

جزء اصلی  fresh water mud،آب تازه می باشد. به طور کلی این نوع از گل های حفاری برای حفاری های کم عمق مناسب می باشد. وقتی که با سازند هایی مواجه می شویم که دارای Nacl ،gypsum ، ایندریت هستند ،گل های حفاری شامل نبتونایت ،راضی کننده نیستند ،زیرا این گونه سازنده ها دارای یک یون کلسیم هستند که باعث Floccalation گل حفاری می شوند. این عمل باعث افزایش قابل ملاحظه یloss        water، M         gel strengthمی شود و در نتیجه مواد شیمیایی باید به گل حفاری افزوده شود تا کاهش یابد.

کلوئید های حفاری آلی مانند  peregelatiniz starechیا CMC به گل حفاری افزوده می شود تا water loss کاهش یابد.

استفاده از گل های حفاری salt water muds در مناطقی می باشد که سازند های نمکی بایستی حفاری شوند و یا در مناطقی که به قدر کافی آب نمکی موجود است مانند offshore یا مناطق نزدیک به دریا. به طور کلی فرق اصلی بین fresh water muds و salt water muds در نوع کلی استفاده شده برای ایجاد فاز gel می باشد.

عمده ترین نوع Emulsion mud ،نوع oil-in-water می باشد ،که در آن oil فاز dispersed می باشد و به صورت قطرات ریز وجود دارد. گل پایه می تواند fresh water یا salt water باشد.

پایداری چنین امولسیون هایی بستگی به وجود عواملی مثل emulsifier دارد.

Soops ، lignin compound ، starech و یا CMC و یا سایر colloidal Solids عوامل اصلی ایجاد امولسیون می باشند.

Oil base muds   بطور کلی تشکیل یافته اند از diesel oil به عنوان فاز پیوسته ، alkali و عوامل مختلف پایدار کننده گل و 2 تا 5 درصد آب.

این نوع گل های حفاری گران می باشند و فقط برای حفاری های ویژه از آنها استفاده می شود. آنها کاملاً غیر حساس به نا خالصی ها (آلوده کننده ها) مانند نمک ، gypsum ، anhydrite می باشد زیرا اینها غیر قابل حل در نفت هستند.

Surfactant muds در واقع گل های حفاری water base تغییر یافته می باشند و آنها توسط افزودن surfactant های غیر یونی به این نوع از گل های حفاری تبدیل می شوند.    Surfactant  ها عواملی هستند که در سطح فعال می باشند و باعث می شوند که حالت کولوئیدال به یک حالت انباشتی کنترل شده در آیند.

مواد افزودنی به این نوع گل های حفاری دارای نام های تجاری DMS و DME می باشند که از DMS(Drilling mud surfactant) استفاده می شود تا حالت انباشتی ایده آل میزال های clay بدست آید. از DME(Drilling mud Emulsi fier) فقط در emulsion mud استفاده می شود.

 

خواص رئولوژیکی گل حفاری

پارمتد های مهم گل حفاری که تحت عنوان خواص رئولوژیکی شناخته شده است عبارتند از :

الف) وزن حجمی (دانسیتد)

وزن واحد حجمی گل را می گویند که بر حسب یکی از واحد های PPG و PCF یا گزارش می شود.

ب)گراندوی (ویسکوزیتد)

عبارتست از مقاومتی که سیال در برابر جابجایی و حرکت از خود نشان می دهند. علاوه بر خود گراندوی ،پارامتدی به نام گوانروی پلاستیکی نیز وجود دارد که عبارتست از :

نیروی الکترو استاتیکی بین ذرات جامد موجود در گل ،گراندوی پلاستیکی از رابطه ی زیر محاسبه می شود:

لازم به توضیح است که گراندوی ظاهری Apparent Viscosity نیز از رابطه ی زیر بدست می آید:

ج) نقطه ی واروی(Yeild point )

در ترکیب گل حفاری یک سری ذرات جامد وجود دارد که آنها با مواد دیگر فاز مایع پیوند های الکترو شیمیایی ایجاد می کند ،به مقاومتی که این مواد در برابر برش خوردن نشان می دهند نقطه ی واروی می گویند که واحد آن است. به عبارت دیگر نقطه ی واروی بیانگر نیروی چسبندگی و نیروهای الکترو استاتیکی بین ذرات است که از فرمول زیر بدست می آید:

د) مقاومت ژلاتینی (gel strength)

بیانگر برشی است که یک گل باید در برابر وزن ذرات جامد درونش تحمل کند. مقاومت ژلاتینی بر دو نوع است Initial gel strength و Ten_minute gel strength می باشد.

 

دستگاه های تست گل حفاری

از این دستگاه برای همگن ساختن دو فاز مایع و جامد استفاده می کنند. در حالت کلی می توان گفت که کار این دستگاه عبارتست از ایجاد یک محیط مناسب برای ساخت گل حفاری معمولاً مدت زمان mixing بین 10 تا 15 دقیقه است.

2)Mud Balance

در حالت کلی از این وسیله برای اندازه گیری وزن گل استفاده می شود. این دستگاه از بخش های مختلفی تشکیل شده است که عبارتند از: mud cap ، cap ، rider ، balancing screw ، base support .

برای اطمینان از دقت این دستگاه معمولاً آن را با آب کالیبده می کنند ،بدین صورت که ابتدا آن را بر روی یک سطح صاف و تخت قرار داده و ظرفش را از آب پر می کنند. اگر در این حالت دستگاه عدد را نشان داد ،دستگاه کالیبده است. در غیر این صورت می توان آن را با پیچ تنظیم کالیبده کرد.

نکته مهم در کاربرد این وسیله این است که باید همیشه خشک و تمیز باشد تا دقت کافی را داشته باشد. برای استفاده از این وسیله ابتدا تکیه گاه را بر روی یک سطح تخت قرار می دهیم ،سپس ظرف گل را از سیال حفاری پر کرده و در پوش آن را قرار می دهیم طوری که از در پوش ،گل بیرون بزند. بعد از تمیز کردن گل های زائد ،آن را بر روی تکیه گاه قرار می دهیم و وزنه ی بازو را آنقدر حرکت می دهیم تا حباب تنظیم درست در وسط قرار بگیرد در این صورت عدد مقابل پیکان وزنه را یادداشت می کنیم.

3) Fann V_G Meter

این دستگاه وسیله ای است که برای اندازه گیری،، Initial gel strength ، Ten_minate ، gel stregth بکار می رود. معمولاً گدانروی سنج ها مستقیم از نوع چرخشی به وسیله الکترو موتور و یا هندل دستی نیرو می گیرند. این دستگاه هم نوع ویژه ای از گدانروی سنج های مستقیم است که از سرعت های همزمان در موتور نیرو می گیرد که این سرعت بر روی دورهای قابل 3 ، 6 ،100  ، 200 ، 300 ، 600  قابل تنظیم کردن است.

در این دستگاه ،سیال حفاری در یک فضای حلقوی بین دو وسیله سیلندر مانند می چرخد که سیلندر بیرونی ثابت و سیلندر درونی دوار است. بر روی این دستگاه یک دستگیره قرار دارد که بر روی آن می توان دستگاه را روی دورهای مختلفی تنظیم کرد. دستگاه مذکور یک ظرف نیز برای ریختن سیال حفاری دارد که توسط زائده های آن بر روی دستگاه سوار می شود.

برای شروع به کار با این دستگاه ،ابتدا ظرف مخصوص گل را تا خط نشان ،از سیال حفاری پر کرده و سپس از بالا آوردن تکیه گاه و ثابت کردن در جای خود دستگاه را روشن کرده و در دور 600 قرار می دهیم و صبری می کنیم تا عقربه ی آن ثابت شود. سپس عدد ثابت شده را تحت عنوان یادداشت می کنیم سپس دستگاه را بر دور 300 برده و پس از steady شدن ،عدد مذکور را تحت عنوان گزارش می کنیم.

برای بدست آوردن Initial gel strength گل نیز ابتدا دستگاه را در دور 600 قرار می دهیم و سپس بر روی دور 3 گذاشته و دستگاه را خاموش می کنیم. پس از 10 ثانیه مجددا دستگاه را روشن کرده و ماکزیمم انحراف عقربه را تحت عنوان استحکام اولیه ژلی گزارش می کنیم.

اما برای بدست آوردن Ten minute gel trength نیز دستگاه را بر روی دور 300 گذاشته و پس از بردن آن به دور 3 آن را خاموش کرده ،پس از 10دقیقه دستگاه را دوباره روشن کرده و ماکزیمم انحراف عقربه را تحت عنوان استحکام نهایی ژلی یادداشت می کنیم.

پس از پایان کار ظرف گل را از آب پر کرده و دستگاه را مدتی در دور تند قرار می دهیم تا خوب تمیز شود.

 

طرز ساخت گل پایه  

برای ساخت x بشکه از گل نبتونایتی پایه ،ابتدا به مقدار آب تازه را جدا کرده و داخل ظرفی ریخته و زیر mixer قرار می دهیم. پس از روشن کردن mixer به مقدار نبتونایت را وزن کرده و آهسته آهسته به روی آب اضافه می کنیم و مدت 10 تا 15 دقیقه صبر می کنیم تا خوب دو فاز جامد و مایع در هم حل شده و به حالت همگن در آیند.

برای ساختن گل روغنی از 30% نفت و 70 درصد آب  استفاده می کنیم.

 

 

گل پلیمری سبک

در این آزمایش سعی داریم که یک گل پایه آبی پلیمری بسازیم که دارای خواص رئولوژیکی زیر باشد:

MW= 68 pcf

PV= 5-7

PH= 10

 

مواد مورد استفاده در این آزمایش عبارتند از:

آب ، سوداش ، کاستیک(در صورت لزوم) ، نمک ، CMC (نوعی پلیمر)

روش کار

ابتدا توسط بشر مقدار 350cc آب(شبکه آزمایشگاهی) را جدا می کنیم. در مرحله ی بعد از اینکه ظرف حاوی آب را در زیر mixer قرار دادیم به مقدار سوداش به آب اضافه می کنیم تا سختی آب را بر طرف کند.(سختی آب ناشی از یونهای کلسیم و منیزیم است و سوداش طبق واکنش های زیر این املاح را از آب جدا می کند:

 

در اینجا توسط کاغذ تورنسل مقدار PH گل را محاسبه می کنیم که می بینیم مقدار آن تقریباً برابر 15 است.

در مرحله بعدی انجام آزمایش برای رساندن وزن گل 68pcf به از نمک استفاده می کنیم. بدین ترتیب که مقدار 30g نمک را به 350cc آب اضافه می کنیم وسپس گل بدست آمده را توسطBalance  mud (که قبلاً آن را توسط آب آن را کالیبره کرده ایم) وزن می کنیم که تقریباً به 68pcf رسیده ایم.

حال برای افزایش PV گل از CMC که نوعی پلیمر است استفاده می کنیم.

برای این کار در زمانی که گل زیر mixer قرار دارد مرحله به مرحله ،و در هر مرحله را CMC 0.1g به گل اضافه می کنیم و سپس هر مرحله توسط Fann V_G meter ،مقادیر گل را می خوانیم. داده های هر مرحله را به صورت زیر داریم:

 

 

پس بعد از اضافه کردن 0.5g CMC توانستیم به دست پیدا کنیم.

گل پلیمری پایه سنگین

در این آزمایش قصد داریم که یک گل پایه آبی پلیمری بسازیم که خواص رئولوژیکی زیر داشته باشد:

MW= 135pcf

Pv = 60- 65

PH= 9.5

مواد مورد استفاده در این آزمایش عبارتند از :

آب + سوداش ،کاستیک ،نمک ،نشاسته ،باریت ،فروبار (در صورت نیاز).

روش کار

ابتدا توسط بشر مقدار 350ccآب را جدا کرده و مقدار سوداش را توسط mixer با آن مخلوط می کنیم تا سختی آب گرفته شود. سپس حدود کاستیک را توسط تراز و وزن کرده و به گل اضافه می کنیم تا بدین وسیله به PH=10 برسیم.

در مرحله بعد برای افزایش وزن گل از نمک اضافه می کنیم. ابتدا 30g نمک را به گلی که در زیر mixer قرار دارد اضافه می کنیم و سپس مخلوط شدن کامل توسط MB وزن گل را بدست می آوریم که این مقدار تقریباً برابر 9ppg است. دوباره به مقدار 60g نمک به گل جدید اضافه می کنیم و سپس از mixing گل را وزن می کنیم.

وزن گل به 9.7 یوند بر گالن رسیده است.(توجه داشته باشید که توسط نمک می توان فقط وزن گل را تا 75pcf یا 10ppg ) افزایش داد.

حال اگر 30g دیگر نمک را به گل 9.7ppg اضافه کنیم و گل را پس از mixing وزن کنیم می بینیم که به وزن 10ppg یا 75pcf رسیده ایم. در این مرحله از آزمایش 15g نشاسته را توسط تراز و وزن کرده و گل اضافه می کنیم و مقادیر را محاسبه می کنیم.

برای رساندن وزن گل به مقدار مورد نیاز(135pcf) از باریت استفاده می کنیم که نوعی ماده وزن افزا است.

حال برای بالا بردن وزن گل ،در زمانی که گل زیر mixer قرار دارد باید 750g باریت را به آن اضافه کنیم در اینجا لازم به ذکر است که باریت علاوه بر افزایش وزن گل توانایی ایجاد pv را بواسطه ذرات خود دارد. پس در ابتدا مقدار 150g باریت را به گل اضافه می کنیم و پس از mixing کامل ،مقادیر را محاسبه می کنیم. داریم:

 

در ادامه ی کار 650g باریت را وزن کرده و به گل اضافه می کنیم. پس از اینکه عمل مخلوط شدن را به خوبی انجام دادیم گل جدید را وزن می کنیم و خواص رئولوژیکی آن را محاسبه می کنیم.

داده های بدست آمده به قرار زیراند :

 

پس مشاهده کردیم که دیگر برای افزایش بیشتر وزن نیازی به استفاده از فروبار نیست.

 

گل پایه روغنی

هدف از انجام این آزمایش ساخت گل پایه روغنی است. برای ساخت گل پایه روغنی بایستی آب و نفت را به نسبت ، 70% نفت و 30% آب با یکدیگر مخلوط می کنیم. برای ساخت گل پایه روغنی می بایست ابتدا گل پایه آبی را با 70% بشکه آزمایشگاهی بسازیم و سپس گازوئیل و امولسینایر (Emulsifier) را به آن اضافه می کینیم.

در آخر نیز می توان از مواد افزون کننده ی ویسکوزیتد مثل drill jell و مواد وزن افزا مثل پودر آهک نیز در ترکیب گل استفاده کرد.

مواد مورد استفاده در این آزمایش عبارتند از :

آب ،نمک ، Ca OH یا Na OH (برای افزایش PH) ، (پودر آهک) و امولسینایر.

در این آزمایش خواص رئولوژیکی گل برای ما مشخص نیست و ما می خواهیم ببینیم که با استفاده از 70g پودر آهک به چه وزنی می رسیم.

 

 

روش کار

ابتدا مقدار 30% از 350cc بشکه آزمایشگاهی را به عنوان فاز آب جدا می کنیم.

 حال مقدار 30g نمک را به فاز آب اضافه می کنیم تا وزن گل به pcf 75 برسد. حال در زمانی که ظرف گل در زیر mixer قرار دارد 70g از پودر آهک را به همراه0.5g Na OH  به آن اضافه می کنیم و صبر می کنیم که عمل mixing بطور کامل انجام شود.

در مرحله آخر گازوئیل را به مقدار 245cc با گل بدست آمده ،مخلوط می کنیم و در زیر mixer  قرار می دهیم. برای اینکه گازوئیل روی نفت معلق نماند (بخاطر چگالی کمتر) بایستی از امولسیفایر استفاده کنیم. پس هنگامی که mixer روشن است از حدود 1g مایع ظرفشویی به عنوان امولسیفایر استفاده می کنیم.

در آخر کار پس از آماده شدن گل آن را وزن کرده و توسط دستگاه  Fann V_G Meter مقادیر را می خوانیم. داده های زیر را داریم :   

 

 

 

روش‌های حفاری

 

تاریخچه حفر گمانه بسیار قدیمی است و پیشینیان برای جستجوی آب دردشتها و دره‌ها به حفر گمانه می‌پرداخته‌اند و چون تلمبه اختراع نشده بود، در اغلب موارد آب از چاه (گمانه) به صورت آرتزین خارج شده ویا چهارپایان کار آبکشی را انجام می‌دادند.

تا آنجا که تاریخ نشان می‌دهد قدیمیترینگمانه‌ها درچین حفر شده وسیستم حفاری ضربه‌ای که امروزه در حفر گمانه مورد استفاده قرار می‌گیرد، همان طریقه قدیمی است که در چین متداول بوده است. برای حفر گمانه به اعماق مختلف ، اقطار و در سنگهای گوناگون ، وسایل و تجهیزات و ماشین آلات حفاری در انواع و استانداردهای مختف با تکنولوژیهای گوناگون متداول است.

روش های حفاری


- حفاری مکانیکی
در این روش ، به یکی از سه روش ضربه ای ،چرخشی یا ترکیبی از این دو ، انرژی مکانیکی به سنگ منتقل می شود . در اصطلاح عملیاتی را که به روش مکانیکی موجب حفر چال در سنگ می شوند حفاری مکانیکی می گویند . امروزه ۹۸ درصد حفاریها به روش مکانیکی حفر می شوند . در معادن سطحی و حفاری های نیمه عمیق و عمیق عمدتاً از ماشین های حفاری چرخشی با مته های مخروطی شکل و ماشینهای ضربه ای سنگین استفاده می شود ؛ اما در معادن زیر زمینی یا به طور کلی درعملیات زیر زمینی از ماشین های ضربه ای استفاده می گردد.

- حفاری حرارتی
به طور کلی صرف نظر از نوع روش و منشا انرژی ، عملیاتی را که به حفر چال در سنگ منجرمی شود ، نفوذپذیری می نامند . در روش حرارتی ، به کمک انرژی حرارتی حاصل از آمیختن هوا یا اکسیژن با یک نوع سوخت ، ترجیحا نفت سفید ، نفوذ پذیری در سنگ صورت می گیرد . هوا یا اکسیژن و سوخت از دو مجرای جداگانه به داخل مخزنی واقع در پشت مته ارسال می شوند و پس از اشتعال ، شعله حرارت را از طریق نازل سر مته به سطح سنگ منتقل میکند و حرارت نیز سطح سنگ را متورق و آماده جدایی می کند . در نهایت ، به کمک فشارآب ، قطعات متورق جدا و به سطح زمین منتقل می شوند .

- حفاری آبی
در این روش، با استفاده از فشار آب تامین شده در سطح ، حفر چاه امکان پذیر می گردد. در اینجا فشار آب با سایش سطح سنگ ، مقاومت سنگ را در هم می شکند ، و بدین ترتیب ، حفاری صورت می گیرد . این روش با افزایش فشار آب ، در استخراج ذغال سنگ و ذخایر پلاسر نیزکاربرد دارد .

- حفاری لرزشی
در این روش با ایجاد لرزشهایی با فرکانس ۱۰۰ تا ۲۰۰۰۰ دور در ثانیه می توان سنگ را شکست . یکی از متداولترین روش های حفاری لرزشی ،روش حفاری مافوق صوت است .

- حفاری شیمیایی
در این روش با استفاده از فعل وانفعالات شیمیایی ناشی از انفجار مواد منفجره می توان در طبقات حفاری کرد . معمولاًدر این روش از دو نوع خرج استفاده می شود :

۱) خرج سیلندری که باعث حفر چالسیلندری می شود .
۲) خرج چالتراش که باعث افزایش قطر چال می شود .
- حفاری الکتریکی
در این روش با تولید الکتریکی ستونی یا قوسی یا جرقه ای ، عملیات نفوذپذیری در سنگ انجام می گیرد . در بعضی از این روش ها با وجود بالا بودن درجه حرارت ، به دلیل کوتاه بودن زمان تماس الکتریسته ، سنگ ذوب نمی شود ؛ اما در سایرروش ها به دلیل بالا بودن درجه حرارت و طولانی بودن زمان تماس الکتریسته با سطح سنگ، پس از ذوب شدن سطح سنگ ، سنگ می شکند .

- حفاری لیزری
با اشعه لیزر می توان تشعشعات الکترو مغناطیسی را به طور ستونی تولید کرد . این نوع تشعشعات را می توانبرای تبخیر یا ذوب سنگ ، ایجاد شکستگی در سنگ و حفر چال استفاده کرد . با تاباندن امواج قوی لیزری ستونی به سطح سنگ ، می توان باعث تبخیر سطح سنگ ، و ذوب و شکستگی سنگ در اطراف محدوده ذوب شد . شعاع عملکرد این مناطق به شدت و قدرت اشعه لیزر بستگی دارد.

● انواع روشها و تکنیکهای حفاریهای مکانیکی
▪ مته دورانی (Ratary drill)
این روش هم نمونه‌های خاک و سنگ را بدست می‌دهدو هم نمونه‌هایی برای انواع آزمایشهای برجا ایجاد می‌کند. این روش در حفر گمانه‌های غیر قائم برایزهکشی افقی یاایجاد مهار کاربرد دارد.

ـ روش حفاری :
پیشروی توسط سر مته برنده که در انتهای لوله حفاری قراردارد و تحت فشار هیدرولیکی است، انجام می‌شود. دیواره چاه را معمولا گل نگاه می‌دارد.

ـ مزایا :
روشی نسبتا سریع است و می‌تواند در همه نوع مواد نفوذ کند. برای همه نوع نمونه گیری مناسب است.
ـ محدودیتها :جابجا کردن وسایل در زمینهای ناهموار و باتلاقی مشکل است ومحتاج راه مناسب است. همچنین محتاج سکوی تسطیح شده است. کارآیی حفاری با توجه به اندازه دستگاه متغیر است.

حفاری ضربه‌ای
تنها در حفاری چاههای آببکار می‌رود. نمونه‌های شسته شده توسط گل‌کش ‌خارج می‌شود. عمق تا سنگ بستر را مشخص می‌کند.

ـ روش حفاری :
سر مته سنگین بالا آورده شده و رها می‌شود تا مواد شکسته شده و یک مخلوطی از خرده‌ها و آب ایجاد شود که توسط گل‌کش با پمپهای ماسه کش خارجمی‌شود. دیواره چاه توسط لوله جدار ، پابرجا نگاه داشته می‌شود.

ـ مزایا :
روشی نسبتا اقتصادی جهت تعبیه گمانه‌های با قطر زیاد (تا ۶۰سانتیمتر) در انواع مواد است.
ـ محدودیتها :ابزارها بزرگ و پر زحمت است. در خاکهای قوی و سنگ به کندیانجام می‌شود. اغتشاشات اطراف سر مته که ناشی از ضربات پر انرژی سر مته است، به شدت بر مقادیر SPT تاثیر می‌گذارد. مغزه گیری و نمونه UD سنگ امکانپذیر نیست.

 

عرضه , تقاضا و قیمت دکل های حفاری دریایی در نقاط مختلف دنیا

 

 

در این مقاله سعی شده است اطلاعات دقیقی از تعداد دکلهای حفاری دریایی موجود در مناطق مختلف دنیا و فعالیت های آنها و همچنین پیش بینی عرضه و تقاضا برای دکلهای دریایی و میانگین قیمتهای روزانه ارایه گردد.

در پایان هم  جدولی از ۱۰ پیمانکار  برتر دکلهای حفاری ( کمیتی ) تا تاریخ ۱۰ ژانویه ۲۰۰۷ ارایه گردیده است.

خاورمیانه :
از ۹۰ دکل متحرک این منطقه ۸۶ دکل دارای قرارداد میباشند ( ۹۶% ) که ۲ دکل از این تعداد semisubmersible  بوده و باقی jack up  میباشند که شرکت Aramco  عربستان با ۱۸ دکل و Adma-Opco  با ۱۲ دکل و RasGas  با ۹ دکل بیشترین تصدی دکلها را در این منطقه را دارا میباشند.

همانند بقیه دنیا این منطقه نیز از افزایش قیمتها متاثر شده است ولی همچنان نرخ پایینی نسبت به بقیه دنیا دارد ( حدود ۴۰۰۰۰ تا ۶۰۰۰۰ دلار و حداکثر ۲۰۰۰۰۰ دلار در روز ) یک دلیل بر این موضوع را میتوان قدیمی بودن قراردادهای موجود ( ۲ تا ۳ سال قبل ) عنوان کرد.

افزایش تقاضای آینده در این منطقه بیشتر از ناحیه قطر , عربستان و امارات خواهد بود.

دریای خزر :

تنها نیمی از  ۱۴ دکل این منطقه قرارداد دارند( ۶ دکل jack up  و ۷ دکل semisubmersible  و ۱ کشتی حفاری ) که  ۷ دکل از این تعداد در مناطق سردسیر و ۶ دکل در آذربایجان و یک کشتی در روسیه مستقر میباشند که با شرکتهای
AIOC , BP , Dragon Oil , LukOil , ExxonMobil , Petronas Carigali  قرارداد داشته و مشغول فعالیتند و دکل semisubmersible  ایران البرز در دست ساخت میباشد که طبق پیش بینی تا فوریه ( بهمن ماه ۱۳۸۵ ) با شرکت نفت خزر باید قرارداد میبسته است .

آسیا و اقیانوس آرام:

در این منطقه ۱۰۱ دکل حضور دارند که ۹۶ دکل از این مجموعه ( ۹۵%) قرارداد داشته و مشغول فعالیت میباشند. بازار آسیای جنوب شرقی آسیا بیش از سایر نقاط دارای نوسان و بالا و پاببن است و گاهی دارای کمبود و گاهی اضافه دکل است ,  در بدترین حالت پیمانکارانی که بدنبال دکل  Jack Up  میباشند در طول امسال با کمبود ۷ دکل مواجه میشوند که این تعداد در مورد دکل Semisub  حداکثر ۵ دکل است ولی در مورد کشتی های حفاری این مصداق به کلی متفاوت است به گونه ای که پیش بینی میشود حداکثر ۲ یا ۳ دکل از ۵ دکل موجود در این منطقه در طول سال جاری مشغول کار شوند.در منطقه استرالیا و نیوزیلند هم پیشبینی کمبود حداکثر ۱ یا ۲ دکل صورت گرفته است که این هم در مورد دکلهای Jack Up  خواهد بود.

خلیج مکزیک:

در اواسط ژانویه ۲۰۰۷ از ۱۳۹ دکل موجود در این خلیج ۱۱۹دکل  قرارداد داشته و مشغول فعالیت میبوده اند (۸۶%) .  مجموعه نامبرده ۷۶ دکل  Jack Up ,30 دکل Semisubmersible ,7 دکل Submersible  و شش کشتی حفاری را شامل میشود که بیشتر آنها در آبهای کم عمق مشغول حفاری میباشند.

در این منطقه عرضه وتقاضای دکل برای اعماق کم تقریبا با هم برابرند ولی برای مناطق عمیق تقاضا ( به خصوص برای دکل Semisubmersible و کشتی حفاری ) خیلی بیشتر از عرضه موجود و فعلی میباشد. کشتی های حفاری که قادرند تا عمق ۱۰۰۰۰ فوتی ( ۳۰۴۸ متری ) را حفاری کنند سنگین ترین و بزرگترین قراردادها را منعقد میسازند . به عنوان مثال
Transocean  Discover Enterprise  هنگام شروع بکار برای شرکت  BP  -۵۲۰۰۰۰ دلار در روز دریافت خواهد کرد.

آمریکای جنوبی و مرکزی :

در این منطقه نیز تقاضا همچنان در حال پیشی گرفتن بر عرضه است و نرخها نیز همچنان در حال افزایش , به گونه ای که هر ۷ کشتی حفاری موجود در این منطقه که برای برزیل کار میکنند تا پایان ۲۰۰۷ قرارداد داشته و تقاضا برای آینده نیز برای آنها وجود دارد ولی نه با قیمت کنونی , به گونه ای که   Transocean Deepwater Discovery  که بالاترین رقم برای امسال ( ۳۰۰۰۰۰ دلار ) را دریافت میکند برای سال بعد ۴۷۵۰۰۰ دلار از شرکت Devon Energy  برزیل دریافت خواهد کرد.

Semisubmersible ها هم در این منطقه همانند دو سال گذشته همگی قرارداد داشته و مشغول فعالیتند ( به استثنای  یک دکل ) . میانگین نرخ روزانه ۲۸ دکل Semisubmersible در این منطقه ۳۳۶۰۰۰ دلار و بالاترین آنها ۴۵۰۰۰۰ دلار است.

حدود ۹۱%  از دکلهای Jack Up  موجود در ابن منطفه قرارداد داشته و با میانگین نرخ روزانه ۱۶۵۶۵۱ دلار  مشغول فعالیت میباشند ( ۴۲ دکل از ۴۶ دکل ) .

اروپای شمالغرب :

در اواسط ژانویه ۲۰۰۷ همه ۷۶ دکل موجود در شمال غرب اروپا قرارداد داشته و مشغول فعالیت بوده اند . و پیش بینی ها بر این است که با تامین ۴  دکل Semisubmersible  و یا Jack up تا پایان سال ۲۰۰۷ این منطقع در عرضه و تقاضا متعادل شود.

در طول سال گذشته بازار دکل اروپای شمال غرب ,  بازار بسیار قوی و محکمی نشان داده است . هر چند که در آینده  مشکلات زیادی مثل کم شدن اکتشاف و تولید در این منطقه ( بدلیل کاهش تولید و افزایش مالیاتها و فرسودگی ساختار های زیر بنایی کشوری مثل انگلستان ) و یا شرایط سخت کاری ( مثل استانداردهای بالای کاری و هزینه های آزمایشگاهی فوق العاده بالا و محدودیت های جغرافیایی بخصوص برای کشوری مثل نروژ و دریای برنت ) پیش روی این بازار خواهد بود ولی با این حال چون تعریف پروژه ها در این منطقه بیش از دکل های موجود است ما همچنان شاهد پیشی گرفتن تقاضا بر عرضه خواهیم بود که باعث خواهد شد شرکتی مثل Statoil  به دنبال انعقاد ۴ یا ۵ قرارداد ۴ تا ۵ ساله با دکل های  بزرگ باشد.

مدیترانه و دریای سیاه:

از ۲۴ دکل این منطقه ۲۳ دکل قرارداد دارند ( ۹۶% ) که مصر با ۱۱ دکل در این منطقه پیشتاز است و باقی کشور های این منطقه در پی افزایش فعالیتهتی خود میباشند مثلا انتطار میرود ایتالیا تعداد دکلهای خود را به ۵ افزایش دهد و ترکیه میزبان ۲ دکل شود و تونس و لیبی نیز در پی افزایش فعالیتهای دریایی خود میباشند ( هر چند که این انتظار ممکن است امسال نیز برآورده نشود ) .با فعایتهای لرزه ای انجام گرفته به نظر میرسد که در آینده نه چندان دور لبنان هم به مجموعه کشورهای این منطقه اضافه شود.

افریقای غربی:

به معنای واقعی کلمه از ۱۰۰ % پتانسل دکلی موجود در این منطقه استفاده میشود و این نرخ فعالیت تا پایان سال برقرار است. همینک نرخ عرضه و تقاضا برابر است ولیکن در پایان سال تقاضا اندکی بیش از غرضه خواهد شد.

بیش از۶۰% دکل های موجود در این منطقه قراردادهای دراز مدت ( تا ۲۰۰۸ یا حتی تا ۲۰۱۰ ) بسته اند ( بیشتر اکتشافی و در آبهای عمیق ) .

افزایش نرخ های روزانه این منطقه را هم تحت تاثیر قرار داده به گونه ای که دکل Jack up  ۹۱ متری سال گذشته ۱۲۳۶۶۷ دلار در روز  دریافت میکرده ولی امسال ۱۶۵۵۰۰ دلار دریافت میکند و دکل semisub  برای عمق ۱۵۲۴ متری از ۲۵۰۰۰۰ دلار در روز در سال گذشته به ۴۳۰۰۰۰ دلار در روز و کشتی های حفاری( مثل Saipem 10000 (از ۲۸۵۰۰۰ به  ۴۹۰۰۰۰دلار  افزایش یافته است.

بقیه نقاط دنیا

آسیا و اقیانوس آرام

خاورمیانه

افریقای غربی

اروپای شمالغرب

امریکای لاتین

خلیج مزیک

دکلهای دردست ساخت

کلهای قرارداد بسته

کل دکل های متحرک

نام شرکت

۱۶

۱۷

۴

۱۳

۱۵

۶

۱۰

۳

۸۱

۸۱

Transocean

6

8

9

13

10

2

12

1

57

60

GlobalSantaFe

1

5

14

7

9

15

9

4

60

60

Noble

2

12

8

1

8

1

16

4

46

48

Ensco

3

1

2

9

0

19

14

0

48

48

Pride

3

9

1

0

4

8

22

2

45

47

Diamondoffshore

2

24

0

4

4

0

0

14

27

34

SeaDrill

1

10

0

0

8

10

1

7

20

30

MaerskContractors

0

0

0

0

0

28

0

0

23

28

PDVSA

0

0

0

1

0

5

21

0

19

27

Todco

34

86

38

48

58

94

105

35

426

463

جمع کل

 

 

فناورى هاى نوین اکتشاف

با ظهور فناورى هاى ویژه و پویا، تغییرات زیادى در شیوه هاى اکتشاف ایجاد شده است. اکتشاف و بهره‌بردارى از

منابع نفت و گاز، در ابتدا به روش جست وجوى شواهد سطحى این منابع زیرزمینى انجام مى شد. این جست وجو

شامل پیگیرى رخنه‌هاى نفت یا گاز بود که از زمین به بیرون نفوذ کرده بود. به دلیل این که مقدار کمى از ذخایر نفت

و گاز طبیعى به سطح زمین نفوذ می‌کنند، این فرآیند اکتشاف ناکارآمد بود. با توسعه صنایع در کشورهاى مختلف،

نیاز جهان به سوخت هاى فسیلى روزافزون شد. این مسئله ضرورت تغییر در روش هاى اکتشاف و افزایش بازده این

روش ها را دوچندان ساخت. امروزه اکتشاف ذخایر نفت و گاز بسیار پیچیده شده و با بهره‌گیرى از تجهیزات ویژه،

درصد موفقیت در کشف ذخایر فسیلى را به حد قابل قبولى رسانده است. در این نوشتار، روش ها و مراحل اکتشاف

ذخایر نفت و گاز بررسى مى شود. تهیه بانک داده‌ها فناوری، نقش عمده اى در میزان موفقیت مکان‌یابى ذخایر نفت

گاز طبیعى دارد. این فناورى هنگامى موثر است که یکى از ابزار اصلى آن را که همان داده‌هاى صحیح – نرم‌افزار –

است، زمین‌شناسان و ژئوفیزیک ها بررسى و فرآورى کنند. این داده‌ها هنگامى کاربردى می‌شوند که به درستى

جمع‌آورى و طبقه‌بندى شوند. این داده‌ها که معمولاً شامل ویژگی‌هاى ذخایر زیرزمینى است، به منظور تبیین

زمینه‌هاى علمى براى تعیین محل ذخایر نفت خام و گاز طبیعى تفسیر می‌شوند. فرآیند اکتشاف نفت خام و گاز

طبیعى سرشار از تردید و با آزمون و خطاى فراوان همراه است، زیرا نفت و گازى که جست وجو می‌شود، اغلب

صدها فوت پایین‌تر از سطح زمین قرار دارد. از این رو، جمع‌آورى و طبقه‌بندى علمى داده‌ها در کاهش خطاى اکتشاف

بسیار موثر است. مطالعات زمین‌شناسی زمین شناسان اکتشاف نفت خام و گاز طبیعى را با بررسى ساختار

سطحى زمین مناطقى که احتمال دارد منابع نفت و گاز داشته باشند، آغاز مى کنند. در اواسط قرن هجدهم زمین

شناسان به این نتیجه رسیدند که در سراشیبی‌هاى تاقدیسی، احتمال وجود ذخایر نفت و گاز بیشتر است. در این

تاقدیس‌ها که زمین در محل خود چین خورده است، لایه‌هاى گنبدى شکل ایجاد شده که نشانگر تعداد زیادى از

ذخایر نفت و گاز است. با بررسى و ترسیم مشخصات سطحى و زیرسطحى یک منطقه مشخص، زمین‌شناس

پیش‌بینى می‌کند در کدام مناطق احتمال وجود ذخایر نفت خام و گاز طبیعى بیشتر است. زمین‌شناس از ابزار

متعددى براى این بررسى بهره می‌برد. از جمله این ابزار، بررسى برش‌هاى صخره‌هاى درون زمین، دره‌ها و یا تنگه‌ها

از نظر محتواى مایع درون سنگها، تخلخل سنگ، رطوبت‌پذیری، سن و ترتیب شکل یافتن صخره است که امکان

استنتاج‌هایى درباره ذخایر احتمالى را به زمین نشان می‌دهد. هنگامى که زمین‌شناس، منطقه‌اى را ارزیابى مى

کند و احتمال وجود یک منبع نفتى و یا گازى را در آن محدوده محتمل مى داند، آزمایش‌هاى بعدى براى به دست

آوردن اطلاعات جزئی‌تر و ترسیم دقیق تشکل‌هاى زیرزمینى مرتبط با ذخایر نفت و گاز طبیعى انجام می‌شود. معمولاً

زمین شناسان این آزمایش‌ها را انجام مى دهند. لرزه‌نگارى در اکتشاف لرزه‌نگارى بزرگ ترین پیشرفت پیش بینى

نشده در اکتشاف نفت خام و گاز طبیعى است. لرزه‌نگارى بر مطالعه شکل موج‌هاى ارتعاشى استوار است که از

میان لایه‌هاى زمین عبور مى کند و با انواع تشکل‌هاى زیرزمینى به طور متفاوت تعامل دارد. در سال ۱۸۵۵،

ال.پالیمیر، اولین لرزه‌نگار را به عنوان ابزارى براى تشخیص و ثبت زمین‌لرزه‌ها کشف کرد. این دستگاه قادر به ثبت

ارتعاش هاى زمین بود که در یک زمین‌لرزه به وجود می‌آید. این فناورى از سال ۱۹۲۱ به منظور استفاده در یافتن

محل تشکل‌هاى نفتى و گازى زیرزمینى در صنعت نفت به کار برده شد. موج هاى ارتعاشى یادشده که یک منبع آن

را ایجاد می‌کند، از لایه‌هاى متفاوت زمین عبور مى کند و قسمتى از آن را لایه‌هاى زیرزمینى مختلف به سمت منبع

انعکاس می‌دهند. این انعکاس، امکان استفاده از لرزه‌نگارى را براى تبیین ویژگى هاى لایه‌هاى زمین به زمین‌شناس

می‌دهد. زمین‌شناسان قادرند ارتعاش هایى را در سطح زمین ایجاد و چگونگى بازگشت این ارتعاش ها را به سطح

ثبت کنند. موج هاى ارتعاش ارسال شده در برخورد با صخره‌ها و لایه‌هاى سخت زمین نسبت به لایه‌هاى با منفذ

زیاد، بازتاب متفاوتى دارند و همین تفاوت به زمین‌شناس امکان مى دهد تا محدوده و عمق سنگ هاى متخلخل را

که احتمالاً حاوى نفت و گاز هستند، تخمین بزنند. لرزه‌نگارى ساحلی در لرزه‌نگارى براى اکتشاف در مناطق

ساحلی، موج‌هاى ارتعاشى مصنوعى به سطح زمین فرستاده می‌شوند. این موج ها پس از برخورد با لایه‌هاى

مختلف، بازتابى ایجاد می‌کنند که قطعات حساسى به نام ژئوفون آنها را ثبت می‌کنند. این داده‌هاى برداشت شده

به یک ماشین ثبت ارتعاش منتقل می‌شود تا اطلاعات لازم براى تفسیر زمین شناسان و مهندسان مخزن را فراهم

کند. این ماشین وظیفه تقویت، ترجمه و بایگانى ارتعاش هاى دریافتى از ژئوفون را دارد. در روزهاى اولیه اکتشاف

لرزه‌ای، امواج لرزه‌اى به وسیله دینامیت ایجاد می‌شود. طراحى و نحوه بارگذارى دینامیت‌ها بسیار دقیق بود، ‌به

گونه اى که انفجارهاى کوچک امواج لرزه‌اى لازم و ضرورى را ایجاد می‌کرد. در اواسط دهه ۷۰ مشخص شد که

نوارهاى سفیدى به نام نقطه‌هاى روشن، روى باریکه‌هاى ثبت شده لرزه‌اى ظاهر می‌شود. این نوارهاى سفید،

نشانگر وجود ذخایر هیدروکربن در زیر زمین بود. صخره‌هاى طبیعى و پر منفذ داراى گاز طبیعى اغلب بازتاب هاى قوى

ترى نسبت به صخره‌هاى پر آب و معمولى دارد و از طریق نقطه‌هاى روشن به صورت مستقیم قابل تشخیص است.

این روش تشخیص ذخایر گازى که روش بازرسى مستقیم نام دارد، در برخى موارد ذخایر هیدروکربنى را نمایان نمى

کند؛ از این رو روش کاملاً مطمئن و مورد اعتمادى نیست. فناورى هاى نوین اکتشاف یکى از بزرگ ترین نوآوری‌هاى

تاریخ اکتشاف نفت و گاز، استفاده از رایانه براى ثبت و تحلیل داده‌هاى زمین‌شناسى بر روى نقشه‌هاى مخصوص

است. با توسعه یافتن میکروپروسسورها، اطمینان استفاده از رایانه براى ثبت و تحلیل داده‌هاى ارتعاشی، افزایش

قابل توجهى یافته است. این مسئله امکان پردازش مقادیر بیشترى از اطلاعات را فراهم کرده و اعتبار و محتواى

اطلاعاتى مدل هاى لرزه‌اى را افزایش داده است. زمین‌شناسان در اکتشاف به کمک رایانه از سه مدل اصلى

اکتشاف بهره می‌برند. این مدل ها عبارتند از: - مدل دوبعدی - مدل سه‌بعدی - مدل چهاربعدی فناورى بهره‌گیرى از

رایانه، آنقدر پیشرفت کرده که اکنون با ترکیب اطلاعات به دست آمده از انواع آزمایش ها مانند گزارش هاى روزانه،

تولید اطلاعات و آزمایش هاى غلظت‌سنجى امکان ایجاد یک تجسم فکرى از زیر زمین را فراهم کرده است. با

استفاده از این امکانات، زمین‌شناسان قادر به ترکیب تمام داده‌ها براى پردازش و ایجاد یک تصویر روشن و کامل

زمین‌شناسى از زیر زمین هستند. لرزه‌نگارى سه‌بعدی یکى از چشمگیرترین پیشرفت‌ها در اکتشاف به کمک رایانه،

توسعه لرزه‌نگارى سه‌بعدى ست. این روش از داده‌هاى لرزه‌اى منطقه براى ایجاد یک تصویر سه‌بعدى از تشکل‌ها و

لایه‌هاى مختلف زمین‌شناسى منطقه استفاده می‌کند. از آنجاکه این تصویر واقعى می‌تواند براى تخمین زدن وجود

لایه‌هاى هیدروکربنى در منطقه و صفات خاص ساختمان این تشکل ها بسیار مفید باشد، به زمین‌شناسان در

تخمین ذخایر هیدروکربورى با احتمال بسیار بالا کمک مى کند. استفاده از روش لرزه‌نگارى سه بعدى احتمال

موقعیت‌یابى مخزن را تا ۵۰ درصد افزایش می‌دهد. این فناورى با وجود موفقیت‌آمیز بودن، بسیار هزینه‌بر است.

لرزه‌نگارى سه‌بعدى می‌تواند بیش از یک میلیون دلار در یک منطقه با ۵۰ مایل مربع مساحت هزینه در بر داشته

باشد. در تولید تصاویر سه‌بعدى نیاز به داده‌هایى است که از هزاران نقطه جمع‌آورى شده باشد، حال آن که در روش

هاى دو بعدى صرفاً نیاز به چندصد نقاط داده است. به دلیل پیچیدگى و طولانى بودن فرآیند، از لرزه‌نگارى سه‌بعدى

در ترکیب با دیگر روش هاى اکتشاف استفاده مى شود. براى مثال، یک زمین شناس ممکن است از لرزه‌نگارى

دوبعدى مرسوم به منظور طراحى و بررسى ویژگى هاى زمین‌شناسى براى ارزیابى احتمال وجود ذخایر نفت و گاز

استفاده کند. در این حالت هنگامى که از فناورى هاى مقدماتى استفاده مى شود، از لرزه‌نگارى سه‌بعدى صرفاً در

مناطقى که احتمال وجود ذخایر هیدروکربورى بالا است، استفاده مى شود. علاوه بر تعیین محل ذخایر نفت و گاز،

لرزه‌نگارى سه‌بعدى در تعیین محل دقیق و بهینه چاه‌هاى حفارى نیز موثر است. با استفاده از این فناوری، علاوه بر

بهینه کردن تعداد چاه ها و کاهش هزینه‌هاى خرج‌هاى اضافی، با تعیین محل دقیق چاه ها امکان استخراج بیشتر

نفت و گاز از زمین فراهم می‌شود. لرزه‌نگارى سه‌بعدى میزان بازیافت چاه هاى مولد را به حدود ۴۰ تا ۵۰ درصد

افزایش می‌دهد، حال آن که میزان بازیافت چاه هایى که با فناورى هاى معمولى اکتشاف تعیین محل شده‌اند، ۲۵ تا ۳۰

 درصد است. تا سال ۱۹۸۰ تنها یکصد آزمایش لرزه‌نگارى سه‌بعدى صورت گرفته بود. در اواسط دهه ۹۰ با کاهش

نسبى هزینه و توسعه فناورى در هر سال ۲۰۰ تا ۳۰۰ آزمایش لرزه‌نگارى سه‌بعدى صورت پذیرفت. در سال ۱۹۹۳، ۷۵

 درصد از بررسی‌هاى اکتشاف ساحلى از لرزه‌نگارى سه‌بعدى استفاده کردند. در ایران، در میدان هایى مانند

آب‌تیمور، دارخوین، کرنج و پارسی، عملیات لرزه‌نگارى سه‌بعدى با موفقیت اجرا شده است. تصویر لرزه‌نگارى دوبعدی

اکتشاف به کمک رایانه دوبعدى شامل تولید یک تصویر از لایه‌هاى مختلف زیر سطح زمین است. در روش‌هاى

مرسوم زمین‌شناسى با جمع‌آورى و تحلیل اطلاعات موجود، تصورى دوبعدى از این لایه‌هاى براى خود ترسیم

می‌کند، اما با کمک فناورى رایانه، امکان ایجاد نقشه‌هاى بسیار مفصل‌تر و بسیار سریع تر از روش هاى مرسوم

وجود دارد. علاوه بر این، با سیستم دوبعدى امکان استفاده از نمایش تصاویر رنگى ایجاد شده رایانه اى براى

برجسته کردن خواص زمین‌شناسى وجود دارد‌ که از طریق روش‌هاى تصویرلرزه‌نگارى مرسوم امکان ظهور بسیار

پایینى دارد. تصویر لرزه‌نگارى دوبعدى پیچیدگى و تفصیل کمترى از تصویر سه‌بعدى دارد. جالب توجه است که فناورى

لرزه‌نگارى سه‌بعدى پیش از فناورى دوبعدى توسعه یافت. فناوری‌هاى دوبعدى تصویر لرزه‌نگارى در حقیقت توسعه‌اى

از فناوری‌هایى سه‌بعدى است. فناورى دوبعدى براى ساده‌کردن و کاهش هزینه‌هاى لرزه‌نگارى سه‌بعدی، همچنین

کاهش پیچیدگی‌هاى استفاده از فناورى سه‌بعدى توسعه یافت. تصویر لرزه‌نگارى دوبعدى به کمک رایانه (CAEX) در

مناطقى به کار می‌رود که احتمال وجود ذخایر نفت خام و گاز طبیعى به حدى است که استفاده از لرزه‌نگارى

سه‌بعدى را از لحاظ اقتصادى و صرف زمان توجیه‌پذیر سازد. تصویربردارى لرزه‌نگارى چهاربعدی یکى از پیشرفت هاى

پیش بینى نشده اخیر در اکتشاف لرزه‌اى و شکل دادن ساختمان‌هاى صخره زیرزمین، ابداع تصویرلرزه‌نگارى

چهاربعدى بوده است. این نوع تصویربردارى از توسعه فناورى تصویربردارى سه‌بعدى است. در تصویربردارى چهاربعدى

به جاى دریافت یک تصویر ساده و ساکن از زیر زمین، تغییرات در ساختار و خواص تشکل هاى زیرزمینى به طور

مستمر مشاهده می‌شود. از آنجاکه چهارمین بعد در تصویر لرزه‌نگارى چهاربعدى زمان است، به آن تصویربردارى

مشمول مرور زمان نیز گفته می‌شود. مطالعات لرزه‌اى متفاوت از یک منطقه خاص در زمان هاى گوناگون انجام شده

و این (ترتیب) داده‌هاى مختلف به یک رایانه قدرتمند منتقل می‌شود تا تصاویر مختلفى از آنچه در زیر زمین می‌گذرد،

به دست آید. با مطالعه چگونگى تغییر تصاویر لرزه‌اى در سراسر زمان، زمین‌شناسان قادر به کسب آگاهى بیشتر از

خواص مختلف صخره‌ها شامل جریان سیال در زیر زمین، چسبندگی، دما و غلظت هستند. علاوه بر این، زمین

شناسان و مهندسان از لرزه‌نگارى چهار بعدى می‌توانند براى ارزیابى خواص یک مخزن مانند زمان استخراج نفت خام

و هنگامى که توسعه مخزن اهمیت می‌یابد، استفاده کنند. استفاده از لرزه‌نگارى چهار بعدى در یک مخزن می‌تواند

میزان بازیافت را به بیش از آنچه با استفاده از لرزه‌نگارى دوبعدى یا سه‌بعدى به دست می‌آمد، افزایش دهد، در

حالى که میزان بازیافت این دو نمونه از لرزه‌نگارى ۲۵ تا ۳۰ درصد و ۴۰ تا ۵۰ درصد به ترتیب توالى است. استفاده از لرزه‌نگارى چهار بعدى می‌تواند میزان بازیافتى حدود ۶۵ تا ۷۰ درصد در پى داشته باشد. لرزه‌نگارى دریایی در آغاز اکتشاف براى نفت خام و یا گاز طبیعى که صدها یا هزاران پا زیر سطح دریا قرار دارد، از روشى نسبتاً متفاوت از اکتشاف لرزه‌اى استفاده می‌شود. در این روش به جاى استفاده از خودرو و ژئوفون ها، از یک کشتى برداشت

داده‌ها استفاده می‌شود. به جاى ژئوفون‌ها، در اکتشاف دریایى از هیدروفون ها استفاده می‌شود که براى برداشت

امواج لرزه‌اى زیر آب طراحى شده است. این هیدروفون ها در ساختارهاى متفاوت بر حسب نیاز زمین شناس با

طناب به دنبال کشتى کشیده می‌شود. در این روش به جاى استفاده از دینامیت یا ضربه‌ بر کف بستر دریا، کشتى

لرزه‌اى از یک تفنگ بادى بزرگ استفاده می‌کند که گلوله‌هاى هواى فشرده را به زیر آب رها می‌کند. به این طریق

امواج لرزه‌اى که می‌تواند به درون پوسته زمین برود و بازتاب هاى مورد نیاز را تولید کند، ایجاد می‌شود. اندازه‌گیرى

مغناطیسى (مگنومتر) علاوه بر استفاده از لرزه‌شناسى براى جمع‌آورى اطلاعات مرتبط با ترکیب پوسته زمین،

خواص مغناطیسى ساختمان هاى زیر زمین نیز می‌تواند براى تولید داده‌هاى زمین‌شناسى استفاده شود. این کار با

استفاده از مگنومترها انجام می‌شود؛ دستگاه هایى که می‌تواند تفاوت هاى جزئى در خواص مغناطیسى لایه‌هاى

مختلف زمین را اندازه‌گیرى کند. در روزهاى اولیه مگنومترها، دستگاه‌هاى بزرگ و حجیم بودند که تنها قادر بودند یک

منطقه کوچک را در یک زمان بررسى کنند. با توسعه فناوری، در سال ۱۹۸۱، ناسا ماهواره‌اى به فضا پرتاب کرد که

قادر به برداشت داده‌هاى مغناطیسى در یک مقیاس قاره‌اى بود. این ماهواره که «مگ‌ست» نامیده می‌شد، مطالعه

ساختمان هاى صخره‌هاى زیرزمینى و پوشش زمین را در یک مقیاس بزرگتر شدنى و امکان جمع‌آورى اطلاعاتى

مانند جابه جایى لایه‌هاى مختلف زمین و تعیین محل ذخایر نفت خام، گاز طبیعى و سایر معادن ارزشمند را فراهم

کرد. تفسیر داده‌ها با استفاده از روش‌هاى یادشده، منابع زیادى از داده‌ها و اطلاعات براى زمین‌شناس به منظور

استفاده در اکتشاف هیدروکربن‌ها فراهم می‌شود. این اطلاعات خام بدون تفسیر دقیق و مبتنى بر روش‌هاى

علمی، قابل استفاده نخواهد بود. زمین شناس همانند قراردادن قطعات یک پازل، تمام منابع داده قابل دسترس نظیر

ساختار لایه‌هاى صخره‌هاى زیرزمین را براى ایجاد یک مدل یا حدس‌هاى علمى به کار می‌برد. گفتنى است که با

وجود تکامل تدریجى و شگفت‌انگیز فناورى و روش هاى اکتشاف، تنها راهى که سبب اطمینان از وجود یک مخزن گاز

طبیعى یا نفت خام می‌شود، حفارى یک چاه اکتشافى است. یک زمین‌شناس گرچه می‌تواند بهترین حدس هاى

موجود را براى موقعیت مخازن بزند، اما این حدس مصون از خطا نیست. شاید در آینده‌اى نزدیک، پیشرفت و توسعه

فناورى سبب شود که این حدس‌ها و تخمین‌ها، با کمترین خطاى ممکن، سبب کاهش هزینه‌هاى اکتشاف و حفارى

شوند. همان گونه که ملاحظه شد، استفاده از تکنیک‌هاى لرزه‌نگارى سه و چهار بعدی، اکتشاف در میدان هاى نفت

و گاز جهان را به دلیل فراهم آوردن اطلاعات بسیار دقیق ترى براى ادامه کار اکتشاف تا بهره‌برداری، تحت تاثیر خود

قرار داده است. در حال حاضر در کشور ما به طورعمده از لرزه‌نگارى دوبعدى استفاده می‌شود. لرزه‌نگارى سه‌بعدى

نیز در بعضى از پروژه‌هاى اخیر صنعت نفت از طرف شرکت‌هاى خارجى استفاده شده و هنوز نیروهاى متخصص

داخلى آن را به طور مستقل انجام نداده اند. با آن که لرزه‌نگارى چهار بعدى نیز افزایش بازیافت نفت و گاز مخازن با

هزینه‌هاى کمتر را به همراه دارد، اما هنوز در ایران استفاده نشده است. صنعت نفت کشور ما به منظور بهره‌گیرى از

فناوری‌هاى مدرن لرزه‌نگاری، می‌تواند همکارى مشترکى را در مطالعه و به‌کارگیرى این روش‌ها با صاحبان فناورى

هاى یادشده مدنظر قرار دهد تا از مزیت هاى این فناورى ها بهره مند شود

 

موارد مورد استفاده در گل حفاری


برای انجام مراحل مختلف اکتشاف مواد معدنی فلزی و غیر فلزی ، نفت ، گاز و آب و همچنین به منظور بررسی و مطالعه خصوصیات سنگ شناسی ، آلتراسیون و کانی سازی لایه‌های زیرزمینی یک منطقه به حفاری می‌پردازند. انواع مهم حفاری عبارتند از : نوع مغزه گیر ، نوع روتاری و نوع ضربه‌ای. مواردی که برای حفاری استفاده می‌شود تابع روش حفاری ، مقاومت سنگها ، میزان شکستگی ، عمق ، مواد گازی و ترکیب کانی شناسی سنگ است.

نقش مواد در گل حفاری

کنترل وزن مخصوص
برای منترل مخصوص از باریت ، گالن و آهک استفاده می‌شود. در مواردی که فشار آب و یا گاز در منطقه حفاری زیاد باشد، یا حفاری در سنگ خاصی (نظیر شیل) صورت گیرد، از باریت می‌توان استفاده نمود. در صورتی که فشار آب و یا گاز در سنگهایی که حفاری می‌شود خیلی زیاد باشد، از گالن استفاده می‌کنند. از آهک به منظور کاهش وزن مخصوص کمک می‌گیرد.

مواد تغییر دهنده غلظت
به منظور بازیابی سریع مواد حفاری شده ، جلوگیری از گیر کردن مته و افزایش سرعت حفاری ، از نبتونیت سدیم‌دار ، اتاپولژیت (Attapulgite) ، آزبست ، موسکویت ، گرافیت و دیاتومیت می‌توان استفاده کرد.

کنترل ترکیب شیمیایی محلول حفاری
ترکیب شیمیایی محلول حفاری بر غلظت ، وزن مخصوص ، سرعت حفاری و دستگاههای حفاری تاثیر مستقیم می‌گذارد. مواد معدنی مورد استفاده عبارتند از بی‌کربنات سدیم ، نمک ، آهک ، دولومیت و ژیپس.

 

مواد معدنی که در حفاری استفاده می‌شوند:

  • بنتونیت : به منظور جلوگیری از هدر رفتن محلول حفاری در چاههایی که درز و شکاف زیاد دارند. می‌تواند از نبتونیت سدیم‌دار به عنوان پوشش داخلی سطح چاه استفاده نمود. نبتونیت خاصیت کلوئیدی را افزایش می‌دهد. و در نتیجه درصد بازیابی پودر و سنگ افزایش می‌یابد.
  • میکا : برای جلوگری از گیر کردن مته در سنگهای دارای خاصیت چسبندگی زیاد ، نظیر وزن گسلی یا در سنگهای مارنی از میکا باید استفاده شود.
  • گرافیت : هر گاه مته و محور آن به هنگام حفاری گیر کند استفاده از گرافیت لازم می‌آید که البته بعد از بر طرف شدن مانع باید آن را از چاه خارج کرد.
  • باریت : برای کنترل وزن مخصوص از باریت استفاده می‌کنند.
  • گالن : به منظور کنترل وزن مخصوص از گالن استفاده می‌نمایند.
  • آهک و دولومیت : جهت کاهش وزن مخصوص و کنترل خاصیت قلیای از آهک و دولومیت می‌توان استفاده نمود.
  • ژیپس : برای جلوگیری از آلودگی کربنات و همچنین جهت لخته کردن کانیهای رسی از ژیپس استفاده می‌شود.
  • آزبست : به منظور افزایش درصد مواد حفاری می‌توان از آزبست استفاده نمود.
  • نمک : در موقع حفاری به منظور کنترل قطر چاه و همچنین برای کنترل پراکندگی رسها از نمک استفاده می‌شود.
  • کربنات و بی‌کربنات سدیم : به منظور کنترل محلولها و جلوگیری از خطر آلودگی ، کربنات را مورد استفاده قرار می‌دهند.
  • پرلیت و خاکسترهای آتشفشانی : این مواد به عنوان سیمان بکار می‌روند

 

بخش های مختلف در دکل حفاری

اصولا" در حفار ی دورانی دو نوع دکل وجود دارد :

I.  دکل استاندارد که با چهار پایه (Leg)  که روی یک پی چهار گوش قرار دارد و هر دفعه قطعه قطعه می کنند.
II. دکل خود فراز یکبار موقع  ساخت سر هم  بندی  می شود =  دکل چاقوئی = Jackknife Mast

هر دکل بر روی زیر سازه ای  (Substructure)   بنا میشود   که کار آن :

الف) نگهداری سکوی دستگاه حفاری و تامین فضا برای تجهیزات و کارگران
ب  ) تامین  فضا  برای  فورانگیر های  زیر سکوی  د ستگاه    حفاری

معمولا"  ظرفیت  بار  یک  د کل  استاندارد  از  ۲۵۰۰۰۰  تا ۱۵۰۰۰۰۰ پوند ( ۱۲۵ تن تا ۷۵۰ تن ) تغییر میکند و بادهائی با سرعت ۱۰۰ تا  ۱۳۰ مایل در ساعت ( ۲۰۸  -  ۱۶۰ کیلومتر در ساعت ) را می تواند تحمل نماید بدون اینکه احتیاج به مهار دکل با سیم باشد.

قسمت های مختلف یک دکل حفاری :

1.جعبه قرقره تاج و سکوی تاج (میزاب )  Crown Block &  Water Table 
2.دکل خود فراز                                                             Mast
3.سکوی دکلبان                                             Monkey Board
4.جعبه قرقره متحرک                                      Traveling Block
5.قلاب                                                                         Hook
6.هرز گرد                                                                    Swivel
7.گیره بالا بر                                                            Elevator
8.کلی                                                                          Kelly
9.بوش رانش کلی                                            Kelly Bushing
10. بوش اصلی                                               Master Bushing
11. سوراخ اتصال                                                  Mouse Hole
12. گمانه (چاهک کلی  )                                                Rat Hole
13. آچار چپ                                                   Back up Tongs
14. آچار راست                                               Make up Tongs
15. گردونه حفاری                                                 Draw works
16. وزن نمای حفاری                                    Weight Indicator
17. تابلو حفار                                               Driller’s Console
18. اتاق حفار                                                          Dog House
19. خرطومی کلی                                                  Rotary Hose
20. انباره روغن فورانگیر                              Accumulator Unit
21. راهرو                                                                 Cat Walk
22. سرسره                                                            Pipe Ramp
23. خرک های  لوله                                                     Pipe rack
24. زیر سازه دکل                                                 Substructure
25. ناودان برگشت گل                                     Mud Return Line
26. الک لرزان                                                       Shale Shaker
27. چند راهه کاهنده  (فورانگیر)                        Choke Manifold
28. جدا کننده گاز گل                                Mud – Gas Seperator
29. گاز زدا                                                                 Degasser
30. حوضچه های گل                                               Reserve Pits
31. مخازن گل                                                             Mud Pits
32. لای زدا                                                                   Desilter
33. ماسه زدا                                                             Desander
34. پمپ های  گل                                                   Mud Pumps
35. خروجی پمپها                                  Mud Discharge Lines
36. سیلوهای مواد فله گل و سیمانBulk Mud Components Storage   
37. انبار مواد گل                                                       Mud Hose
38. مخازن آب                                                      Water Tanks
39. مخزن گازوئیل                                                 Fuel Storage
40. موتورها و                             .......Engines  &  Generators
41. مجموعه فورانگیر گل             Blow – out  Preventor Stack
42. کابل حفاری                                                    Drilling Line

 

 توضیح بخش های مختلف دکل حفاری ( نمای کناری):

١- های دریل یا (Hi drill)  که محافظت کننده فضای حلقوی یا آنولوس است.

۵٫۴٫۳٫٢- Top Rams  و Shear Rams وBlind Rams  و  Rams Bottom       که اینها والوهائی هستند که برای جلوگیری از فوران در زیر سکو نصب میگردند     و در مواقع اضطراری Shear Rams را بکار برده  و کلا"ارتباط فضای بیرون و داخل چاه را قطع می کنند. به مجموعه اینRams ها BOP یا Blow-out Preventor گفته می شود و وظایف مهار کنندگی را دارند.

۶- Cellar = که در زیر دکل و روی زمین به توسط سیمان درست شده و حالت یک گودال مکعبی شکل را دارد و حفاری از انتهای آن شروع می شود.

۷- BOP که در بخشهای  و و و توضیح داده شده است.

۸-  لوله حفاری که با Rotary  Table درگیر است.

٩- Kelly  Bushing = که شش گوش یا سه گوش یا مربعی است و درون  Rotary  Table قرار گرفته و هنگامی که روتاری تیبل می چرخد Kelly  Bushing   و لوله های متصل به آن نیز گردش میکند.

۱۰ –Kelly Cock  = لوله ها به آن متصل شده و هرز گرد بوده و لوله حاوی گل حفاری نیز به آن متصل می شود.
١١- Travelling  Block = سیم های بکسل حفاری روی آن قرار گرفته و توسط آنها رشته های حفاری بالا و پائین میشوند.

١۲ – Kelly = لوله ای است که شش گوش بوده و در بخش بالائی دریلینگ پایپز قرار می گیرد و Kelly Bushing آنرا می چرخاند.

١۳ – Crown Block = که در انتهائی ترین قسمت استرینگ قرار می گیرد و در انتهای دکل حفاری و وظیفه آن بالا و پائین بردن مجموعه حفاری است.

۱۴ – Monkey Board = که سکوئی است که دکلبان روی آن ایستاده و لوله ها را جابجا نموده و آنها را کم یا زیاد می کند.

۱۵ – Rat Hole = که مجموعه کلی را درون آن قرار می دهند برای لوله پائین یا لوله بالا.

۱۶ – Steal Line Measurment = SLM که لوله ها را متراژ کرده که چه میزان لوله درون چاه وجود دارد.

۱۷ – Mouse Hole  = که لوله ای را که قرار ات به رشته حفاری اضافه نمایند درون آن قرار می دهند.

 

تشریح بخش های  مختلف سکوی حفاری در نمای پلان :

١- روتاری تیبل که چرخیده و مجموعه لوله ها و استرینگ و کلی بوشینگ و متعلقات آنرا درون و بیرون چاه بچرخش در می آورد.

۲ – Driller’s  Console که در صفحات بعدی مفصلا" توضیح داده خواهد شد و محل استقرار حفار بوده و از این محل کنترل می گردد. 

۳ – Blow-out Preventor = BOP  که در مواقع فوران از فوران چاه جلوگیری می کند و و یک دستگاه از آن هم در کنار کمپها قرار دارد.

۴ –  Dog House  که محل استقرار افراد حفاری بوده و دستگاه Geolograph درون آن قرار دارد که مسائل مربوط به چاه را ثبت می نماید(٩٫۷ ).

 ۵ – Drilling String یا رشته حفاری که هر استند شامل سه شاخه بوده و هر شاخه ۳۱  فوت میباشد برابر با ۹ متر و توسط  Tool Joint ها بیکدیگر اتصال می یابند که جمعا" هر استند برابر با ۵/۳۰ متر طول دارد و در کنار دکل بحالت آویزان قرار دارند و از قسمت زیر Monkey Board آویزان هستند. رشته حفاری شامل لوله های حفاری Drilling Pipes و لوله های دیواره ضخیم مخصوصی است که لوله های وزنه Dirilling  Collars نامیده میشوند.  طول هر کدام  از لوله های  حفاری ۳۰  فوت است  و شاخه (Joint of Pipes) لوله نامیده می شود و انتهای طرفین هر شاخه رزوه دارد. طرفی که رزوه های داخلی دارد مادگی (Pin) و انتهای دیگر آن با رزوه های خارجی نرینه (Box) نامیده میشود. دو انتهای رزوه  دار لوله پیوند (Tool Joint)  نام دارند و در واقع قسمتهای جداگانه ای هستند که بوسیله سازنده ایکه رزوه ها راطبق مشخصات کارخانه درست  میکند به قسمتهای خارجی لوله حفاری جوش می شوند. گاهی استند شامل ۳ لوله یا شاخه را سه تائی (Thribble) می نامند.  استندها را که طول آنها در حدود ۰ ۹ فوت میباشد می توان در دکلی که ارتفاع آن١۳۶ فوت است جا داد.

 ۶ – لوله های وزنه که قطر داخلی آنها از استندها کمتر بوده و در بیرون آن حالت مارپیچی دارند و برای اضافه شدن وزن استرینگ های حفاری بکار می روند و پیوند جوشی ندارند و نرینه و مادینه روی خودشان تراش شده است.

۷ – تانک نیتروژن که شلنگهائی از قسمت Rams ها به اینجا وارد شده و فشار برای پشت والوها را فراهم می کند چون والوهای Rams بصورت هیدرولیکی عمل می کنند.

۸ – جعبه ابزار که وسایلی از قبیل رابط های لوله های حفاری و غیره در آن نگهداری می شود.  در پشت آن کابل حفاری یدک قرار دارد.

 

 

بخش های  مربوط به گل حفاری و پمپاژ آن :

٩ – Mud Shaker و تانک زیر آن = که گل حفاری روی توری شیکر آن ریخته و دو بخش دارد:

الف) Desilter (لای زدا) سیلت زدا
ب  ) Desander که اولی ذرات سیلت (در اندازه سیلت) را جدا می کند و دومی قطعات با اندازه ماسه را جدا سازی مینماید و مواد اضافی بعد از خروج از تانک زیرین آن به حوضچه ای رفته و ته نشین می کند.

۱۰ – Degasser یا تانک جدا کننده گاز = در این تانک گازهائی که بهمراه گل حفاری بالا آمده جدا می گردد.

١١ – Mud Tank = که در تانک گل وزن و ویسکوزیته و آلکالن و . . . . گل حفاری توسط گل شناس اندازه گیری میشود و در صورت کم بودن وزن یا هر مسئله دیگری ( در شماره ۱٢ توضیح داده شده است ).

١٢ – مخزن اضافه کننده مواد = در این مخزن موادی که مورد نیاز است تا ترکیب گل بحالت اولیه بازگردد به آن اضافه میشود.

١۳و١۴ – پمپهای گل یا Mud Pumps = که دو دستگاه بوده و گل را با فشار بدرون Stand Pipes و در نهایت Drilling Pipes فرستاده و از طریق Kelly Cock بدرون چاه پمپ می شود و در بالای آن یک وسیله قرار دارد بنام Damper که جلوی ضربات ناگهانی را که پمپ وارد میکند گرفته و کار آن بسیار با اهمیت است. هر کدام از Mud Pump ها سه پمپ دارد یعنی Triplex است.

١۵- Draw Box = که برق AC را به  DC تبدیل کرده و کابل آن روی Crown Block می رود.

١۶- Drum مربوط به کابلها = که به استرینگ ها متصل بوده و بالا و پائین بردن رشته های حفاری را انجام میدهد.
١۷- ژنراتورهای تولید برق است که با گازوئیل کار کرده و سه دستگاه می باشد و همیشه دو دستگاه از آنها مشغول بکار بوده و یکی در حالت Stand by قرار دارد.

١۸-  سکوی حفاری یا Platform = که کل تجهیزات حفاری درون آن و یا در زیر آن روی سطح زمین قرار دارد .

١٩- Choke Manifold = که افت فشار را باعث شده در هنگام خروج سیال از چاه و والوهائی دارد.

BHA) Bore Hole Assembly)  :

ابزار بکار رفته در زیر Drilling Pipes  را BHA  گویند  ، این ابزار عبارتند از:
 
الف) Drilling Collars = درحفاری معمولا"بین۲ تا۱۰ Collar بکارمی برند.

ب) Heavy Drilling Pipes  = لوله هائی که از نظر مقاومت و وزن بین Drilling Pipes و Drilling Collars هستند.

پ) Subها = لوله هائی که کوچکتر از لوله های حفاری هستند که بین کالرها قرار میگیرند.

Sub های مهم عبارتند از :

 ُStabilizer : لوله ای استوانه ای با چند تیغه (زائده) بر روی خود که به دیواره  چاه  چسبیده  و باعث قرار گرفتن  رشته های حفاری در وسط چاه می شود  بعبارت دیگر از برخورد رشته حفاری بدیواره چاه جلوگیری می نماید.

Bit Sub : ایجاد اتصال بین مته و Collar یا Sub  های بالائی می کند.

Cross Over Sub : اتصال بین دو لوله با اندازه های متفاوت را ممکن می سازد.

Rimmer : وسیله ای است دارای سه یا شش تیغه از جنس فولاد تنگستن که بالای مته بسته شده و باعث یکنواخت کردن قطر چاه می گردد. این وسیله عموما" بل از راندن لوله های جداری یا آستری رانده می شود.

 

مته های حفاری

مته وسیله ای است در انتهای رشته حفاری که بطور کلی سه دسته می باشند:

1) Milled Teeth یا (Steel Tooth) که انواع مته های tri-cone است و دندانه های آن بصورت مخروطی می باشند.

2) Tangstan Carbid Insert یا (TCI) نوعی مته  tri –cone است که برای سازندهای سخت بکار می روند.

3) Diamond Bit (الماسه) از جنس فولاد تو پر است و کاج و دندانه نداشته و در عوض تعداد زیادی الماس در قسمت پائین و اطراف آن جاسازی شده است که برای سازندهای سخت مناسب هستند.

سه نوع مته ای که وجود دارد :

الف) PDC  یا Poly Crystalline Diamond Contact که مهمترین انواع مته الماسه است.

ب) Bottom Bit

پ) Rock Bit = Cone Bit = Roller Cone Bit = دارای قطعات کاج شکل فولادی که کاج نامیده می شوند که بطور آزاد همزمان با دوران مته می چرخند. اغلب مته ها سه کاج دارند ولی دو کاج و چهار کاج هم وجود دارد. سازندگان مته یا دندانه ها را روی سطح خود کاج می تراشند یا اینکه تکمه های خیلی سخت  تنگستن  کاربید  را  روی  کاج جا سازی می کنند. از نظر سختی سازند مته های سازند نرم  نرم متوسط  - متوسط – متوسط سخت – سخت و متراکم – فوق العاده سخت و ساینده و شکسته ساخته می شوند.

از نظر کاربرد مته ها را معمولا" به دو دسته مته های حفاری و مته های مغزه گیری تقسیم می نمایند که البته در هر دسته از انواع مختلف  ابزارهای  برنده  و  طرحهای  مختلف  تاج  و  آبرو  استفاده می نمایند. در داخل تمامی مته ها مسیرهائی تعبیه شده که به گل حفاری اجازه خروج می دهند. اکثر مته ها فواره هائی (Nozzle) دارند که سیال حفاری را بصورت جریانی با سرعت زیاد به اطراف و زیر هر کدام از کاجها هدایت می کنند.

 

نکاتی در باره حفاری

کندن چاه و رسیدن به هدف مورد نظر را حفاری می گویند حفاری یکی از کارهای پیچیده و گران و طاقت فرسا وتخصصی در صنعت نفت بشمار می رود. هر کاری که ما قبل از حفاری انجام داده باشیم در صورتی که عمل حفاری بدرستی انجام نگیرد بی فایده است.
بنابراین به حفاری خیلی اهمیت می دهند قبل از حفاری ما فقط با تخیل و فرضیات مختلف لایه ها و عمق ها را تعیین می کنیم ولی در حفاری واقعاً به اینها می رسیم زمین شناس، مهندس راه و ساختمان، حفار و … همه دست به دست هم می دهند تا حفاری به طور مداوم انجام شود. چون هزینه دکل و لوازم حفاری خیلی گران است.بنابراین حفاری در سه نوبت و بطور ۲۴ ساعته انجام می گیرد.
تعیین محل حفاری نیز مهم است مثلاً فاصله آن از مناطق مسکونی، چاههای مجاور، مسکونی فشار قوی برق و ….. که اینها همه تخصصی و مخصوص به خود را دارند بعد از تعیین محل مهندس راه و ساختمان اقدام به نصب کردن وسایل مورد نیاز، اتاق ها، جاده و … می کند سپس دکل به منطقه آورده می شود و عمل بطور ۲۴ ساعته انجام می شود. عمل حفاری بوسیله دکل صورت میگیرد . این دکل ابتدا بصورت جدا از هم به محل آورده میشود . سپس آن را در محل سر هم کرده و آمده حفاری میکنند . دکل و وسایل حفاری بصورت کرایه ای و گران قیمت می باشند بنابراین عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته انجام میگیرد .
لوازم و قطعات حفاری عبارتند از :
۱) Hook-قلاب آویزان از قطعات و رشته های بالا و پایین رو و متصل به دکل حفاری(
۲) Swivel-دستگاه متصل کننده قسمتهای دوار داخل چاه و قسمت های ثابت در خارج(
۳) Mud line-لوله قابل انعطاف ( لاستیکی ) جهت انتقال گل حفاری به داخل لوله های حفاری(
۴) Derrick-دکل حفاری(
۵) Kelly-لوله با قطع ۶ ضلعی یا ۴ ضلعی که بوسیله یک رابط به …….. و از طرف دیگر به لوله های حفاری داخل چاه متصل میگردد(
۶) Stand pipe-لوله انتقال گل از داخل پمپها به لوله لاستیکی(
۷) Kelly bushing-بوشن که با دواران خود … را به حرکت در می آورد(
)Rotary tableصفحه دوار(
۹) Sub-Structure-پایه های زیر دکل(
۱۰) Foundation-پی بتونی زیر دکل(
۱۱) Seller-چاله ای که جاه در آن حفر میشود(
۱۲) Blow out control-دستگاه جلوگیری کننده از فوران چاه(
۱۳) Flow line-لوله انتقال گل برگشتی از داخل چاه به مخازن گل حفاری(
۱۴) Shale shaker-محل تفکیک گل حفاری از مواد و سنگ ریزه های حفاری شده(
۱۵) Screen-توری فلزی یا الک(
۱۶) Return tank-مخزن یا محل تجمع گل برگشتی از چاه(
۱۷) Mud pump-پمپ های ارسال گاز از …. به داخل چاه(
۱۸) Casing-لوله های دیوار بندی در اندازه های مختلف(
۱۹) Annulus-مجرای برگشت گل و مواد حفاری شده از چاه به خارج(
۲۰) Drill pipe-لوله حفاری که محتوی گل ارسالی به داخل چاه است(
۲۱) Bit-مته حفاری(
عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته و در ۳ نوبت کاری انجام می شود . ولی همه افرادی که برای حفاری استخدام میشوند بصورت اقماری هستند و باید هر زمان که لازم باشد آماده کار باشند . کما اینکه در بعضی موارد حتی تا ۳ روز یا بیشتر فرد وقت استراحت ندارد . عمل طاقت فرسا / وقت گیر / پر هزینه / خطرناک /الوده کننده محیط زیست /…. انجام میگیرد تا چاه به نتیجه برسد.
گل حفاری
یکی از حفاری دورانی گل حفاری است گل حفاری نقش مهم و حساسی در حفاری دارد در واقع سرمایه های مالی و انسانی به این ماده بستگی دارد و اشتباهی در انتخاب کردن نوع و وزن آن از بسته شدن چاه تا ذوب شدن دکل و نابود شدن انسان های بسیاری همراه است. مسیر حرکت گل بصورت مسیر بسته واز کناردکل شروع شده از درون لوله های حفاری عبور کرده سپس از شکافهای درون مته خارج و بعد از آن از کناره هی لوله حفاری به محل اولیه خود بر میگردد در این مسیر گل نقش های تعیین کننده ای دارد. که عبارتنداز:
- خارج کردن خوده سنگهای کنده شده ازاطراف مته و آوردن آنها به سطح
- خنک کردن وتقلیل اصطحلاک مته با زمین
- محافظت دیواره چاه و ممانعت از ریزش طبقات
- ایجاد تعادل بین مایعات طبقه ای و مایعات داخل چاه
- انتقال گاز و یا نفت طبقات زیرزمینی به سطح و دستگاههای اندازه گیری مثل دستگاه شناسی گازها و یا دستگاه تعیین کننده نوع گاز
وظیفه اصلی گل ثابت نگه داشتن فشار هیدروستکی در داخل چاه است اگر فشار گل از فشار مواد موجود در داخل چاه بیشتر باشد در این صورت گل به داخل سازنده ها نفوذ کرده و باعث کم شدن (loss) گل می شود. اگر حفار سرچاهی متوجه این جریان نشود گل به سرعت کم شده و بعد از تمام شدن و یا کم شدن فشار گل چاه فوران (flow rate) می کند این موجب می شود که دکل حفاری نابود شود در سازنده هایی که گاز و یا نفت وجود دارد این جریان با آتش سوزی همراه بوده و موجب گیر کردن لوله حفاری در چاه می شود که این موجب اشکال در حفاری می شود برای سنگین کردن گل از مواد مختلفی همچون نمک و … استفاده می شود که این ترکیبات را با آزمایش بدست آورده اند.
مواد مورد استفاده در گل حفاری
برای انجام مراحل مختلف اکتشاف مواد معدنی فلزی و غیر فلزی ، نفت ، گاز و آب و همچنین به منظور بررسی و مطالعه خصوصیات سنگ شناسی ، آلتراسیون و کانی سازی لایه‌های زیرزمینی یک منطقه به حفاری می‌پردازند. انواع مهم حفاری عبارتند از : نوع مقر گیر ، نوع روتاری و نوع ضربه‌ای. مواردی که برای حفاری استفاده می‌شود تابع روش حفاری ، مقاومت سنگها ، میزان شکستگی ، عمق ، مواد گازی و ترکیب کانی شناسی سنگ است.
نقش مواد در گل حفاری
کنترل وزن مخصوص
برای منترل مخصوص از باریت ، گالن و آهک استفاده می‌شود. در مواردی که فشار آب و یا گاز در منطقه حفاری زیاد باشد، یا حفاری در سنگ خاصی (نظیر شیل) صورت گیرد، از باریت می‌توان استفاده نمود. در صورتی که فشار آب و یا گاز در سنگهایی که حفاری می‌شود خیلی زیاد باشد، از گالن استفاده می‌کنند. از آهک به منظور کاهش وزن مخصوص کمک می‌گیرد.
مواد تغییر دهنده غلظت
به منظور بازیابی سریع مواد حفاری شده ، جلوگیری از گیر کردن مته و افزایش سرعت حفاری ، از نبتونیت سدیم‌دار ، اتاپولژیت (Attapulgite) ، آزبست ، موسکویت ، گرافیت و دیاتومیت می‌توان استفاده کرد.
کنترل ترکیب شیمیایی محلول حفاری
ترکیب شیمیایی محلول حفاری بر غلظت ، وزن مخصوص ، سرعت حفاری و دستگاههای حفاری تاثیر مستقیم می‌گذارد. مواد معدنی مورد استفاده عبارتند از بی‌کربنات سدیم ، نمک ، آهک ، دولومیت و ژیپس.
مواد معدنی که در حفاری استفاده می‌شوند.
بنتونیت :
به منظور جلوگیری از هدر رفتن محلول حفاری در چاههایی که درز و شکاف زیاد دارند. می‌تواند از نبتونیت سدیم‌دار به عنوان پوشش داخلی سطح چاه استفاده نمود. نبتونیت خاصیت کلوئیدی را افزایش می‌دهد. و در نتیجه درصد بازیابی پودر و سنگ افزایش می‌یابد.
میکا :
برای جلوگری از گیر کردن مته در سنگهای دارای خاصیت چسبندگی زیاد ، نظیر وزن گسلی یا در سنگهای مارنی از میکا باید استفاده شود.
گرافیت :
هر گاه مته و محور آن به هنگام حفاری گیر کند استفاده از گرافیت لازم می‌آید که البته بعد از بر طرف شدن مانع باید آن را از چاه خارج کرد.
باریت :
برای کنترل وزن مخصوص از باریت استفاده می‌کنند.
گالن :
به منظور کنترل وزن مخصوص از گالن استفاده می‌نمایند.
آهک و دولومیت :
جهت کاهش وزن مخصوص و کنترل خاصیت قلیای از آهک و دولومیت می‌توان استفاده نمود.
ژیپس :
برای جلوگیری از آلودگی کربنات و همچنین جهت لخته کردن کانیهای رسی از ژیپس استفاده می‌شود.
آزبست :
به منظور افزایش درصد مواد حفاری می‌توان از آزبست استفاده نمود.
نمک :
در موقع حفاری به منظور کنترل قطر چاه و همچنین برای کنترل پراکندگی رسها از نمک استفاده می‌شود.
کربنات و بی‌کربنات سدیم :
به منظور کنترل محلولها و جلوگیری از خطر آلودگی ، کربنات را مورد استفاده قرار می‌دهند.
پرلیت و خاکسترهای آتشفشانی :
این مواد به عنوان سیمان بکار می‌روند
حفاری جهت دار
مواقعی پیش می آید که حفاری عمودی غیر ممکن است مثلاً مخزن ما زیر منطقه مسکونی و یاتجاری و … آنجا غیر ممکن است قرار دارد یادر بعضی مواقع قطعه ای درچاه گم شده و عمل حفاری غیر ممکن است بعضی از مخازن نیز cllovser آنها بصورتی است که اگر اقدام به حفاری عمودی کردیم چاه به آب نمک نشسته واز کار می افتد در این موقعیت ها تکنولوژی هایی وجود دارد که حفاران میتوانند بوسیله آنها اقدام به حفاری جهت دار کنند این نکته نیز قابل توجه است که لوله حفاری قادر به خم شدن حتی تا زاویه ۹۰ نیز می باشد.
حفاری جهت دار روش های متفاوتی دارد مثلاً‌ از ابتدا جهت دار حفاری کنیم و یا اینکه مقداری عمودی و مقداری جهت دار. در بعضی موارد زمین شناس تشخیص می دهد سازنده ی که به آن حفاری عمودی برخورد می کنند باحفاری جهت دار برخورد نمی کنند در صورتی که این سازنده سخت باشد عمل حفاری کند پیش می رود بنابراین با برنامه ریزی دقیق و حساب شده به اصطلاح لایه را دور می زنند در مناطق دریایی هزینه سکوی نفتی گران تمام می شود بنابراین با یک سکوی نفتی از چندین مخزن مختلف برداشت می کنند و ابتکار فقط با حفاری جهت دار امکان پذیر است.

 

بالا بردن بهره وری با بکار گیری همزمان چند تکنولوژی در حفاری

 


حفاری underbalanced coiled tubing ارزش کاری خود را در ۵ چاه در کاهش صدمات وارده به سازند در حین حفاری و بهبود بهره وری اثبات کرده است.

اهداف این پروژه در بکار گیری همزمان چند تکنولوژی در حفاری:


هدف از این پروژه، بهبود برداشت از چاه های عمودی از طریق ادامه حفاری در چاه های موجود بصورت افقی است. حفاری underbalance برای تعیین دقیق ناحیه تولید، آزمایش جریان تولید مخزن در حین حفاری، و جلوگیری از صدمه دیدگی سازند مخزن صورت می گیرد.

همچنین وسیله coil tubing بدلیل کوچکی قطر لوله جداری تولیدی و همچنین نرح بالای build up سازند خورنده مخزن، انتخاب شده است.

کاهش هزینه های حفاری و افزایش نرخ نفوذ (ROP):

موفقیت روش های مرکب حفاری بدلیل کاهش هزینه و همچنین بهبود بهره وری در مخزن میدان Hassi Messaoud کاملا مشهود می باشد. بهره وری چاه در حین حفاری بطور قابل ملاحظه ای در مقایسه با چاه های اطراف بهبود یافت. برای نمونه در حین حفاری چهارمین چاه با روش UBD، ۱۲۵۴۰ بشکه (۳۶۴۳ متر مکعب) نفت خام در مدت ۲۰ روز تولید شد. در پایین تر از عمق ۱۱۹۵۲ فوت (۳۶۴۳ متر) در حدود ۱۷۶/۶ – ۶۳۵/۷ Mcf/d 5-18) Mcm/d) تولید شد.

ایندکس تولید در حین حفاری که برای روشن کردن مقدار بهره دهی مخزن در حین حفاری محاسبه گردید، به سرعت با افزایش عمق عمودی چاه چهارم افزایش یافت.

در حین حفاری پنجمین چاه هزینه های حفاری به دلائل حذف شدن پیوستن لوله ها، افزایش نرخ نفوذ، جلوگیری از مشکلات عمومی حفاری مانند کم شدن سیال حفاری، مشکلات مختلف در رابطه با گیر کردن لوله ها، افزایش عمر لوله جداری و کم شدن زمان و مسافت حفاری شده برای رسیدن به ناحیه تولیدی، کاهش یافت.

هزینه اولیه چاه مقداری بیشتر از ۱/۶ میلیون دلار بوده که با شروع پنجمین چاه تا کمتر از ۱/۲ میلیون بشکه کاهش یافت. این موفقیت ها با زمان گمگشته صفر (zero lost time) در طی حفاری کامل شد.

فرصت ها و رقابت ها:

بعد از کشف میدان Hassi Mesaoud، بوسیله چاه های عمودی گسترش یافت. اکثر این چاه ها دیگر بهره ور نبوده و نیاز به حفاری تعمیراتی دارند. میدان در مساحتی معادل ۷۲۲ مایل مربع (۲۰۰۰ کیلومتر مربع) گسترده شده است. اولین ناحیه بهره ور مربوط به دوران کامبرین از سازند Ra در عمق ۱۱۱۵۵ فوت (۳۴۰۰ متر) نمایان شده است. مشخصه سازند Ra تخلخل، تراوایی و مقدار شیل متغیر است. ماسه سنگ سخت و خورنده موجب خطا در اندازه گیری پیوسته در حین حفاری بدلیل تعییرات در ته چاه و عملکرد مته می شود. مخزن پیچیده نیز تحت فشار قرار داشت که موجب کم شدن سیال حفاری در نواحی آسیب دیده سازند به محض نمایان شدن شکافی در سر آن می شود. کاهش گل نیز خطر شکاف های باز را زیاد کرده که موجب فوران آب (water breakthrough) خواهد شد.

تکنولوژی های جدید مورد استفاده
تیم حفاری خدمات ۵ گانه زیر خود را از شرکت weatherford دریافت کرد؛

خدمات ابزار حفاری coil tubing
خدمات کنترل فشار حفاری
خدمات حفاری انحرافی
اندازه گیری در حین حفاری
لوله جداری thru-tubing

مته نیز از شرکت های گوناگون و بر اساس اطلاعات ثبت شده تهیه گردید.

 

تاریخچه حفر گمانه بسیار قدیمی است و پیشینیان برای جستجوی آب در دشتها و دره‌ها به حفر گمانه می‌پرداخته‌اند و چون تلمبه اختراع نشده بود، در اغلب موارد آب از چاه (گمانه) به صورت آرتزین خارج شده و یا چهارپایان کار آبکشی را انجام می‌دادند. تا آنجا که تاریخ نشان می‌دهد قدیمیترین گمانه‌ها در چین حفر شده و سیستم حفاری ضربه‌ای که امروزه در حفر گمانه مورد استفاده قرار می‌گیرد، همان طریقه قدیمی است که در چین متداول بوده است. برای حفر گمانه به اعماق مختلف ، اقطار و در سنگهای گوناگون ، وسایل و تجهیزات و ماشین آلات حفاری در انواع و استانداردهای مختف با تکنولوژیهای گوناگون متداول است.

 

انواع روشها و تکنیکهای حفاری
حفاری شوئیدنی (Wash boring)
این حفاری برای بدست آوردن نمونه‌های خاک ، حفاری اکتشافی برای بررسیهای اولیه ، حفر گمانه برای برخی آزمونهای برجا از جمله آزمایش SPT بکار می‌رود.
روش حفاری :
بالا و پایین رفتن سر مته باعث سست شدن مواد زیر لوله تزریق آب می‌شود. آب با فشار زیاد از سوراخ سر مته خارج و خرده‌ها را به خارج هدایت می‌کند.
مزایا :
نیاز به کارگری با مهارت کم دارد. در همه نقاطی که برای وسایل سبک قابل دسترس باشند، قابل اجرا است.
محدودیتها :
اجرای عملیات ، مخصوصا در عمق بیش از 10 متر کند است. نفوذ در خاک مقاوم مشکل و در سنگ غیر ممکن است. خارج کردن گراول از لوله جدار مشکل است و منجر به کاهش کیفیت نمونه‌ها می‌شود. گرفتن نمونه دست نخورده مشکل است.
مته دورانی (Ratary drill)
این روش هم نمونه‌های خاک و سنگ را بدست می‌دهد و هم نمونه‌هایی برای انواع آزمایشهای برجا ایجاد می‌کند. این روش در حفر گمانه‌های غیر قائم برای زهکشی افقی یا ایجاد مهار کاربرد دارد.

روش حفاری :
پیشروی توسط سر مته برنده که در انتهای لوله حفاری قرار دارد و تحت فشار هیدرولیکی است، انجام می‌شود. دیواره چاه را معمولا گل نگاه می‌دارد.
مزایا :
روشی نسبتا سریع است و می‌تواند در همه نوع مواد نفوذ کند. برای همه نوع نمونه گیری مناسب است.
محدودیتها : جابجا کردن وسایل در زمینهای ناهموار و باتلاقی مشکل است و محتاج راه مناسب است. همچنین محتاج سکوی تسطیح شده است. کارآیی حفاری با توجه به اندازه دستگاه متغیر است.

اوگر مارپیچی ممتد
این دستگاه سوراخهایی به قطر کوچک تا متوسط حفر می‌کند و بطور پیوسته نمونه‌های دست خورده می‌گیرد. معمولا در خاکهای دارای چسبندگی ، که چاه بدون لوله جدار ریزش نمی کند، انجام می‌شود.
روش حفاری :
حفاری با چرخاندن رشته ممتد اوگرمارپیچی صورت می‌گیرد.
مزایا :
روش سریع در خاکهای مقاوم و سنگ نرم است. پس از خروج اوگر ، اگر چاه باز باقی بماند، امکان نمونه گیری SPT وجود دارد.
محدودیتها : پس از خروج اوگر در مواد با چسبندگی کم یا دانه‌ای و یا بدون چسبندگی ، چاه ریزش می‌کند و لذا عمق حفاری تا نزدیکی سیستم ایستابی محدود می‌شود. روشهای نمونه گیری محدود و نمونه‌های بدست آمده دست خورده‌اند.
اوگر میان تهی
این دستگاه سوراخهایی با قطر کم تا متوسط برای نمونه گیری از خاک حفر می‌کند.
روش حفاری :
روش حفاری مشابه حالت قبل است با این تفاوت که ساقه مجوف به داخل زمین پیچانده می‌شود تا نقش یک لوله جدا را بازی کند.
مزایا :
روش سریع خاکهای ضعیف تا نسبتا مقاوم است. گرفتن نمونه‌های SPT و UD امکانپذیر است. در خاکهای مقاوم حاوی لایه‌های شنی ، نفوذ به اعماق زیاد مشکل و به داخل قطعات سنگ غیر ممکن است. دست خوردگی قابل ملاحظه‌ای ممکن است بر اثر مته اوگر در خاک بوجود آید.
اوگرهای با قطر زیاد
این روش برای حفر سوراخهای با قطر زیاد (تا 10 سانتیمتر) برای کسب نمونه‌های دست خورده و بررسی لایه‌ها در خاکهای دارای چسبندگی که گمانه نیاز به حایل ندارد، مورد استفاده قرار می‌گیرد.
روش حفاری :
با چرخاندن اوگر دارای قطر زیاد خاک بریده شده و گمانه حفر می‌شود.
مزایا :
روشی سریع بوده و بررسی شرایط خاک در زیر زمین از نزدیک را امکانپذیر می‌سازد.
محدودیتها :
عمق حفاری توسط سطح ایستابی و شرایط سنگ محدود می‌شود. ماشینهای بزرگتر محتاج راه دسترسی مناسب هستند. برای خاکهای بدون چسبندگی ، رسهای نرم و خاکهای آلی مناسب نیست. نمونه‌ها دست خورده است.

حفاری ضربه‌ای
تنها در حفاری چاههای آب بکار می‌رود. نمونه‌های شسته شده توسط گل‌کش ‌خارج می‌شود. عمق تا سنگ بستر را مشخص می‌کند.
روش حفاری :
سر مته سنگین بالا آورده شده و رها می‌شود تا مواد شکسته شده و یک مخلوطی از خرده‌ها و آب ایجاد شود که توسط گل‌کش با پمپهای ماسه کش خارج می‌شود. دیواره چاه توسط لوله جدار ، پابرجا نگاه داشته می‌شود.
مزایا :
روشی نسبتا اقتصادی جهت تعبیه گمانه‌های با قطر زیاد (تا 60 سانتیمتر) در انواع مواد است.
محدودیتها : ابزارها بزرگ و پر زحمت است. در خاکهای قوی و سنگ به کندی انجام می‌شود. اغتشاشات اطراف سر مته که ناشی از ضربات پر انرژی سر مته است، به شدت بر مقادیر SPT تاثیر می‌گذارد. مغزه گیری و نمونه UD سنگ امکانپذیر نیست.
مته چکشی
برای حفر چاه آب و چاههای اکتشافی در داخل قطعه سنگها مناسب است.
روش حفاری :
مشابه حفاری ضربه‌ای است. شمعی که توسط نیروی دیزل رانده می‌شود برای راندن لوله جدار مضاعف استفاده می‌شود. در حالی که جریان هوا تراشه‌ها را از لوله داخلی خارج می‌کند.
مزایا :
نفوذ نسبتا سریع در قطع سنگها و قلوه سنگها است.
محدودیتها :
مشابه حفاری ضربه‌ای است، با این تفاوت که پیشروی به مراتب سریعتر است.
مته ضربه‌ای بادی
این روش برای حفر گمانه برای آتشباری ، دوغاب زنی و مهار سنگ است. روش سریع برای حفر چالهای با قطر کم در سنگ سخت است. بهترین کاربرد را در سنگهای سخت توده‌ای دارد. نمونه‌ها منحصرا به ذرات و تراشه‌های کوچک است. برای نمونه گیری بکار نمی‌رود. در سنگهای سست دارای شکستگی با لایه‌های رس یا شیل مرطوب ممکن است تمام لوله حفاری در سوراخ باقی بماند.
روش حفاری :
ضربات و چرخیدن سر مته ، سنگ را خرد می‌کند و تراشه‌ها توسط فشار هوا خارج می‌شود.

 

گزارش ویژه از شرکت سیالات حفاری پارس، فعال در مهندسی، خدمات سیال حفاری و مدیریت پسماند حفاری

 شرکت سیالات حفاری پارس (Pars Drilling Fluids Company) بعنوان اولین شرکت ایرانی فعال در زمینه مهندسی، خدمات سیال حفاری و مدیریت پسماند حفاری درسال 1383 به ثبت رسیده است و هم اکنون با بهره مندی از تجارب مدیران و کارشناسان صنعت حفاری بعنوان یکی ازشرکت های قابل اطمینان درآمده است.

شرکت سیالات حفاری پارس (PDF) با تجهیزآزمایشگاه مجهز سیال حفاری مطابق استانداردهای بین المللی، علاوه برپشتیبانی فنی پروژه های دردست اجرا، پژوهش و توسعه را با هدف معرفی وجایگزین نمودن سیستمهای جدید سیالات حفاری دراولویت کاری خود قرارداده است.

این شرکت تمامی تلاش خود را در راستای ایرانی نمودن علوم و فنون مربوط به سیالات حفاری با استفاده از متخصصین داخلی به کاربسته است وبدین منظور اقدامات زیر بنایی نظیر جذب و آموزش تخصصی نیروهای فارغ التحصیل را سر لوحه کار خود قرار داده تا در آینده ای نزدیک خدمات سیال حفاری به صورت یک تخصص و دانش کاملا ایرانی درآید.

شرکت سیالات حفاری پارس (PDF) و کارکنان این شرکت خودرا نسبت به رعایت مسایل ایمنی، سلامتی و محیط زیستی ( HSE (متعحد می دانند و تمام تلاش خود را برای ارانه خدمات سیال حفاری با کیفیت بالا انجام می دهد.

خدمات مهندسی و عملیاتی
شرکت سیالات حفاری پارس (PDF) با استفاده از نیروهای متخصص، تجهیزات آزمایشگاهی و عملیاتی خود خدمات وسیعی را در زمینه مهندسی سیالات حفاری، کنترل جامدات و مدیریت پسماند ارایه می دهد. عمده فعالیتهای این شرکت عبارتند از:

1- ارایه فرمولاسیون مناسب برای انواع سیالات حفاری نظیر: سیالات حفاری پایه آبی، سیالات حفاری پایه روغنی و انواع سیالات تکمیل چاه
2- ارایه برنامه مناسب سیال حفاری جهت اجرای خدمات سیالات حفاری مطابق با نیازهای کارفرمایان، شرایط زمین شناسی و مقررات زیست محیطی
3- ارایه برنامه وخدمات کنترل جامدات و مدیریت پسماند
4- تامین انواع مواد مورد نیاز سیالات حفاری
5- ارایه انواع خدمات آزمایشگاهی سیالات حفاری مطابق با استانداردهای بین المللی مانند API
6- ارایه خدمات کنترل کیفیت برای انواع مواد مورد نیاز سیالات حفاری
7- پژوهش و توسعه درزمینه سیالات حفاری مطابق با نیاز امروزصنعت حفاری
8- توسعه تکنولوژیهای جدید در زمینه سیالات حفاری و ارایه برنامه عملیاتی
9- تامین متخصصین ومهندسین سیال حفاری برای پروژهای حفاری
10- برگزاری دوره های آموزشی مختلف سیال حفاری ازسطح مقدماتی تا پیشرفته
11- ارایه خدمات مشاوره ای در زمینه برنامه ریزی و مدیریت سیالات حفاری
12- ارایه سیستم گزارش روزانه، ماهیانه و پروژه ای مربوط به خدمات سیالات حفاری


خدمات آزمایشگاهی
شرکت سیالات حفاری پارس (PDF) با بهرگیری از آزمایشگاه تخصصی خود ارزیابی انواع سیستمهای مختلف سیال حفاری را مطابق با استانداردهای بین المللی API، OCMA ، ASTM و سایر استانداردهای تعریف شده توسط شرکت های زیر مجموعه وزارت نفت ایران را به شرح زیر انجام می دهد.

• ارزیابی خواص رئولوژی سیستم های مختلف سیالات حفاری و افزایه های سیالات حفاری
• ‌اندازه گیری افت صافیFluid Loss) (در دما و فشار بالا
• ارزیابی شیل و پایداری آنها در سیستمهای مختلف سیالات حفاری
• ‌‌ ارزیابی سازگاری بکارگیری انواع سیالات حفاری وتخلیه پسماندها با محیط زیست
• ارزیابی مقاومت دمایی انواع سستمهای سیالات حفاری و انواع مواد شیمیایی سیالات حفاری
• ارزیابی سیستم های پایه آبی سیالات حفاری به روش API
• ارزیابی سیستم های پایه روغنی سیالات حفاری به روش API
• تستهای مخصوص افزایه های مختلف سیالات حفاری به روش API
• کنترل کیفیت مواد
• آنالیز شیمی تر
• پایلوت تست و انجام تست های عملیاتی بر اساس شبیه سازی در آزمایشگاه
• تستهای مورد نیاز در دما و فشار بالا
• آنالیز مواد کنترل کننده هرزروی
• مشاوره های آزمایشگاهی

 

سیستم گردش گل

سیال حفاری اگر مایع باشد قسمت عمده آن آب است و گاهی نفت جزء اصلی آن است. از رس های مخصوصی برای شکل دادن به گل حفاری استفاده می شود و باریت برای افزایش وزن مخصوص گل بکار میرود.  مواد شیمیائی برای کنترل گرانروی (Viscosity) گل و افزایش توانائی ذرات جامد گل برای اندود نمودن دیواره چاه بکار می روند.  ١٪ تمامی چاههای نفت حفاری شده از هوای متراکم یا گاز طبیعی برای سیال حفاری بجای گل استفاده کرده اند. 

مخازن گل دارای همزن هائی هستند(Agitators) (پارو مانند)  که گل را بهم زده و مخلوط می کنند.

انواع گل حفاری :

a) گل پایه آبی

b) گل هوا و کف :  نوعی گل پایه آبی بوده که در طبقات با شکستگی زیاد مورد استفاده قرار می گیرند.

c) گل پایه روغنی : بخش عمده آن گازوئیل ( ۹۵٪  تا ٩۸٪ ) و بقیه آن آب نمک و دیگر افزودنیها می باشد.به چند دلیل در حفاریها از گل روغنی استفاده می شود :

A. در بخشهای مخزنی جهت جلوگیری از ریزش چاه
B. جلوگیری از ریزش شیل
C. عدم نفوذ زیاد گل بدرون سازند

الف ) گاهی نوع خاص از گل تزریق می شود به نام پیل  :  که با ویسکوزیته بیشتر است و هنگامی که چاه ساکن است بدرون چاه اضافه میشود و جلوگیری از هرزروی که یا از LCM (مواد کنترل کننده هرزروی) و یا از  Hv  Pill  (پیل با ویسکوزیته زیاد یا پیل غلیظ)استفاده می شود.

ب  ) سلاگ  : با وزن حجمی بیشتری است و در هنگام لوله لوله بالا مورد استفاده  قرار می گیرد.

موادی که به گل اضافه می شود  :

1) کاستیک (Na OH) برای تغییر در PH و قلیائی نمودن گل
2) رس : جهت بالا بردن ویسکوزیته آن
3) باریت  : (Ba SO4) : بمنظور بالا بردن وزن گل
4) CMC  Hv : جهت بالا بردن ویسکوزیته  در پیل
5) کلسیم (Ca) : بالا بردن سختی گل حفاری
6) بنتونیت به منظور بالا بردن ویسکوزیته
7) LCM  (Loss Controller Material): افزودنیهائی مثل پوست گردو ، پوست شکلات میکا و . . . برای نفوذ در داخل خلل و فرج ( در هنگام هرزروی بالا استفاده می شود).

مشخصات گل حفاری :
 
صاف آب (WL : Water Loss): بر حسب cc.
پایه آبی      :       PH
                         Ca   بر حسب  ppm

                         ALK    : آلکالینیتی

پایه روغنی :        ES        : مربوط به سالینیتی ( شوری ) و عدم دو فاز شدن گل
                         HPHT  : مربوط به صاف آب است .

گردش گل حفاری : بخش های مختلف مسیر گردش گل بقرار زیر می باشند  :

۱- مخازن گل  :     
                 الف)  مخزن ذخیره گل    Reserve Tank
                  ب )  مخزن مکش         Suction Tank از آنها بدرون پمپها هدایت می شود.
                  ج )  مخزن شیکر          Shaker Tank پس از خروج از چاه
                  د  )  مخزن میانی         Middle  Tank قبل از مخزن مکش قرار دارد.

*مخزن Trip  : در حین پر کردن و خالی نمودن چاه در شرایطی غیر از حفاری مثلا" لوله بالا مورد استفاده قرار می گیرد

۲ –    پمپهای گل :

۳-     Mud Hose  : لوله ای که از پمپ به Swivel وارد می شود.

۴-      شیل شیکر (Shale Shaker)

۵-    Mud Cleaner : شامل ١ - Desander (ماسه زدا)  و۲-  Desilter (سیلت زدا)

۶-    Degasser

۷-    Mud Aggitator : شفتی است که با چرخش خود در مخزن ترکیبات گل را با یکدیگر مخلوط می کند و از ته نشینی مواد موجود در گل جلوگیری می نماید. (دستگاه سانتریفوژ روی Suction Tank) قرار دارد).

۸-   Stand Pipe Manifold  روی Floor حفاری قرار داشته با چهار مسیر بشرح زیر  :

1) Fill Up Line: هنگام پر کردن چاه از گل

2) Jet Cellar: مسیری است که باعث خالی شدن Cellar  میگردد.

3) Bottom Kill Line: به سمت Pipe Rams   پائین میرود.

4) Top Kill Line: که به سمت Pipe Rams بالائی می رود.

٩- Mud Pit : حوضچه ای که زائده های داخل گل درون آن میریزد.

Over Balance= هرزروی گل در اثر فشار کم سازند

Under Balance= فشار سازند از گل بیشتر بوده و نتیجتا" فوران خواهیم داشت( Flow یا Kick ).


 
 
شیمی پلیمر های حفاری
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٥٥ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱٩
 


پلیمرها از سال 1930 همزمان با معرفی نشاسته ذرت به عنوان یک ماده افزودنی جهت کنترل
صافاب سیال حفاری مورد استفاده قرار گرفته اند. از آن زمان به بعد استفاده از پلیمرها تخصصی تر
شده و متناسب با آن پذیرش و باور به آنها نیز بیشتر گردیده است. امروزه پلیمرها در عمل ، بخشی از
سیستم های سیالات پایه آبی مورد استفاده را تشکیل می دهند. در حقیقت برخی از سیستم ها کاملاً
وابسته به پلیمرها بوده و به طور کلی به عنوان سیستم های پلیمری بیان می شوند. امروزه صف عریضی
از پلیمرها در دسترس می باشد بعضی از آنها مانند استارچ به عنوان نمونه از منابع طبیعی سرچشمه
می گیرد.
دیگر پلیمرهای تخصصی تر از ایجاد تغییرات در پلیمرهای طبیعی بدست م ی آیند، در حالی
که با وجود همه این پیشرفت ها جا برای ظرافت های بیشتری در این زمینه وجود دارد. پلیمرهای مشتق
شده و مصنوعی نیز بدست آمده است . داشتن پتانسیلها و توانائیهای نامحدود تحولی در ساخت
پلیمرها با قابلیت های اجرایی جهت هر گونه عملکرد و خواص مورد نظر سیال حفاری بوجود آورده
است. توسط تکنولوژی ساخت پلیمر آنالیز و تجزیه یک وضعیت روی یک سطح مولکولی و طراحی
یک پلیمر با خصوصیات و مشخصات خاص در همان وضعیت روی سطح مولکول امکان پذیر است،
به همین دلیل پلیمرها دارای ویژگی های نامحدودی در سیالات حفاری می باشد.
شیمی پلیمر
یک پلیمر مولکول متراکم و بزرگی از واحدهای کوچک، همسان و تکراری می باشد این
واحدهای تکراری کوچک منومرها نامیده می شوند. پلیمریزاسیون زمانی رخ می دهد که منومرها به
یکدیگر اتصال یافته و به شکل یک مولکول بزرگ پلیمری در آیند . پلیمرها ممکن است دارای
وزن های مولکولی بالا تا میلیو نها واحد و یا اینکه تشکیل شده از تنها چند واحد منومر باشند .
پلیمرهایی که دارای فقط چند واحد معدود از منومرها باشند را الیگو مرز م ینامند.
برای نشان دادن فرمول نوشتاری جهت یک پلیمر، فرمول تجربی واحد سادة تکراری [منومر ]
ام(میزان تکرار پذیری) نوشته و بیان می کنند. برای نمونه، ساده ترین پلیمر، پلی اتیلن n را به درجة
نشان داده می شود. پلی اتیلن در نتیجه پلیمریزاسیون واحد منومر ((C2H4 )n) می باشد که به صورت
بدست می آید. در طول فرآیند پلیمریزاسیون پیوند دوگانه از بین رفته و پلی CH2 = CH اتیلن 2
مرپلی اتیلن شکل گرفته است.
n(CH CH ) (CH CH )n 2 2 2 2 = → −
از منومرهای تکرار اتیلن م یباشد. n پلیمر پلی اتیلن نتیجه شده، شامل زنجیر ة طولانی به تعداد
عدد مرتبه هایی که منومر تکرار شده است به عنوان درجة پلیمریزاسیون نامیده می شود. پلیمرها به طور
1 می باشند . پلی اتیلن را می توان یک مثال برای / معمول دارای درجه پلیمریزاسیون بیشتر از 000
هومرپلیمرها دانست. هومرپلیمرها ترکیبی از تنها فقط یک نوع مونومر می باشند . دیگر مثالها جهت
هوموپلیمر مانند پلی پروپلین و پلی استایرن می باشد.
کوپلیمرزها نیز پلیمرهایی هستند که از دو یا بیشتر از دو نوع منومر در تهیه آنها دخیل
می باشد. در این مونومرها می توانند به نستبهای گوناگون و متعدد و همچنین در موقعیتهای مکانی
مختلف در روی زنجیرة پلیمری حاضر باشند. کوپلیمریزاسیون دنیایی از قابلیت تغییر زیاد در طراحی
پلیمرها را پیشنهاد م یدهد.
ساختمان پلیمرها به سه دسته کلی ذیل STRUCTURE OF POLYMERS: ساختمان پلیمرها
تقسیم بندی شده است:
linear -1 خطی
branched -2 شاخه دار
crosslinked -3 اتصال ضربدری
ساختمان و ساختار خطی
پلی اکریلامید هیدرولیز شده جزیی و (PHPA) ، کربوکسی متیل سلولز (CMC) مانند
هیدروکسی اتیل سلولز و از نظر نمایش ساختار خطی به صورت روبرو م یباشد: (HEC)
نوع شاخه دار
مانند: استارچ(نشاسته) و صمغ گزانتان.
نوع اتصال عرضی:
مانند: صمغ گزانتان اتصال در عرض.
احتمال بی حد و مرز و نامحدودی جهت تغییرات در ساختار پلیمرها وجود دارد . برخی از
احتمالات ساختاری که در عملکرد پلیمرها اثر دارند در زیر آمده است:
-نوع منومر یا مونومرها
- وزن مولکولی
- دامنه و نوع تغییر یا همان اصلاح شیمیایی صورت گرفته روی پلیمر
- تعداد شاخه ها یا گروههای اتصال یافته عرضی در زنجیر ه پلیمری.
CLASSIFICATION OF POLYMER - طبقه بندی پلیمرها
پلیمرهای سیال حفاری را می توان به سه روش دسته بندی کرد. آنها را می توان با توجه به
شیمی آنها تقسیم بندی نمود، به عنوان مثال آنیونی یا غیر آنیونی و نیز می توان آنها را بر اساس
عملکردشان مثل تاثیر در افزایش گرانروی سیال یا افزودنی جهت کنترل صافاب گل حفاری دسته
بندی کرد و یا در آخر، تقسیم بندی پلیمرها به سادگی از روی منشا تهیه آنها. در این مبحث پلیمرها
را به روش آخر یعنی طبقه بندی از روی منشا اولیه آنها طبقه بندی می نماییم.
پلیمرهای مورد استفاده در سیالات حفاری در سه نوع زیر آمده است:
- پلیمرهای طبیعی
- پلیمرهای اصلاح شده طبیعی
- پلیمرهای مشتق شده و مصنوعی
NATURAL POLYMER -پلیمرهای طبیعی
پلیمرهای طبیعی پلیمرهایی هستند که بدون مداخله انسان در طبیعت شکل گرفته و ساخته
شده اند. این مواد پلیمری از منابع طبیعی مشتق شده اند به عنوان مثال از منابع گیاهی، حیوانی و نیز از
تخمیر باکتریها.
محصول نهایی می باید حداقل از میان چندین پروسه عبور نماید که حداقل آنها را می توان
برداشت، جدا سازی، آسیا کردن، و نیز خشک نمودن محصول قبل از بسته بندی کردن نامید .
پلیمرهای طبیعی ساختار کمپلکسی بیشتری نسبت به پلیمرهای مصنوعی دارند و علاوه بر آن به طور
معمول بیشترین وزنهای مولکولی را نیز دارا هستند. همچنین پلیمرهای طبیعی پایداری حرارتی کمتری
نسبت به پلیمرهای مصنوعی داشته و پایداری آنها در برابر تجزیه توسط باکتریها نیز کم می باشد.
پلیمرهای طبیعی مورد استفاده در سیال حفار ی ترکیبی از پلیمرهای مولکولهای قندی و متعلق به
دسته ای به نام پلی ساکاریدها می باشند. این منومرها، واحدهای مواد قندی می باشند و شامل کربن،
6 همانند شکل زیر م یباشند. : ئیدروژن و اکسیژن به نسبتهای به ترتیب 12:6
شکل 1: گلوکز
پلیمریزاسیون واحدهای قندی از طریق واکنشهای مربوط به تلغیظ و حذف آب از درون
واحدهای منفرد قندی صورت می پذیرد. پلی ساکاریدهای حاصل شده، از اتصال واحدهای قندی
(منومرهای قندی) به یکدیگر و از طریق به اشتراک گذاشتن اتمهای اکسیژن تشکیل م یشوند.
شکل شماره 2- آمیلاز
شکل شماره 3- آمیلو پکتین
6 از اکسیژن، هیدروژن و کربن می باشند و یا می توان . 10 . پلی ساکاریدها دارای نسبتهای 5
نشان داد. در پلیمرها طبیعی بند و اتصال اصلی بسیار پیچیده تر از C6 (OH2 ) آنها را به صورت کلی 5
پلیمرهای مصنوعی می باشد.
زنجیرة اصلی در بر گیرندة ساختارهای حلقوی کربوهیدرات و اتمهای اکسیژن می باشد، که
اتمهای اکسیژن پیوند بین حلقه ها را میسر می سازند و زنجیرة اصلی پلیمرهای مصنوعی از تعداد
بسیاری پیوندهای سادة کربن- کربن حاصل می شود. استارچ شامل دو نوع از پلی ساکاریدها م یباشد:
آمیلاز و آمیلوپکتین.
آمیلاز یک زنجیره از حلقه های کربوهیدرات است که سازنده زنجیرة مستقیم مولکول
استارچ به عنوان ستون اصلی مولکول استارچ است.
آمیلوپکتین یک زنجیر بلند شاخه دار از حلقه های کربوهیدرات است که به صورت
شاخه های فرعی به یک زنجیرة اصلی آمیلاز متصل و از آن دور م یشود.
نسبت کسری آمیلاز و آمیلوپکتین تعیین کننده خصوصیات استارچ م یباشد. استارچ به شکل
اولیه و خام در آب غیر قابل حل و به صورت سادة آن در آب به صورت ذرات معلق می باشد . برای
تهیه استارچ موثر جهت استفاده در سیالات حفاری لازم است تا لایة پوستة حفاظتی آمیلوپکتین جهت
پخش شدن آمیلاز خنثی، شکسته و پاره شود. دانه های استارچ تا زمانی که هستة آنها شکسته نشده
است حرارت داده می شوند که این اجازه را جهت پراکنده شدن آمیلاز به آن م یدهد. این مرحله به
عنوان مرحلة قبل از ژله شدن نامیده می شود.
در اولین مرحلة پراکندگی، استارچ به وسیلة آب هیدراته می شود و به دنبال آن خشک شده و
کیسه گیری می شود و به عنوان محصول نهایی معرفی می گردد. این محصول غیر یونی بوده و در آب
شور اشباع به خوبی آب شیرین حل م یگردد.
:MY-LO-JEL
این نمونه، استارچ ذرت می باشد که به طور متوسط متشکل از 25 % آمیلاز و 75 % آمیلوپکتی ن
می باشد.
:POLY- SAL
پلی – سال نیز یک استارچ سیب زمینی می باشد که اختلاف خیلی جزیی با استارچ ذرت
دارد. استارچ سیب زمینی اختلاف مختصری در میزان وزن مولکولی با استارچ ذرت دارد و همچنین
غلظت بیشتری از آمیلاز نسبت به آمیلوپکتین در ساختار آن وجود دارد . به هم ین دلایل از لحاظ
عملکرد مقداری اختلاف در اثر گذاری آن نسبت به استارچ ذرت وجود دارد . پلی - سال پایداری
بیشتری در مقابل با سختیهای آب و مقدار کمی نیز پایداری حرارتی بیشتری نسبت به مای - لو - ژل
دارد، ضمنا سبب افزایش کمی در میزان گرانروی می گردد.
بزرگترین عامل کنار گذاشتن استارچها تمایل آنها به تخمیر شدن می باشد. عامل تخمیر آنها
مواد تخریب کننده باکتریایی می باشد که وقتی قصد استفاده از پلیمرها برای استفاده در سیالات
حفاری مطرح باشد به وسیله یک ماده بیوساید(باکتری کش ) از اثر منفی آنها جلوگیری به عمل
می آید. در فرآورده پلی- سال از ماده بیوساید استفاده شده است. دومین محدودیت در مورد استفاده
از استارچها پایین بودن پایداری حرارتی آنها می باشد. هر هنگام که استارچ مدت زمانی زیادی در
225 قرار گیرد به سرعت تجزیه و تخریب می گردد . در بعضی از محیطها o F معرض دمای بیش از
استعداد برای تخریب باکتریایی بیش از سایر محیطها می باشد. بدترین آنها، آبهایی می باشند که در
مراکز زیست محیطی قرار دارند. آب برکه راکد بدترین منبع آبی می باشد، اگرچه باید هر آبی را که
از رودخانه ها و یا جریانهای دیگر تغذیه می شوند را نیز با تردید در نظر گرفت. درجه حرارت خیلی
بالا، پی- اچ خنثی و آب شیرین به رشد باکتریها سرعت بیشتری می بخشد. وقوع مشکلات مربوط به
بالا کمتر محتمل است، هر چند که بعد از PH فعالیت باکتریها در سیستمهای آب بسیار شور و
گذشت زمان تاثیرات باکتریایی در نهایت رخ خواهد داد.
صمغ زانتان به عنوان یک پلیمر طبیعی معرفی شده است اگرچه در حقیقت محصولی
باکتریایی است که به روش طبیعی بدست م یآید. باکتری زانتامونانس کمپستریس در حالی که چرخة
نرمال حیات صمغ در جریان است، از طریق مرحله کمپلکسی انزیماتیک بدست می آید . زانتان در
آب محلول بوده و به مقدار جزیی آنیونی و همچنین شاخه های فرعی زیادی را داراست . دارای وزن
مولکولی بین 2 تا 3 میلیون می باشد که وزن نسبتاً بالایی برای پلیمر سیال حفاری است. زانتان از لحاظ
شکل ساختمانی شامل 5 حلقه تکراری می باشد که 2 حلقه آن زنجیرة اصلی و مستقیم را تشکیل
داده اند و 3 حلقه دیگر در کنار زنجیرة اصلی به صورت شاخه فرعی به آن متصل شده اند . زنجیرة
اصلی در زانتان از دو حلقة باقی مانده گلوکزی یکسان تشکیل شده که با هم ساختار سلولز را تشکیل
می دهند.
گروههای موثر متفاوتی در اطراف زنجیرة اصلی قرار دارند. از جملة آنها گروههای کربونیل،
کربوکسیل و هیدروکسیل و غیره می باشند که به زانتان ویژگی های گزانروی زائی خاصی بخشیده اند.
در ساختار شاخه های طولانی پلیمر، پیوندهای نسبتاً ضعیف ئیدروژن در میان گروههای عامل اطراف
آن سبب اتصال حلقه ها به یکدیگر شده اند، در واقع خصوصیت گرانروی زا بو دن منحصر به فرد
زانتان به این دلیل است.
هنگامی که محلول به یک غلظت خاص و معین از پلیمر رسید، پیوندهای هیدروژنی در میان
شاخه ها گسترش م ییابد و نتیجه آن تشکیل کمپلکس و یک شبکه به هم پیچیده از پیوندهای ضعیف
مولکولی می باشد که اینها نیروهای الکترواستاتیک و اثرات متقابل ضعیفی دارند. بنابراین وقتی که در
سیستم شیرینگ(هم زدن) بکار گرفته شود نیروهای جاذبه مذکور از جدا شدن پلیمرها از یکدیگر بر
اثر کشیده شدن ساختمان آنها جلوگیری به عمل می آورند و آنها را به یکدیگر گره می زنند .
همانگونه که وقتی پیوندهای ئیدروژنی پلیمرها می شکنند، گرانروی سیال کاهش م ییابد.
شکل 4: ساختار صمغ زانتان
وقتی شیرینگ و عمل هم زدن سیال متوقف شود، زنجیرة پلیمر پیوندهای مولکولی ئیدروژنی
داخلی خود را دوباره بدست می آورد و به حالت گرانروی اولیه خود بر می گردد . پلیمر زانتان یک
حالت شبه پلاستیکی یا سیالاتی با شیرینگ ضعیف و ساختارهای ژلاتینی تولید می کند . هنگامی که
شرینگ افزایش داده می شود متعاقباً گرانروی سیال با روندی رو به جلو کاهش می یابد و زمانی که
هم زدن به طور کامل قطع می گردد سیال کاملاً گرانروی اصلی و قبلی خود را پیدا م یکند.
در حالت دینامیک سیال به همراه شیرینگ بالا، به طور مثال درون رشته حفاری گرانروی
کاهش می یابد. تجربه ثابت کرده که در نرخهای شیرینگ خیلی بالاتر مثلاً در نازلهای مته حفاری،
سیال پلیمری به طور چشمگیری ضعیف شده تا زمانی که تقریبا رفتاری همانند آب خالص از خود
نشان می دهد. حال در جریانهایی که شیرینگ سیال کاهش می یابد به طور مثال در فضای حلقوی،
پیوندهای ئیدروژنی مجدداً شکل گرفته و در نتیجه گرانروی سیال افزایش می یابد. سیالات زانتان در
حالت سکون ماهیتهای تیکسوتراپیکی و تدارک حالت ژلاتینی را از خود نمایش م یدهند.
نامیده م یشوند و تنها (welan gun) صمغ زانتان و پلیمرهای بیولوژیکی مشابه آن صمغ ولان
دو نمونه از پلیمرهای تجارتی آنها توانایی ایجاد خصوصیات تیکس وتراپیک را در سیالات پایه آبی
دارند. غلظت مورد نیاز زانتان جهت کسب خصوصیات تیکسوتراپیکی مناسب به ترکیب شیمیایی
0 پوند در بشکه از آن جهت سیستمهای آب شیرین با / آب مورد نظر وابسته است. تنها در حدود 5
وزنهای بالا بسنده می کند، در حالی که ممکن است میزان 2 تا 3 پوند در بشکه برای سیستمهای
حاوی پتاسیم کلراید و یا سیستمهای آب خیلی شور سدیم کلرایدی مورد نیاز باشد.
در آبهای خیلی شور پلیمر زانتان مانند دیگر پلیمرهای پایه آبی به راحتی هیدراته نم یشود. به
میزان کمی گسترده شده و در ابعاد کلوئیدی باقی می ماند اما در آبهای شیرین منبسط می شود و
شاخه های فرعی در برخورد و تماس با هم سهم بسزایی داشته و اجازه جهت تشکیل پیوندهای
ئیدروژنی داده می شود و نتیجه آن پخش شدن خوب و خصوصیات تیکسوتراپیک بیشتر و راح ت تر
می باشد. صمغ زانتان برای استفاده و به منظور چندین کاربرد مختلف به سیالات حفاری افزوده
می شود. اغلب به عنوان جانشینی برای رس جهت عرضه خصوصیات تیکسوتراپیک به سیال اضافه می
شود. صمغ زانتان به جای یک سیال حاوی جامدات رسی جهت حمل و فراهم نمودن گرازوی لازم و
تعلیق مواد جامد استفاده می گردد. این جایگزینی از جهات زیادی سودمند است، از آن جمله می توان
به چشمگیر ترین راه حفظ تعلیق سازی بهینه جامدات و نیز افزایش ظرفیت حمل کنند ههای حفاری را
در سیالات بدون افزایش مواد جامد نام برد.
این ویژگی پلیمر زانتان را جهت انتخاب برای افزایش گرانروی در پهن های گسترده از سیالات
و نیز در چاههای افقی، خصوصاً هنگامی که در این چاهها مستلزم به رعایت کمترین سرعت جداری
بوده، معرفی می دارد، زانتان خصوصیات مختلفی دارد که سبب شده است آن را یک پلیمر ایده آل
برای استفاده در سیالات بدون رس(عملیات حفاری چاه)، سیالات تعمیر و تکمیل چاه دانست . این
پلیمر ماده ای گرانروی زا جهت استفاده در آبهای شور شامل آب دریا، سدیم کلرایدی، پتاسیم
کلرایدی، و کلراید کلسیمی و نیز آب شور برماید سدیمی م یباشد و در بر خی محدوده های دیگر
حتی در سیال برماید کلسیم نیز کارایی دارد. این پلیمر به وسیله مواد اکسیدان (سفید کننده ها ) یا
آنزیمها فاسد می گردد و یک ماده محلول در اسید بوده که این روشی برای پاک کردن راحت آنها
می باشد.
زانتان به مقدار زیادی سبب افزایش مقاومت ژلاتینی گل شده و به راحتی مواد محلول در
یک نوع مخصوص و تصفیه شده FLO-VIS . اسید مانند کربنات کلسیم را در خود معلق می سازد
زانتان می باشد. نوع تصفیه شده آن چندین مرحله را جهت حذف باکتریهای باقیمانده در ساختارش را
برای به کارگیری در سیال عاری از باکتری پشت سر م یگذارد.
MODIFIED NATURAL POLYMERS
پلیمرهای طبیعی اصلاح شده:
پلیمرهای اصلاح شده طبیعی در سیالات حفاری بسیار رایج و متداول هستند. سلولز و استارچ
دو پلیمر طبیعی هستند که به عنوان پایه غالباً در تهیه این پلیمرها مورد استفاده قرار می گیرند . انواع
اصلاح شده اصولاً می توانند خصوصیات متفاوتی نسبت به پلیمرهای طبیعی اولیه داشته باشند . در
پلیمرهای طبیعی غیر یونی همچون سلولز و استارچ تغییراتی صورت گرفته تا به پلی الکترولیتها جهت
استفاده در سیالات حفاری تبدیل شوند.
POLY ELECTROLYTES
پلی الکترولیتها
پلیمرهای غیر محلول بسیاری وجود دارد که قابل استفاده در سیالات حفاری `پایه آبی نیستند
مگر اینکه در آنها تغییراتی داده شود. برای فراهم نمودن قابلیت حلالیت در آب در برخی موارد
پلیمرها را به پلی الکترولیتها تبدیل می کنند. این اصلاح متضمن ایجاد تغییر در واحد منومر تکراری
مربوط به پلیمر مورد نظر می باشد. پلی الکترولیت یک پلیمر محلول در آب با ترکیب از پلی یونها و
یونهای متقابل با بار مخالف می باشد. یک پلی یون بارهایی دارد که در امتداد زنجیره پلیمر تکرار می
شوند. این بارها می توانند مثبت مانند پلیمرهای کاتیونی و یا منفی مانند پلیمرهای آنیو نی باشند .
مثالهای کمی جهت پلیمرهای کاتیونی وجود دارد اما غالباً پلیمرهای سیالات حفاری آنیونی م یباشند.
تاثیر پلی الکترولیتها وابسته به تعداد وضعیتهای موجود روی پلیمر می باشد که به ترتیب به فاکتورهای
زیر وابسته است:
- غلظت پلیمر
- غلظت و میزان پراکندگی گروههای قابل یونیزه شدن
- میزان شوری و سختی موجود در سیال
مربوط به سیال PH-
با مقداری افزایش در تعداد محلهای یونیزه شده به توسعه و گسترش پلیمر کمک می شود در
حالی که از در هم پیچیدن ذرات پلیمر نیز جلوگیری به عمل می آید و این به علت نیروی دافعه با
رهای دو سویه می باشد که پلیمر را به داخل یک پیکربندی خاص کشیده و گسترش م ی دهد و در
نهایت ماکزیمم فاصله را بین بارهای همنام سبب می شود . در هنگام نشر و گسترش، پلیمرها تعداد
سایتهای باردار شده روی زنجیره پلیمری را نشان می دهند. پراکنده شدن و انتشار پلیمرها این اجازه ر ا
به پلیمر می دهد که به ذرات رسی چسبیده و به سیال گرانروی بیشتری دهد.
اثرات غلظت
همانگونه که شرح داده شد، پلیمرها زمانی که در فاز آبی سیال حفاری حل شده باشند به
شکل ساختمانی کشیده و ممتد در نظر گرفته می شوند. این پیکربندی میله ای شکل و مستقیم نبوده
ولی برای فراهم آوردن ماکسیمم فاصله بین بارهای همسان بر روی پلیمر به حالت غیر خطی و مجعد
می باشد.
در محلولهای رقیق و غلظتهای کم، پلیمر با آب ترکیب شده و لای های از آب را (حدود 3 یا 4 مولکول
آب) در بر می گیرد. یک نیروی دافعه الکترواستاتیکی میان این پلیمرهای سولواته ش ده وجود دارد،
که وقتی سطوحشان به شکل کاملاً گسترده در نظر گرفته شود مقدار قابل توجهی می شود و این
سطوح بزرگ به عملکرد گرانروی زائی پلیمر کمک می کنند.
همچنانکه غلظت پلیمر افزایش داده می شود آبهای اطراف و مجاور ذرات پلیمر جهت
آبپوشی ذرات کاهش می یابد. اگرچه پلیمر در جهت آبگیری کمتر تلاش می کند و این رفتار،
افزایش در گرانروی را سبب می شود. این مورد زمانی اتفاق می افتد که پلیمرها از طریق چسبیدن به
مقدار محدودی از آب شروع به گیر افتادن در یکدیگر م یکنند.
:PH اثرات
محیط قرار دار د. اغلب پی - اچ تعیین کنندة دامنه PH قابلیت انحلال پلیمر تحت تاثیر
یونیزاسیون گروههای فعال و کارآمد روی زنجیرة پلیمری است و به طور نمونه بیشترین گروه فعال
مشترک در پلیمرهای پایه آبی که مشاهده شده است، گروه کربوکسیل می باشد . گروه کربوکسیل
صمغهای زانتان و چند اسم دیگر ، PHPAS ,CMCS یونیزه در بیشتر پلیمرهای آنیونی به انضمام
برجسته ترین نقش فعال را دارد.
شکل 5: گروه کربوکسیل یونیزه.
همانگونه که در شکل 5 دیده می شود گروه کربوکسیل یونیزه دارای یک پیوند دو گانه
اکسیژن و یک پیوند ساده روی کربن مرکزی می باشد . یونیزاسیون کامل به وسیله واکنش گروه
کربوکسیل با یک ماده قلیایی ماند کاستیک انجام شدنی است. از طریق یونیزه شدن گروه کربوکسیل
( نامحلول قبل از آن، حلالیت پلیمر صورت م یپذیرد.( شکل 6
شکل 6: حلالیت پلیمر
گروه کربوکسیلات سدیم به واسطه نقاط با بار الکتریکی منفی خود آب را به سمت خود
می کشد. هنگامی که پلیمر به آب اضافه شود، یون سدیم از زنجیرة پلیمری آزاد شده و در پشت خود
محلی با بار الکتریکی منفی باقی می گذارد. اکنون پلیمر آنیونی است و برای هیدراته شدن مشکلی
ندارد. همان طور که پلیمر هیدراته می شود و محیط اطراف خود را در بر می گیرد اندازة پلیمر و
گرانروی، هر دو افزایش می یابند.
9 رخ می دهد. کاستیک کافی و رسیدن / 8 تا 5 / بهترین حلالیت گروه کربوکسیل از پی- اچ 5
8 لازمه یونیزه شدن و حلالیت پلیمر می باشد. اگر مقدار خیلی زیادتری کاستیک اضافه / به پی- اچ 5
شود به آرامی خصلت گرانروی زائی پلیمر متوقف می شود. اگر میزان پی- اچ از گسترة مناسب بیرون
رود، به عنوان مثال پی - اچ محلول تا وضعیتهای اسیدی سقوط کند (کمتر از 7) آن موقع گروه
کربوکسیلات به حالت اولیه و فرم کربوکسیل برگشته و در نهایت پلیمر قابلیت انحلال خود را از
دست می دهد.
اثرات شوری
میزان شوری نقش بسیار بزرگی را در تعیین کارآیی و سودمند بودن پلیمرها بازی می کند .
نمک از باز شدن حالت به هم تنیدة پلیمرها از یکدیگر جلوگیری می کند . اثر کشیدگی و گسترش
زمانی که پلیمرهای محلول در آب به آب اضافه می شوند رخ می دهد. به نسبت منبسط شدن و حلقه
شدن پلیمر، انحلال کاهش یافته و مقداری از آن گلوله ای شکل می گردد. این نتایج به خاطر رقابتی
استثنایی برای جذب آب است. نمک آب آماده، که در آن پلیمر توانایی منبسط و ئیدراته شدن داشته
باشد را محدود می کند. همچنانکه درجه شوری آب افزایش می یابد دیگر نه هیچ کدام از پلیمرها با
مقدار آب زیاد هیدراته می شوند و نه گرانروی به سادگی افزایش می یابد.
وقتی نمک به سیستم آب شیرینی که در آن پلیمرها کاملاً پراکنده شد ه اند اضافه شود، در
مجموع به طور معمول سبب تولید یک گرانروی خمیده و ناهمگن م یشود. همچنانکه نمک به وسیله
آب هیدراته می شود آب را از پلیمرها جدا می کند، احتمال دارد که حداقل سیستم موقتاً ناپایدار شده
و یک افزایش گرانروی در سیستم صورت پذیرد. پلیمرها شروع به درگیر شدن با جامدات حفر شده
می کنند و دیگر پلیمرها در حالی که منقبض می شوند به حالت گلوله ای شکل در می آیند. به محض
اینکه این پلیمرها به حالت توپی شکل درآیند گرانروی به شدت کاهش م ییابد.
به طور نمونه، کارایی پلیمرها در آب شور کاهش می یابد، اما این مشکل با استفاده از مواد
پلی آنیونی سلولز) یا صمغ زانتان که امکان )PAC افزودنی درمان کننده برطرف می گردد. برای مثال
دارد به 2 برابر غلظت معمول آنها و یا حتی بیشتر جهت عملکرد در یک محیط شور نیاز باشد.
اثر کاتیونهای دو ظرفیتی
هنگامی که یونهای دو ظرفیتی مثل کلسیم یا منیزیم درون سیال حفاری وجود داشته باشد آنها
می توانند اثر خارق العاده ای روی سیستم داشته باشند. شبیه به یون سدیم که هیدراته می شود و د ر
مجموع آب موجود در محیط را محدود می کند، یونهای کلسیم و منیزیم هیدراته شده و حتی این
کار را با آب بیشتری نسبت به یون سدیم صورت می دهند و سبب ایجاد پلیمرهای هیدراته با حضوری
ناکارامد می نمایند. پلیمرهای آنیونی یک مشکل اضافه دیگر دارند و آن واکنش کلسیم یا م نیزیم با
گروه آنیونی حاضر بر روی پلیمر می باشد. سرانجام پلیمر شروع به تجمع می کند و درون سیستم
سقوط می کند به همین علت است که برای درمان کلسیم درون سیستم، سودا اش (کربنات سدیم )
توصیه می شود. تنها پلیمرهایی که به مقداری خیلی جزیی آنیونی هستند مانند صمغ زانتا ن و نیز
پلیمرهای غیر آنیونی مانند استارچ به وسیله یونهای کلسیم و منیزیم رسوب داده نم یشوند. با این حال
این نوع از پلیمرها نیز تحت اثر کاتیونهای دو ظرفیتی قرار دارند و این نیز به دلیل ماهیت هیدراته
شدن قوی این یونها در محیط آبی بوده به همین سبب کارایهای این پلیمرها نیز با حضور این یونها
تقلیل داده می شود.
مشتقات سلولز
سلولز یک پلیمر طبیعی نامحلول در آب است. برای تبدیل شدن به یک ماده افزودنی مفید در
CMC . تبدیل شده است CMC سیالات حفاری با ایجاد تغییرات به کربوکسی متیل سلولز یا همان
نمونه ای از یک پلی الکترولیت می باشد. اشکال 7 و 8 چگونگی ایجاد تغییرات در ساختار حلقه های
تکراری سلولز را به وسیله معرفی گروه آنیونی کربوکسی متیل نشان م یدهد. حالا پلیمر تصحیح شده
توسط گروه های آنیونی، دارای میل ترکیبی با آب بوده و در آب محلول است.
شکل 7: سلولز
D.S= شکل 8: سدیم کربوکسی متیل سلولز 1
با ((CLCH2COONA)) کربوکسی متیل سلولز از واکنش نمک سدیم، اسید منوکلرواستیک
برای تشکیل یک پلی (− CH2OH) سلولز تشکیل شده است . غالباً بیشترین جانشینی در گروه
الکترولیت محلول روی م یدهد.
خصوصیات سدیم کربوکسی متیل سلولز به عوامل مختلفی وابسته م یباشد:
(D.S) - درجه یا میزان جانشینی
(D.P) - درجه پلیمریزاسیون
- جانشینی یکنواخت و همسان
- خلوص محصول نهایی
درجة پلیمریزاسیون تعداد دفعات تکرار شدن ساختارهای حلقوی را نشان می دهد . ساختار
حلقه، ساختار تکرار پذیری است که پلی مر را مشخص می سازد . درجه پلیمریزاسیون بالاتر، وزن
مولکولی بیشتر را در بر دارد. همچنان که درجه پلیمراسیون برای سی - ام- سی افزایش می یابد،
گرانروی آن نیز بیشتر می گردد. سی- ام سی با گرانروی بالا، وزن مولکولی بیشتری نسبت به سی - ام
– سی با گرانروی پایین دارد.
درجه جانشینی تعداد تعویضهایی که روی ساختار یک حلقه تکراری منفرد انجام شده است را
توضیح می دهد.
طبق شکل سدیم کربوکسیل متیل سلولز بالا، بر روی ساختار هر حلقه دقیقاً تنها یک جانشینی
وجود دارد و آن بیانگر درجه جانشینی با عدد 1 برای شکل بالا می باشد. در مثال بالا جایگزینی فقط
صورت می پذیرد. البته جانشینی می تواند روی هر کدام از (− CH2OH) روی گروه متیل هیدروکسی
هیدروکسیل نیز صورت گرفته شود و توانایی درجه جانشینی برابر با 3 را (−OH) دو گروه عامل
دارد.
0 برسد . برای نمونه / قابلیت انحلال در آب زمانی بدست می آید که درجه جانشینی به 45
Hi-Vis-CMC . 0 درجه متغیر می باشد / 0 تا 8 / میانگین درجه جانشینی برای سی- ام- سی از 7
یا نوع متوسط آن نیز می تواند داشته باشد . تنها اختلاف Low-Vis همان درجه ای را دارد که نوع
مربوط به میزان درجه پلیمریزاسیون آنها می باشد.
سی- ام- سی که جانشینی نسبتاً بیشتری در آن صورت گرفته است را پلی آنیونیک
اختلافی CMC از لحاظ ساختار شیمیایی و درجه پلیمریزاسیون با PAC. می نامند (PAC) سلولز
بین PAC ندارد. تنها درجه جانشینی برای این دو پلیمر متفاوت است. معمولاً درجه جانشینی برای
0/9 تا 1متغیر است. درجه جانشینی بیشتر، پلیمری با قدرت حلالیت زیادتر از سی - ام – سی تولید
را بهتر از سی- ام- سی می نماید هر دوی این مواد PAC می کند. به طور کلی این اختلاف، عملکرد
در آبهای شور و یا سخت عملکردی بهتری PAC در آب شیرین تقریباً شبیه به هم عمل م یکنند. اما
دارد.
با درجه جانشینی و درجه پلیمریزاسیون یکسان و PAC در بعضی مواقع سی – ام- سی و
خالص عملکرد متفاوتی دارند. این به دلیل یکنواختی یا عدم یکنواختی جانشینی در سرتاسر زنجیره
با کیفیت، دارای جانشینی یکنواختی در سرتاسر پلیمر CMC یا PAC می باشد. یک محصول
با عملکرد ضعیف احتمالاً جانشینی تنها در یکی از CMC یا PAC می باشد ولی در یک محصول
دو سر ابتدایی یا انتهایی و یا در وسط زنجیره پلیمر صورت گرفته است . در نتیجه آن حلالیت پلیمر
یک پلی POLY PAC( محدود شده و بنابراین عملکرد و کارآیی آن ضعیف م ی شود (پلی پک
آنیونیک سلولز با کیفیت بالا می باشد این ماده کنترل صافاب را در سیستمهای آب شیرین، آب دریا و
نمکی پتاسیم کلرایدی و سدیم کلرایدی تامین م یکند.
این ماده تشکیل فیلتر کیکی، نرم، محکم و انعطاف پذیر را می دهد که هرز روی صافاب را
به درون سازندهای رطوبت پذیر محدود می کند همچنین گرانروی فوق العاده ای در هر دو سیستم آب
شور و آب شیرین تولید م یکند.
استفاده از پلی پک نسبت به سی- ام – سی جهت آب دریا، آب شور و آبهای حاوی کلسیم
محلول بالاتر از 400 میلی گرم در لیتر، بیشتر توصیه شده است.
در زیر آمده است. PAC و CMC جدول شماره 1 با مشخصات صنعتی و محدودیتهای
CMC و PAC : جدول شماره 1
هیدروکسی اتیل سلولز): )HEC
هیدروکسی اتیل سلولز یکی دیگر از انواع پلیمرهای سلولزی اصلاح شده می باشد این
محصول به وسیله خیساندن سلولز در محلول کاستیک و سپس واکنش دادن سلولز قلیایی با اکسید
اتیلن بدست می آید و در نتیجه آن جانشینی گروه هیدروکسی اتیل به روی سایتهای گروههای
هیدروکسیل و هیدروکسی متیل رخ م یدهد.
پلیمری غیر یونی است با این وجود گروههای ئیدورکسی اتیل تمایل کافی HEC گرچه
برای ترکیب با آب و ساخت پلیمری محلول در آب را دارند . به علاوه این مورد درجه جانشی نی
ساختار پلیمر و همچنین درجه پلیمریزاسیون زنجیره های جانبی اتوکسیلات نیز در قابلیت حلالیت این
یا همان (M.S) پلیمر تاثیر گذاشته است. این درجه پلیمریزاسیون زنجیره های کناری، جانشینی مولار
میانگین تعداد مولکولهای اکسید اتیلن را که با هر واحد سلولز واکنش داده است را گویند. به محض
اینکه یک گروه ئیدروکسی اتیل به هر یک از واحدها چسبیده شود، آن گروه می تواند زمینه واکنش
با گروههای دیگر را به شکل لبه به لبه تقویت کند.
مادامی که اکسید اتیلن در دسترس م یباشد این واکنش م ی تواند ادامه یابد . زیادتر بودن
جانشینی مولار) حلالیت بیشتر پلیمر را سبب شده بنابراین تحمل بیشتری در برابر نمک و ) M.S
2 می باشد. / 1 تا 5 / از 5 HEC برای M.S سختی آب را به آن م یدهد. به طور نمونه گسترة میزان
عمدتاً جهت تولید گرانروی و کنترل صافاب در سیالات چاههای تعمیری و تکمیل چاه، مورد HEC
استفاده قرار می گیرد. این پلیمر با اغلب سیستمهای آب نمکی شامل آب دریا، پتاسیم کلراید، کلسیم
کلراید و کلسیم بر ماید سازگار است.
شکل 9: هیدروکسی اتیل سلولز
پلیمری بسیار تمیز و محلول در اسید است که به طور مطلوبی در تولید گراول پکینگ HEC
مناسب استفاده می شود و در دیگر عملیاتها، جایی که سیال تکمیل چاه به صورت با وقفه با تولیدات
غیر یونی می باشد، نمی تواند واکنش HEC درون چاه در تماس است نیز کاربرد دارد. از آنجایی که
به عنوان HEC قوی همانند پلیمرهای یونی با سطوح باردار ایجاد کند. این مسئله در بالا بردن نقش
250F o دارای محدودیت دمایی تا HEC. یک ماده افزودنی در سیالات تکمیلی اثر زیادی دارد
بالا به شدت بر روی این پلیمر تاثیر نمی گذارد ( احتمال افت بسیار جزیی PH . 121 ) می باشد Co )
وجود دارد). و در مقابله با باکتریها مقاوم است . این پل یمر دارای خواص PH= گرانروی در 10
تیکسوتراپیک نبوده (تولید ساختار ژلاتینی جهت تعلیق جامدات) و در حقیقت در صورتی که هیچ
گونه شیرینگ (هم زدن) حتی به میزان کم در سیستم نداشته باشیم، مقدار کمی حالت ژلاتینی تولید
می کند. هر چند که گرانروی بسیار بالایی ایجاد م ینماید.
مشتقات استارچ
همانگونه که قبلاً شرح داده شد، استارچ برای کاربردهای فراوانی موثر و مفید می باشد. بدون
اینکه در آن تغییرات شیمیایی یا همان اصلاح صورت بگیرد. اما با ایجاد تغییرات شیمیایی مشتقات
استارچ تهیه شده دارای خصوصیات متفاوت می باشند. استارچ می تواند به گونه ای اص لاح شود که
دیگر هیچ حساسیتی نسبت به فساد باکتریایی نداشته باشد و همچنین می تواند با تغییرات ساده به معنی
ایجاد پایداری حرارتی بیشتر تهیه شود. به عنوان مثال تعداد کمی از استارچهای اصلاح شده در زیر
شرح داده شده است.
(CMS) -1 کربوکسی متیل استارچ
همانند CMS. یکی دیگر از پلیمرهای تغییر داده شده، کربوکسی متیل استارچ می باشد
دستخوش جانشینی کربوکسیلات در هر یک از گروه هیدروکسی متیل یا هر کدام از دو CMC
جانشینی ،CMC گروه عامل هیدروکسیل موجود به روی ساختار حلقه شده است. و همچنین مشابه
بر روی گروه هیدروکسی متیل به سادگی و با میل بیشتری اتفاق می افتد.
TERM PACUL -2
یک استارچ کربوکسی متیل م یباشد که در سیالات حفاری پایه آبی جهت کنترل صافاب با
حداقل ایجاد گرانروی مورد استفاده قرار می گیرد. این پلیمر را م یتوان یک انتخاب نسبت به مواد
جهت استفاده در سیستمهایی که د ر آنها نیاز به کنترل صافاب بیشتر و خصوصیات PAC دیگر
رئولوژی کمتر م یباشد، دانست.
عمل می کند تا شبیه به استارچ. پایداری حرارتی CMC بیشتر شبیه به TERM PACUL
149 ))و به باکتری کش(بیوساید) در محصول نهایی آن نیازی oC)300o F تا ) PAC, CMC مشابه به
20 میلی / نیست. بیشترین اثر این پلیمر زمانی است که در سیالات حفاری حاوی یون کلر کمتر از 000
گرم در لیتر و یون کلسیم کمتر از 800 میلی گرم در لیتر بکار برده شود. این پلیمر در هر سطحی از
عمل می کند و با همه سیستمهای آبی سازگاری دارد. PH
ئیدورکسی پروپیل استارچ) )HP -3
می باشد و از راه واکنش شیمیایی HP یکی دیگر از نمونه استارچهای بهینه شده استارچ
استارچ با اکسید پیروپیلن تهیه می شود. در نتیجه این استارچ غیر آنیونی و محلول در آب می شود .
HEC بهسازی واقعی در مورد قابلیت انحلال استارچ در آب م یباشد. همانگونه که جانشینی برای
در گروه ئیدورکسی متیل با هر کدام از دو گروه هیدروکسیل موجود روی ساختار حلقه ,CMS
پیش آمد.
نتیجه آن جانشینی گروههای پروپوکسیلات شده است. درجه پلیمریزاسیون گروههای
تعریف شده است. (M.S) پروپوکسیلات با عنوان جانشینی مولار
(D.S= شکل شماره 10 - کربوکسی متیل استارچ( 1
(M.S=2, D.S=0/ شکل شماره 11 - ئیدروکسی پروپیل استارچ ( 5
میانگین تعداد مولکولهای اکسید پروپیلن می باشد که با هر منومر استارچ واکنش M.S
داده اند. به محض اینکه یک گروه ئیدروکسی پروپیل به هر واحد اتصال یافت، می توان د با سرعت
بیشتری با گروههای اضافی در یک قالب لبه به لبه واکنش دهد. واکنش اکسید پروپیلن با استارچ به
واکنش میان اکسید اتیلن و سلولز شباهت دارد. در هر مورد واکنش جانشینی با یک ساختار تکراری
HP مربوطه تعریف شده باشد . انواع زیادی از استارچهای M.S انجام می پذیرد که باید به وسیله
و درجه پلیمریزاسیون آنها با گروههای جانشینی تغییر D.S, D.P موجود می باشند. مشخصات آنها با
(MS). می کند
FLO- TROL(4
استارچ ئیدورکسی پروپیلات می باشد که عمدتاً به عنوان کنترل کننده صافاب در سیستمهای
مورد استفاده قرار می گیرد. این پلیمر در تلفیق شدن با کربنات کلسیم برای تشکیل FLO-PRO
FLO-. فرمی جهت انحلال فیلتر کیک در اسید و پاک کردن ساده آن به خوبی عمل م ی کند
مانند استارچ با بیشتر ساختارهای آب شور اعم از آب دریا، کلرید سدیم، کلرید کلسیم، TROL
برمید سدیم و برمید کلسیم سازگاری دارد و نیازی به ماده بیوساید ندارد. این پلیمر ماهیت گرانروی
زائی بی نظیری دارد که آن را جهت سیال عملیات حفاری مناسب می نماید . بر عکس محصولات
برای افزایش FLO- VIS موجب پیدایش گرانروی با شیرینگ ضعیف نمی شود. با همکاری PAC
گرانروی مذکور مورد استفاده قرار می گیرد.غلظت مناسب آن بین 2 تا 4 پوند در بشکه برای اغلب
کاربردها می باشد. اگرچه غلظتهای بالاتر از آن جهت رسیدن به صافاب کمتر استفاده می شود .
پایداری حرارتی برای این پلیمر بیشتر از اکثر مواد استارچی بوده و در سیستمهای آب شور این
250 می باشد. F o پایداری تا
MOR- REX(5
یک آنزیم هیدرولیز شده استارچ ذرت که به صورت استادانه ای توسط تغییرات شیمیایی
اصلاح شده است. ئیدرولیز استارچ محصولی را نتیجه می دهد که دارای وزن مولکولی بسیار پایین
5) بوده و نیز به میزان جزیی ماهیت آنیونی به آن می دهد. این پلیمر به طور انحصاری / (کمتر از 000
تقریباً در سیالات حفاری بر پایه آهک استفاده شده است. دلیل اساسی آن تمایل به انحلال کلسیم در
محیط سیال آهکی می باشد. در چنین محیطی این پلیمر به پیشرفت ئیدرولیز و چسباندن یون کلسیم به
گروههای آزاد کربوکسیلات در خلال ئیدورلیز کمک می کند. در نتیجه غلظت یون کلسیم محلول
حاوی میزان ،MOR- REX افزایش می یابد. به عبارتی دیگر یک سیستم آهکی بهینه شده توسط
می باشد . قابل MOR- REX یون کلسیم محلول بیشتری نسبت به همان سیستم ولی فاقد پلیمر
ملاحظه است که یون کلسیم اضافه مانع کسب فوائد بیشتر است.
از لحاظ وظیفه، این پلیمر به عنوان یک ماده ضد کلوخه عمل می کند که این خاصیت مطابق
در سیستم MOR- REX با اندازه و خصلت آنیونی آن م یباشد. غلظتهای معمول برای استفاده از
آهکی بین 2 تا 4 پوند در بشکه می باشد. مانند استارچ سنتی پایداری حرارتی آن در حدود
200 است و به ماده بیوساید نیاز دارد. o F
(SYNTHETIC POLYMERS) پلیمرهای مصنوعی
پلیمرهای مصنوعی معمولاً به صورت تلفیقات شیمیایی و معمولاً از مشتقات مواد نف ت ی تهیه
می شوند. بر خلاف پلیمرهای طبیعی و طبیعی اصلاح شده، پلیمرهای مصنوعی از تراکم مولکولهای
نسبتاً کوچکتری بدست می آیند . پلیمرهای مصنوعی تقریباً قابلیت تغییرات ب دون محدودیتی در
طراحی شان را دارند. آنها می توانند به صورت سفارشی تقریباً مناسب برای هر نوع کاربردی تهیه
شوند. اندازه و ترکیب شیمیایی آنها می تواند با مشخصات ویژ های، تقریباً برای هر گونه عملکردی
تولید گردد.
غالباً ، پلیمرهای مصنوعی به وسیله اتیلن جانشین شده ایجاد می شوند. پلیمریزاسیون از طریق
یک واکنش اضافی در جایی که گروههای اتیلن تعویضی به آخر یک زنجیره پلیمر اضافه می شوند
می تواند هر نوع گروه فعالی باشد. A رخ می دهد. در شکل زیر گروه تعویضی
A CH = CH 2
به پیوند کربن- کربن در زنجیره اصلی و امکان جانشینی بدون محدودیت در آن توجه کنید .
در زنجیره اصلی، کربن- کربن پایداری پیوندی از پایداری پیوند کربن- اکسیژن موجود در استارچ
و سایر پلیمرهای سلولزی بیشتر است. پیوند کربن- کربن در مقابله با باکتری مقاوم است و پایداری
700 نیز بیشتر است. گروهای جانشینی اکثریت به طور قطع قبل از اتصال کربن - o F حرارتی آن از
کربن تضعیف خواهند شد.
SPA
پلیمریزاسیون اسیداکریلیک و متعاقب آن خنثی سازی آن توسط ئیدروکسید سدیم محصولی
یک پلیمر آنیونی است که می تواند SPA. را ثمر می دهد (SPA) به نام پلیمر پلی اکریلات سدیم
بسته به وزن مولکولی پلیمر جهت کارآیی به عنوان هر یک از مواد افزودنی ضد کلوخه یا کنترل
صافاب مورد استفاده قرار گیرد.
A
شکل 12 - پلی اکریلات سدیم
در حین انجام حفرچاه، تاثیر متقابل جامدات حفاری شده بر هم اثر حادی بر روی
خصوصیات سیال حفاری( گل حفاری) می گذارد و تمایل شدیدی برای کلوخه شدن در آنها وجود
دارد(در شکل 13 ببینید). در مجموع کلوخه شدن به افزایش مشخصات رئولوژیکی گل حفاری منتج
می شود.
شکل 13 : کلوخه شدن جامدات حفر شده
در وزنهای مولکولی پایین(کمتر از 1000 ) به عنوان یک ماده ضد کلوخه کارآیی SPA
دارد. این پلیمر به شدت آنیونی بوده و به روی سطح کنده های حفاری فعال درون گلهای حفاری
می نشیند. پلیمر جذب شده شارژهای مثبت روی ذرات کلوخ شده را خنثی می کند که به دافعه متقابل
و باز شدن ذرات از هم منتج می شود. این بهترین کار انجام شده ت وسط یک پلیمر کوچک است .
پلیمرهای زنجیره کوتاه بیشترین جذب را روی سطوح ذرات به وجود می آورند و اثر کلوخه شدن را
ریشه کن می کنند که آن زمانی اتفاق می افتد که یک پلیمر روی ذرات گوناگون جذب می شود .(در
شکل 14 ببینید).
و ذرات رسی SPA شکل 14 : طرح
شرکتهای متعددی از پلی اکریلات سدیم با وزن مولکولی پایین به عنوان ماده اولیه و اساسی
ضد کلوخه خود برای سیستمهای با جامدات پایین، پلیمری و سیستمهای غیر پراکنده استفاده می کنند.
این ماده می تواند به صورت پودر خشک تهیه شود اما معمولاً به شکل مایع در دسترس است. کارایی
در غلظتهای خیلی کمتر از لیگنوسولفونایتها موثرتر است.(لیگنوسولفونایت یک ماده معدنی SPA
برای کنترل خصوصیات SPA 0 تا 1 پوند در بشکه از / ضد کلوخه می باشد). به طور نمونه غلظت 25
به پی- اچ قلیایی وابسته نیست و می تواند دماهای ت ا SPA . رئولوژیکی سیال حفاری مناسب می باشد
500 را تحمل کند. در سیستمهای پلیمری بهترین عملکرد را نشان م یدهد اما گاهی به عنوان یک o F
محصول مستقل در گلهای حفاری چاه و کاربردهای زمین گرمایی مورد استفاده قرار م یگیرد.
یک ما ده پلیمری SPA به غلظتهای بالای مواد جامد حساسیت دارد. از آنجایی که SPA
فعال در سطح می باشد، می تواند در محیط سیال پر از جامد، تحت فشار قرار گرفته و غرق گردد. این
مربوط به گل کمتر از معادل 20 پوند در بشکه بنتونایت و وزن گل کمتر از 12 CEC پلیمر وقتی
نیز از طریق کلسیم محلو ل موثر واقع TACKLE. پوند در گالن باشد بهترین بازدهی را دارد
می شود، اگرچه هنوز از آن در آب دریا استفاده می کنند.
کوپلیمریزاسیون
تا اینجای کار تنها در مورد هوموپلیمرها بحث شده است، بدین معنی که پلیمرها از واحدهای
همسان یا همان منومرها تهیه می شدند. اما ممکن است این قضیه با بیش از یک واحد منومر شروع
شود و در معرض پلیمریزاسیون قرار گرفته و در نهایت به یک کوپلیمر ختم شود.
یک کوپلیمر مشتمل از دو یا بیشتر از دو واحد منومر متفاوت م یباشد.
از طریق کوپلیمریزاسیون، پلیمرهایی می توانند تهیه شود که خصوصیات متفاوتی از تنها یک
هومرپلیمر داشته باشد. افزودن اغلب منومرها به طور کلی ابعاد جدیدی را جهت امکانات طراحی
فراهم می کند. ممکن است بیشتر از یک منومر واحد برای رساندن خواص ویژه و متفاوت در
محصول نهایی پلیمر استفاده شده باشد. برای مثال یک منومر م یتواند جهت ارائه پایداری حرارتی و
منومر دیگر جهت کنترل شیل در یک محصول پلیمری ایفای نقش کنند.
نمونه یک کوپلیمر است و از دو منومر فرآوری شده است . سدیم TACKLE
-2 اکریلامید ) AMPS و یک منومر شناخته شده در صنعت مثل (SPA اکریلات(مثل استفاده در
-2 متیل پروپان اسید سولفونیک).
گروه سولفات را تامین می کند که این گروه سهم خیلی بزرگتری نسبت به AMPS منومر
گروه اکریلات سدیم در پایداری حرارتی، مقاومت در برابر جامدات و مقابله با شوری و سختی آب
را دارد.
شکل 15 : کوپلیمریزاسیون
منومر نسبتاً گرانی است، با این حال می تواند پایداری حرارتی بالایی در حضور AMPS
و استارچهای اصلاح شده PAC آلوده کننده ها بدهد و این پایداری بیشتر از آن چیزی است که
می توانند داشته باشند.
AMPS شکل 16 : منومر
مقاومت بیشتری در برابر آلودگی و تحمل AMPS به دلیل وجود منومر TACKLE
برای سیستمهای پلیمری، کم سالید ،SPA تنها دارد. شبیه SPA بیشتری در برابر مواد جامد نسبت به
و غیر پراکنده سودمندتر است و همچنین جهت کنترل گرانروی در سیستمهای پر از سالید با مشکل
با وزن مولکولی کمتر است. SPA در آبهای شور فعالتر از TACKLE روبرو است. با این حال
:SP-101
300 ±) می باشد که اساساً جهت کنترل / یک پلی اکریلات با وزن مولکولی متوسط( 000
صافاب سیال حفاری مورد استفاده قرار می گیرد. این پلیمر پایداری حرارتی خیلی زیاد در حدود
TACKLE 400 < دارد و اغلب در کاربردهای زمین گرمایی مورد استفاده قرار می گیرد . مانند o F
وابستگی به پی- اچ ندارد یا در معرض فساد و تخریب باکتریایی قرار نمی گیرد اما نسبت به آلودگی
کلسیم محلول حساس می باشد به همین علت توصیه می شود که جهت بهترین عملکرد پلیمر غلظت
کلسیم محلول در حدود 300 میلی گرم در لیتر یا کمتر نگهداشته شود . این پلیمر اغلب در آبهای
بیشتر در سیستمهای کم سالید، غی ر پراکنده و دیگر PHPA همانند SP- شیرین موثرتر است. 101
سیستمهای پلیمری مورد استفاده قرار می گیرد. علاوه بر این جهت تامین کردن کنترل صافاب، اثر
به ذرات رس می چسبد و مقداری از کند ه های SP- پایدار سازی روی کنده های حفاری دارد. 101
به SP- حفاری را به صورت کپسول شده آماده م یکند. بعضی مواقع وقتی برای نخستین مرتبه 101
سیستم اضافه شود سیال دچار گرانروی خمیده و ناپایدار می شود . به محض اینکه این پلیمر درون
سیستم بکار گرفته شود در یک غلظت کافی برای کپسوله کردن مواد جامد، سیستم به حالت رقیق
برگشته و پایدار می شود. برای نمونه این غلظت در مصرف حدود 1 پوند در بشکه صورت می گیرد،
اما بسته به حجم مواد جامد م یتوان این غلظت(مقدار مصرف) را به آرامی کم یا زیاد کرد.
،PHPA : جهت پایداری خصوصیات رئولوژیکی سیستمهای آب شیرین، شامل SP-101
زمین گرمایی، کم سالید و سیستمهای غیر پراکنده به میزان زیادی موثر است.
کوپلیمرپلی اکریلامید/ پلی اکریلات
بیشتر اوقات جهت تعیین ماهیت کوپلیمر پلی (PHPA) هیدرولیز ناقص پلی اکریلامید
شبیه پلیمری می باشد که PHPA اکریلامید/ پلی اکریلات مورد استفاده قرار می گیرد. محصول آخر
از راه کوپلیمریزاسیون پلی اکریلامید/ پلی اکریلات تشکیل شده است. حتی اگر غالباً این محصول را
نسبت دهند در واقع آن به وسیله کوپلیمریزاسیون منومرهای اکریلامید و اکریلات سدیم PHPA به
معرفی خواهند شد. PHPA بدست می آید. به خاطر سادگی و سهولت این مواد به عنوان
تحت تاثیر وزن مولکولی و نسبت گروههای کربوکسیل به گروههای PHPA خصوصیات
آمید قرار دارد. پلی اکریلامید به خودی خود در آب نامحلول است بنابراین باید با اکریلات سدیم
کوپلیمر شود تا قابلیت حلالیت در آب را کسب کند. کوپلیمریزاسیون با اکریلات سدیم منتج به یک
پلیمر آنیونی محلول در آب م یشود. نسبت اکریلات سدیم به اکریلامید در آغاز فرآیند، نسبت این
دو گروه فعال را روی کوپلیمر نهایی مشخص می کند . ساختار این دو منومر که سازنده کوپلیمر
هستند در زیر آمده است.
شکل 17 : اکریلات سدیم/ اکریلامید
در حین کوپلیمیریزاسیون، این دو منومر با یکدیگر به طرز تصادفی به فرم خطی متصل شده
که زنجیره اصلی کربن- کربن را سبب می شوند. در نهایت، کوپلیمر دارای گروههای کربوکسیل و
آمید می باشد ه به طور تصادفی و بی قاعده در امتداد زنجیره شان قرار دارند. این نتیجه حاصله در شکل
18 نمایش داده شده است.
PHPA : شکل 18
با توجه به آن به دلیل پیوند کربن- کربن این کوپلیمر(یا پلیمر) پایداری حرارتی فوق العاده ای
دارد و در برابر باکتریها نیز مقاوم است و نیز با توجه به آنیونی بودن پلیمر این معنی وجود دارد که به
وسیله سختی آب و کاتیونها تحت تاثیر قرار م یگیرد مشابه آنچه که در مورد رسها وجود دارد.
:POLY- PLUS
معمولاً بیشتر نوع مورد استفاده شده در سیالات حفاری انواع با وزن مولکولی بالای آن
می باشد. که این نمونه ترکیبی به نسبت 65 % تا 70 % اکریلامید و مابقی منومراکریلات را دارا است .
گسترة وزن مولکولی آن تا 20 میلیون هم می رسد. پلی- پلاس به عنوان یک کنترل کنندة شیل، یا
یک پلیمر کپسوله کننده جامدات در آبهای شیرین، آب دریا و در سیستمهای کلرید سدیمی و کلرید
پتاسیمی مورد استفاده است . علاوه بر این خصوصیات کنترل شیلی و کپسوله کنندگی آن در
سیستمهای آب شیرین گرانروی زا نیز م یباشد.
ویژگی کنترل شیل توسط پلی- پلاس زمانی رخ می دهد که این پلیمر به رسهای درون دیواره
چاه می چسبد که پراکنده شدن و آبگیری شیلها را متوقف می کند، این حالت به طور معمول صورت
می گیرد. گروههای آنیونی کربوکسیل به شار ژهای مثبت روی لبه های ذرات رس می چسبند.
از آنجایی که این پلیمر وزن مولکولی بالا و طول نسبتاً زیادی را داراست، در جاه های
مختلف در امتداد دیوارة چاه نشسته و با دیواره متحد می شود. این اثر دیواره سازی و مانع شدن ورود
آب به درون رس می باشد. مشابه همین اثر بر روی کنده های رس حفاری شده نیز دیده شده است .
پلیمر به حفظ انسجام کنده ها کمک می کند که این اجازه جدا کردن کنده های حفا ری را در سطح
از طریق یک لایه ضخیم فاز آبی به پایداری شیل کمک PHPA به گل حفاری می دهد. همچنین
گرانروی صافاب سیال حفاری را افزایش می دهد که در نتیجه اثر آن از تهاجم PHPA . می کند
صافاب و ضخامت کیک آن کاسته می شود. با وجود اینکه امکان دارد آب زیادی به درون شیل رخنه
کند یک لایه انبوه از فیلتریت (کیک گل) با مقاومت خیلی بیشتر به علت فشار موئینگی موجود به
سرعت روی دیواره سازند فشرده و گسترده م یشود. اثر کاهش مقدار آب فیلتریت به دلیل
هیدراسیون پلیمر تامین می شود. همچنین قابلیت فیلتریت(کیک گل) را جهت ورود آب به شکافها و
ترکهای کوچک یا سطوح شکسته داخل شیل را کم می کند. شیلهایی که به پایداری رسیده اند مورد
مطالعه قرار گرفتند و مشخص شد که تناسب 70 به 30 منومرهای اکریلامید به اکریلات بهترین نسبت
تهیه پلیمر جهت سیالات حفاری م یباشد.
ایجاد این نسبت را بیشتر به 30 % هیدرولیز در زمان تهیه پلیمر مرتبط می دانند . همچنین این
مشخص شده است که پلیمرهای با وزن مولکولی سنگین عمل کپسوله کردن شیلها را بهتر از
پلیمرهای دارای وزن مولکولی پایین انجام می دهند. همانطور که قبلاً اشاره شد، برای کوپلیمریزه
% شدن با اکریلات سدیم جهت بدست آوردن قابلیت انحلال به آن نیاز است، با این حال نسبت 100
پلی اکریلات نمی تواند به خوبی ترکیب 70 به 30 خصوصیت بازدارندگی شیلها را نمایش دهد . به
طور مشابه حتی در وزنهای مولکولی سنگین نیز با استفاده از نسبت 70 به 30 کنترل شیل بهتر صورت
می گیرد. قابل ملاحظه است که پلی اکریلات با وزن مولکولی بالا تمایل بسیار زیادی برای کشش و
ترکیب شدن با شارژهای مثبت روی رس دارد. مانند لیگنوسولفونایتها باقی مانده پلیمر در سیستم به
لبه های رسهای فعال می چسبند در واقع هم درون سیستم و هم در درون چاه نیروهای جاذبه قوی
امکان کنار کشیدن وجدا کردن رسها از هم را داده و سبب پراکنده شدن آنها به درون سیستم شود .
گروه آمید از طریق ایجاد مقداری فاصله بین گروههای آنیونی قوی کربوکسیل و مکانهای کاتیونی
روی ذرات رس به این قضیه کمک می کند . هنگامی که گروههای آمید و کربوکسیل به طور
یکنواخت و نامنظم در امتداد زنجیرة پلیمری قرار می گیرند، قسمت بزرگی از گروه آمید از گرفتن و
اتصال به شارژهای روی سطح رس و نیز شکستن و جدا کردن رسها از یکدیگر جلوگیری م ی کند .
گروه اکریلامید میل ترکیبی با سطح رس دارد اما این تمایل پیوند هیدروژنی نسبتاً ضعیفی در مقایسه
با اثر متقابل یونی قوی بین گروه کربوکسیل و لبه های دارای بار مثبت روی ذرات رس است . گروه
اکریلامید قادر به تشکیل پیوندهای ئیدورژنی طولانی در سطح رس است. با آنکه اصلاً قدرت اثر
متقابل یونی سایتهای کناری را ندارند، برای نگه داشتن و حفظ اثر متقابل رس و پلیمر در این مکا نها
به اندازه فاصله های فراهم شده بین بارهای آزاد سودمند است.
هنوز هم در توانایی پایدار ساختن شیل بسیار سودمند است PHPA در یک محیط نمکی
اگرچه غلظت آن باید تا اندازة لازم برای به دست آوردن گرانروی فیلت ریت قابل ملاحظه افزایش
نمی تواند آب آزاد را به سادگی جذب کند PHPA یابد. چنانچه میزان شوری آب افزایش داده شود
و ئیدراته شود سپس پلیمر باقی مانده تا حدودی به صورت حلقوی به خود پیچیده م یشود. این منجر
به کاهش نقش گرانروی زائی پلمیر در سیال می شود. پلیمر با این همه آنیونی است و با وجود این
در سیالات PHPA روی محلهای فعال روی دیواره چاه جذب می شود. حل شدن و بکار بردن ساده
حفاری با پایه نمکی نشان می دهد که برای کسب تاثیرات کپسوله کردن و لایه فیلتریت به همان منوال
استفاده شود. از آنجایی که گلهای نمکی مخصوصاً گلهای PHPA گفته شده، باید مقدار بیشتری
پتاسیم کلرایدی بسیار بسیار زیادی در پایدار و تثبیت شیلها به روی خودشان ایفا می کنند . یک گل
نمکی خاصیتی استثنایی را در مورد پایداری شیلها عرضه م ینماید. PHPA
صافابی با PHPA نمک یا پتاسیم کلراید پایداری شیل را به صورت عالی فراهم می کند و
گرانروی بالا را نتیجه م یدهد که هجوم صافاب به عمق فیلتریت را کاهش می دهد . یکی از موانع و
حساسیت آن به محلول کلسیم می باشد . مانند پلی اکریلات، PHPA محدودیتها برای استفاده از
مکانهای کربوکسیل آنیونی با کلسیم واکنش می دهد . این یک مشکل ویژه در سی ستمهای آب
را ته نشین کند به همان خوبی که مواد جامد PHPA شیرین می باشد، جایی که کلسیم م یتواند پلیمر
به عنوان کلوخه در حضور PHPA این پلیمر را به روی خود جذب م یکنند، و در بعضی موارد
کلسیم عمل می کند خصوصاً وقتی که میزان مواد جامد درون سیال پایین باشد. زمانی که میزان مواد
جامد پایین و یون کلسیم مطرح شده باشد حالت کلوخه شدن پیش می آید . مواد جامد ته نشین
می شوند و در ته مخزن گل حفاری پایین م یروند.
در سیستمهای دارای مواد جامد بالا حضور کلسیم سبب کلوخه شدن سیستم و گرانروی
شدیداً به هم چسبیده و حلقوی PHPA خیلی زیاد می شود. در گلهای نمکی ذرات پلیمر باقی مانده
می شوند و به همان اندازه نسبت به اثرات کلوخه کننده کلسیم محلول حساس نیست . با این وجود
حداقل تحت اثر یون کلسیم مقداری از پراکندگی آن در سیال کم می شود، از آنجایی که یون
کلسیم فوراً روی سایتهای آنیونی پلیمر نشسته و با پلیمر واکنش می دهد، دیگر هیچ جایگاه آنیونی
روی پلیمر برای مکانهای فعال روی دیوارة چاه فراهم نیست خلاصه اینکه پلیمر بیشتری باید جهت
PHPA غلبه بر اثر یون کلسیم در سیستم مورد استفاده قرار گیرد. این منظور جهت درمان سیستمهای
حاوی کلسیم محلول تا زیر 300 میلی گرم در لیتر توصیه شده است . این راحت ترین کار برای
عملکرد پلیمر جهت کاربرد در سیستمهای مواد جامد پایین و با وزن کم م یباشد.
به خصوص وقتی که مواد جامد توانایی هیدراته شدن را ندارند. زمانی که غلظت مواد جامد
بالای 20 پوند MBT نسبتاً بالا می رود، به عنوان مثال گلی با وزن بیشتر از 10 پوند در گالن و میزان
در بشکه بنتونایت معادل. در این مثال است که درمان مشکل کلسیم آن بسیار سخت می شود . حذف
کردن و دفع کلسیم از سیستم به اضافه کردن یک منبع کربناته به آن نیازمند است، مثلاً سودااش
( )2 3 البته استفاده بیش از حد از این مواد نیز خود مشکلاتی . (NAHCO یا بی کربنات سدیم ( 3 NA CO
در بر خواهد داشت. این شباهت در قیاس آلودگی منیزیمی نیز به دست آمده است . یون منیزیم نیز
سیستم ر ا PH توسط سایتهای کربوکسیل آنیونی جذب شده اند. برای رفع این آلودگی نیاز است که
معینی برگشت پذیر می باشد بدین PH 10 نگه داشت. از آنجایی که واکنش در / در سطح 10 تا 5
باید بالا نگه داشته شود تا از انحلال منیزیم موجود که در حال حاضر به صورت نامحلول PH جهت
قلیایی را PH سیستمهای غیر پراکنده می باشند و به سادگی PHPA است جلوگیری کند. سیسمتهای
اثر (NaOH) متحمل نمی شوند. شبیه به هر سیستم غیر پراکنده دیگری کاستیک سودای اضافه
خیلی فعال می باشد و (OH − ) می گذارد. یون هیدروکسید PHPA کلوخه سازی بر روی سیستم
مستقیماً به سراغ رسهای محافظت نشده در سیستم می رود. همانند این موضوع در زمانی که کاستیک
پیل) اضافه می کنند، دیده می شود که سبب حالت کلوخه شدن )SPUD MUD سودا را به
موجود رخ می دهد اما به مقدار ناچیز هیدرولیز PH در هر مقدار PHPA می گردد. هیدرولیز پلیمر
قویتر است و در آن حالت سرعت هیدرولیز شدن کمی بیشتر است و زودتر آغاز PH= آن در 10
می گردد. هیدرولیز حالا در پی- اچ 10 کامل است اما از آنجایی که نتیجه هیدرولیز آزاد شدن گاز
می باشد و این نکته قابل توجهی در غلظتهای پایین بر روی چاه می باشد، باید از آن NH آمونیاک 3
اجتناب شود. در واقع هیدرولیز در پی- اچ 10 کم و بیش پروسه ای آهسته می باشد و زمان خیلی
زیادی برای واکنش دادن و پیش رفتن از میان پلیمر پیچیده شده صرف می کند. این جریان از طریق
300 ، در این دما هیدرولیز با شدت و F o دماهای بالا می تواند سرعت بگیرد. مثل دماهای بالاتر از
به عنوان یک گسترش دهنده و پراکنده ساز بنتونایت، PHPA. سرعت بیشتری صورت م یگیرد
کلوخه سازی انتخابی و یا کلوخه گی کامل وابسته به وزن مولکولی و نسبت منومرهای اکریلامید به
می تواند چند کارایی مختلف را در یک سیال حفاری پایه آبی ارائه دهد. PHPA ، اکریلات است
:GELEX
مورد استفاده به عنوان پراکنده ساز بنتونایت در سیال است. در PHPA یک مثال از
می تواند ویسکوزیته بنتونایت را PHPA وضعیتهایی که نرمال و صحیح باشند غلظتهای خیلی کم از
توسعه دهد. در مواقعی که کل مواد جامد کمتر از 4% حجمی و غلظت کل بنتونایت کمتر از 20 پوند
قادر است به وضعیتهای با بار الکتریکی مثبت روی ذره بنتونایت بچسبد . با PHPA ، در بشکه باشد
چسبیده شدن ذره بنتونایت به بخشی از پلیمر، پلیمر باقی مانده آزاد هیدراته می شود و یا به ذره رسی
هیدراته شده و از PHPA دیگر می چسبد و در نتیجه گرانروی افزایشی می یابد. تحت این اثر پلیمر
هم باز می شود و در سیال محلول معلق بوده و همراه با ذره کلوئیدی بنتونایت می باشد . جهت
برای توسعه بازدهی موثر بنتونایت، وضعیتهای گوناگون دیگری از بنتونایت و غلظت کل PHPA
مواد جامد را باید ملاقات کرد. اولین حالت: سیستم می باید آب شیرین باشد و نسبتاً عاری از کلسیم
(زیر 200 میلی گرم در لیتر) جهت هیدراته شدن کامل بنتونایت.
0 پوند در بشکه باشد. / 0 تا 1 / دومین حالت: دامنه مصرف و مقدار غلظت پلیمر باید به میزان 05
سومین حالت: غیر از پراکنده سازها یا هر ماده دیگری که با بنتونایت جذب سطحی انجام می دهد
می تواند در سیستم وجود داشته باشد.
مراحل توسعه و گسترش بنتونایت در کاربرد جهت سیستمهای کم سالید و غیر پراکنده
باعث افزایش فوری در گرانروی PHPA محدود و شکننده می باشد. اضافه کردن مقدار کمی از
می شود.
افزایش داده می شود، گرانروی سیستم به مقدار ماکزیمم خود PHPA همانطور که غلظت
می رسد، سپس هر چه پلیمر اضافی به سیستم داده شود، عکس عمل می کند. دامنه غلظت موثر این
پلیمر خیلی محدود می باشد. غلظت خیلی کمی از پلیمر و سیستم آن قدری بیشتر از یک محلول
ژلاتینی با غلظت پایین بنتونایت می باشد . درجه و میزان پراکندگی بنتونایت در سیستم وابسته به
فاکتورهای زیر می باشد:
- وزن مولکولی و نسبت اکریلامید به اکریلات.
- اندازه و آبپوشی ذره
- درجه شوری و میزان سختی آب مورد استفاده برای سیستم
PHPA -غلظت پلیمر
:FLOXIT
همچنین می تواند به عنوان یک کلوخه مورد استفاده قرار گیرد . کلوخه شدن PHPA
مرحله ای است که در آن ذرات منفرد از طریق پیوندهای بی ثبات و ضعیف و مجموعه ای بزرگ به
هم متصل می شوند که آن را کلوخه شدن پلیمر گویند. در نهایت جرم ذرات متصل شده به یکدیگر
تا جایی افزایش می یابد که آن ذرات انباشته و متراکم در ته محلول سوسپانسیون می افتند . این ته
نشست بیشتر در زمانی که سیال در حالت سکون(استاتیک) است رخ می دهد. مکانیسم پیچیده کلوخه
در هر PHPA شدن تا حد زیادی شباهت به مکانیسم مورد استفاده در انبساط بنتونایت دارد. همچنین
دو مورد به عنوان ماده موثر کاربرد دارد. این باید مدنظر قرار گرفته شود که این پلیمر ماده موثری در
سیستمهای کلوخه شده حاوی بنتونایت نمی باشد. از آنجاییکه بنتونایت به عنوان ماده جامد هیدراته در
اندازه مواد کلوئیدی تفکیک می شود، بنتونایت ته نشست نم ی کن د و ذرات بنتونایت که کامل
آبپوشی نشده اند دانستیه مناسب برای ته نشینی را ندارند.
جهت کاربردهای حفاری محدود به آبهای پاک و خالص شده اس ت. FLOXIT استفاده از
به محض اینکه ساختمان مواد جامد موجود در آب و سیستم وزین شدند، این محصول دیگر جهت
FLOXIT استفاده در سیال حفاری به هیچ وجه سودمند و مفید نم ی باشد . تعیین بهترین غلظت
مشخص می گردد. اثر کلوخه شدن به تاثیرات متقابل (PILOT TEST) بوسیله آزمایش مقدماتی
بین پلیمر و مواد جامد وابسته است که این وابستگی به اولویت در زیر آمده است:
- قابلیت آبپوشی مواد جامد
- غلظت مواد جامد
- میزان شوری آب
- میزان سختی آب
- ماهیتهای شیمیایی پلیمر
- غلظت پلیمر
-خصوصیات رئولوژی سیستم
- ابعاد هندسی و اندازه مخزن ته نشست
-زمان نگهداری
- درجه حرارت
را قبل از افزودن به سیستم با غلظتی معادل 1 تا 2 پوند در FLOXIT توصیه می شود که
بشکه در آب رقیق کرده و مخلوط کنید. دوباره برای تعیین مناسبترین غلظت پلیمر نیاز به انجام
آزمایشات مقدماتی م یباشد.
درجه حرارت بالا
پلیمرهای مصنوعی :
که ساختمان زنجیره اصلی و (C-C) به علت پیوندهای مقاوم در برابر حرارت کربن- کربن
محوری پلیمرهای مصنوعی را می سازند، پلیمرهای مورد استفاده در دماهای بالا به صورت مصنوعی
مشتق شده اند. پلیمرهای مقاوم در درجه حرارتهای بالای گوناگونی جهت استفاده در سیالات حفاری
در دسترس می باشد.
مخفف ماده آلی : 2 – اکریلامید 2- متیل AMPS. تهیه می شود AMPS یکی از آنها از منومر
پروپان سولفونیک اسید می باشد.
مورد نظر بوده است . این ماده منومر TACKLE در مباحث قبلی در رابطه با AMPS
جهت اصلاح و بهتر شدن مقاومت و تحمل آن در برابر مواد TACKEL جهت تهیه و تدارک
جامد، شوری و سختی آب در دماهای بالا مورد استفاده قرار م یگیرد.
همچنین برای بهتر شدن تحمل در برابر دماهای بالا در مواد افزودنی کنترل AMPS منومر
صافاب در زمان بروز آلودگیها مورد استفاده قرار گرفته م یشود.
یا دیگر منومرهای سولفوناته را شامل AMPS نمونه هایی از پلیمرها و ترپلیمرهایی که منومر
SKW S , Driscal-D specialities Hoechests, Hostadrill می شوند، عبارتند از : 2825
.Polydrill
400 در برابر نمک و سختی o f سازندگان این مواد ادعا دارند که پلیمرهای مربوط به آنها تا دمای
آب دوام می آورند.
در شکلهای 19 و 20 نشان داده شده است . یک polydrill, Hostadrill ساختار شیمیایی
مثال از پلیمر مقاوم در برابر دما که جهت جلوگیری نمودن از بروز حالت ژلاتینی در اثر افزایش دما
نام برد. (SSMA) کاربرد دارد را م یتوان کوپلیمر انیدرید مالوئیک استیرن سولفوناته
HOSTAdrill 2825 : شکل 19
polydrill : شکل 20
برای چاههای تحت دمای بالا قبل از گرفتن عملیات (SSMA) به طور معمول کوپلیمر
و نیز برای زمانی که سیال حفاری قرار نیست برای مدت زمان طولانی گردش داده شود، Logging
مورد استفاده قرار می گیرد. این ماده اثر حفظ پایداری مقاومت ژلاتینی را در دماهای بالا دارد و نیز
جزء مواد افزودنی جهت کنترل صافاب یا مواد ضد کلوخه به حساب نمی آید .در(شکل 21 دیده
می شود).
SSMA : شکل 21
:M-I POLYSTAR
برای کنترل RHEOSTAR. سیستم 450 پلی استار بر پایه پلیمرهای مصنوعی بنا شده است
حالت ژلاتینی و کلوخه شدن بنتونایت در دماهای بالا و نیز برای فراهم نمودن شرایط رقیق سازی یا
ضد کلوخه کاربرد دارد. به دلیل وجود مجموعه ای طبیعی از درجه حرارت بالا و محیط های پایه آبی
در حقیقت آمیزه ای از سه پلیمر مصنوعی با وزن مولکولی پایین می باشد. این پلیمر RHEOSTAR
پودر خشکی RHEOSTAR. تفاوت دارند (AMPS) با بیشتر پلیمرهای تجارتی بر پایه اکریلات
450 دارد. o F است که به آسانی در آب دریا و آب شیرین کارایی دارد . پایداری حرارتی تا
غلظتهای معمولی آن از 6 تا 12 پوند در بشکه متغیر می باشد.
این ماده در سیستم پلی استار 450 وظیفه کنترل صافاب در دمای بالا را :DURASTAR
می باشد که از منومر اکریلامید، (Crosslink) انجام می دهد. این ماده یک کوپلیمر با انشعاب عرضی
یک منومر سولفوناته و یک منومر منشعب کننده عرضی تشکیل شده است. میزان و درجه انشعابات و
اتصالات عرضی در ساختمان پلیمر نقش مهمی در قابلیت انحلال پلیمر و ماهیت کنترل کندگی
صافاب سیال حفاری باز م یکند.
منشعب نمودن و اتصالات عرضی پلیمر منتج به تولید یک پلیمر سخت با آبپوشی ناقص
می گردد در حالی که اتصالات عرضی کم، سبب تولید پلیمری می شود که خصوصیاتی مشابه با
داشته و زنجیره آن بلند و خطی می باشد و نیز در مقابله با آلو دگیها استقامت کمتری از خود PHPA
نشان خواهد داد.
در ساختمانی DURASTAR ، به علت ساختار همراه با اتصالات و پیوندهای در عرض
کروی شکل فشرده شده است. این پلیمر شکل گوی مانند و متراکم ی را در مقایسه با فرمهای غیر
حلقه ای و توسعه یافته پلیمرهای خطی حفظ می کند در صورتی که ذرات پلیمرهای دیگر به صورت
خطی و غیر حلق های ممتد می باشند.
DURASTAR : شکل 22
را به بهترین شکل محافظت DURASTAR مزیت شکل فشرده این پلیمر آن است که
کرده است و بنابراین بیشترین پایداری حرارتی و مقاومت در برابر مواد جامد و سختیهای آب را به
450 جهت به کارگیری در سیستمهای آب شیرین و f o تا دمای DURASTAR. آن داده است
آب دریا پایدار م یباشد.
به طور معمول گسترة غلظتهای مورد استفاده برای این پلیمر از 5 تا 10 پوند در بشکه می باشند.
این پلیمر با 30 % فعالیت در امولسیونهای معکوس در دسترس م یباشد.
افزودنیهای پلیمری جهت کنترل صافاب
پلیمرها محصولاتی جهت کنترل عصاره گل می باشند که اکثراً در گلهای پایه آبی مورد
استفاده قرار می گیرند. پلیمرها در وسعتی از استارچهای طبیعی و سل ولزهای تغییر یافته تا پلیمرهای
پیچیده مصنوعی توانایی کنترل عصاره گل را تحت دماهای بالا و شرایط بحرانی دارند . در اغلب
اوقات این پلیمرها به وسیله ویژگیهای خاص شیمیایی خود و همچنین فعالیتشان در یک سیستم گل
حفاری طبقه بندی می شوند. طبقه بندی آنها بر اساس این مورد که به مواد جامد جذب سطحی شده و
یا سبب گرانروی در فاز مایع م یشوند، صورت می گیرد . عموماً در بیشتر پلیمرهای کنترل کننده
صافاب گرانروی زائی را نمی توان وجه اشتراک آنها دانست اما وقتی در غلظتهای مناسب مورد
استفاده قرار گرفته شوند جذب جامدات شده و آنها را به صورت کپسولهایی توخالی در می آورند .
مراقبت لازم در هنگام افزودن پلیمرها به سیال حفاری از بابت اینکه با مواد شیمیایی درون سیال
واکنش غیر مطلوب را ارائه نکنند باید در نظر گرفته شود. توصیه می شود که قبل از استفاده یک پلیمر
ناشناخته توسط آزمایشات مقدماتی مورد بررسی قرار گرفته شود.
در کل پلیمرها عصاره گل را به روشها و مکانیسم های زیر کاهش م یدهند:
- درز بندی کیک فلیتراسیون به وسیله ذرات پلیمر.
-به وسیله تشکیل کپسولهای مواد جامد و پوشش بزرگتر غیر قابل تغییر یا غشایی که نفوذپذیری
کیک فیلتراسیون را کاهش م یدهد.
- دادن گرانروی به فاز مایع گل حفاری .
شکل 1 نشان دهنده افزایش در میزان گرانروی فاز مایع است در حالی که غلظتهای متفاوتی از
افزودنیهای کنترل کننده صافاب به سیستم اضافه شده اند.
یک سیستم (P.V) و پلاستیک ویسکوزیته (Y.P) شکل 2 عصاره گل، گرانروی خمیره ای
و 40 پوند در بشکه کنده حفاری را در شرایطی که با چند ماده MI- GEL حاوی 30 پوند در بشکه
افزودنی پلیمری کنترل کننده صافاب امتحان شده است را نشان می دهد، ضمنا منبع آبی نیز آب دریا
می باشد.
استارچ
استارچ پلیمری از کربوهیدرات طبیعی می باشد که از سال 1930 میلادی جهت کنترل صافاب
در سیالات حفاری مورد استفاده قرار گرفته است . استارچ از نظر ظاهر فیزیکی به صورت پودر
خشک در دو رنگ سفید و زرد موجود می باشد. استارچ زرد رنگ استارچی است که روی آن هیچ
تغییری صورت نگرفته است و در عوض نوع سفید رنگ آن بیانگر اعمال تغییر روی استارچ می باشد .
استارچها قابل استفاده در آبهای دریا، آب شور و آب سخت م یباشند و به طور کلی در هر
مجموعه ای از آبهای شور کاربرد دارند.
عمدتاً استارچهای موجود را از سیب زمینی و ذرت به دست می آورند هر چند استارچهایی
نیز از دیگر محصولات کشاورزی تهیه می شوند.
اغلب استارچهای مورد استفاده جهت کنترل عصارة سیستم گل به وسیله جدا سازی و
حرارت دادن دانه های استارچ جهت شکست پوستة آمیلوپکتین تهیه می شوند که آزاد شدن آمیلاز را
در بر دارد. آمیلاز آب را جذب می کند و متورم می شود و به صورت بسته های اسفنجی در م ی آید .
آمیلاز به وسیله کاهش دادن آب آزاد در سیستم و درز بندی منافذ کیک فیلریت میزان عصارة گل را
کاهش می دهد. رفتار استارچها در این مورد را پر ژلاتینه شدن گویند . در عملکرد این استارچها
250 باشد . گرچه اح تمال o F شوری و سختی آب اثر گذار شوند و دما نیز باید کمتر از ،PH نباید
دارد بعضی از استارچها خصوصیات آنیونی مختصری داشته باشند اما در دسته مواد غیر یونی قرار
می گیرند. در بعضی مواقع استارچ به عنوان گرانروی زا در سیالات شور و نمکی مورد استفاده قرار
می گیرد اما محلولهای استارچ بیشتر نیوتنی بوده و محلولهای سوسپانسیون را جهت کنده های حفاری
و مواد وزن افزا تامین نخواهند کرد.
:MY-LO-GEL
استارچ ذرت پر ژلاتینی می باشد و یک افزودنی تجارتی جهت کنترل صافاب گل که در
تمامی آبها شامل آب شیرین و آب نمک اشباع کاربرد دارد. در معرض تخمیر قرار دارد مگر اینکه
11 بیشتر باشد اگر یکی از این شرایط / گل از 5 P H گل یک سیستم اشباع از نمک بوده یا اینکه
موجود نباشد یک باکتری کش مناسب و مورد قبول با در نظر گرفتن قواعد عمومی باید جهت
جلوگیری از تخمیر استارچ مورد استفاده قرار گیرد . به محض اینکه تخمیر آغاز شود آنزیمهای
باکتریایی که احتمال زیاد است که در محیط حاضر باشند، مقدار استارچهای غیر موثر و غیر مفید را
افزایش می دهند حتی اگر مقدار زیادی از این باکتریها توسط باکتری کش از بین رفته باشند. استارچ
250 دچار تخریب و فساد می گردد. o F ماده ای است که به سرعت در درجه حرارتهای بالاتر از
در گسترة 3 تا 8 پوند در بش که می باشد و بستگی به MY-LO- GEL غلظت نرمال
نیاز به MY-LO- GEL وضعیت شیمیایی آب و صافاب دلخواه و مطلوب دارد. استارچها همانند
حداقل غلظت ابتدایی قبل از کاهش چشمگیر عصاره داشته و این مسئله بررسی شده است . جهت
حفظ غلظتهای استارچ در حد مطلوب نیاز به بهسازی مرتب و روزانه می باشد.
:POLY- SAL
پلی- سال یک استارچ سیب زمینی ایمن شده جهت کنترل صافاب، تقریباً در تمامی گلهای
پایه آبی از آب شیرین تا آب نمک اشباع و یا سیستمهای کلسیمی می باشد . پلی - سال افزودنی
مناسب و موثر برای کنترل صافاب در حفاری شیلهای آبگیر است . این پلیمر همچنین برای پایدار
نمودن صافاب و کیک گل و نیز خواص رئولوژی آبهای خیلی شور در چاههای تعمیراتی بسیار مفید
250 در برابر حرارت پایدار است و بعد از این دما شروع به o F تا دمای POLY- SAL . است
تجربه کردن تجزیه حرارتی می کند. غلظتهای نرمال این پلیمر از دامنه 2 تا 6 پوند در بشکه بوده و به
وضعیت شیمیایی آب و صافاب مطلوب خواسته شده وابسته است.
:FLO- TROL
FLO- PRODRIL یک استارچ اصلاح شده جهت کنترل صافاب ، عمدتاً در سیستم
می باشد. این ماده بی نظیر است، برای اینکه به طور واقعی به افزایش گرانروی با نرخ شیرینگ کم در
کمک می کند. در صورتی که اغلب دیگر استارچها این خصوصیت را کاهش FLO- PRO سیستم
می دهند. این پلیمر قابل استفاده در سیستمهای گل پایه آبی به خصوص سیال چاههای تعمیراتی با
میزان نمک بالا و آب شور تکمیل چاه می باشد. این ماده نیز از لحاظ مقاومت و پایداری حرارتی و
نیز غلظت مورد استفاده دقیقاً شبیه به پلی- سال عمل م یکند.
:THERM PACUL
یک استارچ اصلاح شده به عنوان ماده افزودنی کنترل صافاب و طراحی شده برای استفاده
در بیشتر سیستمهای پایه آبی می باشد، سیستمهای شامل آب شیرین، آب دریا، نمک و گلهای با مواد
می باشد و مانند دیگر استارچها با (UL- TRA- LOW) جامد کم. دارای گرانروی فوق العاده پایین
افزودنیهای سلولزی تولید گرانروی زیاد نمی کند. به وسیله باکتریها تخریب نمی گردد. کارایی آن در
100 میلی گرم در لیتر کلراید ) و سختی بالا (بیشتر از 800 / سیالات با درجه شوری بالا(بیشتر از 000
میلی گرم در لیتر) کاهش می یابد.
باید برای POLY- PACUL همچون ،PAC محصولات با گرانروی فوق العاده پایین
در محدوده THERM PACUl. سیستمهای آب نمک اشباع مورد استفاده قرار گیرند
275 فار نهایت در معرض تخریب حرارتی قرار می گیرد. این ماده صافاب را در f o 250 تا o f دمای
0 تا 2 پوند در بشکه و وابسته به / آب شور یا شیرین کاهش می دهد. غلظت نرمال آن در محدوده 5
شرایط شیمیایی آب و میزان صافاب دلخواه و مطلوب م یباشد.
(CMC) سدیم کربوکسی متیل سلولز
زنجیره CMC یک پلیمر طبیعی تغییر یافته برای کنترل صافاب می باشد . ساختمان CMC
مولکولی بلندی است که می تواند در انواع و اندازه های متفاوت پلیمریزه شود. این مواد معمولاً در سه
نوع تهیه می شوند، هر کدام در ویژگیهای گرانروی، سوسپانسیون (تعلیق ) و کاهش صافاب متغیر
و گرانروی (R.V) گرانروی معمولی یا متوسط ،(H.V) هستند. این سه نوع عبارتند از گرانروی بالا
از لحاظ کیفیت و خلوص در گستر ه ای از 75 % خلوص (نوع CMC همچنین پلیمر .(L.V) پایین
از طریق فرآیند CMC 99 %+ (نوع پالایش شده ) در دسترس می باشد . نوع صنعتی / صنعتی) تا 5
یک ماده موثر و مفید به عنوان ماده ای شیمیایی CMC. تولید، حاوی نمک سدیم کلراید خواهد شد
و افزودنی به اکثر گلهای حفاری پایه آبی جهت کنترل نمودن عصاره گل می باشد . به طور فوق
دچار تخریب CMC. العاده ای در سیسمتهای آغشته به کلسیم به عنوان تثبیت کننده کارآیی دارد
در CMC قلیایی مناسب قادر به عملکرد می باشد . بازدهی PH باکتریایی نمی شود و در یک
250 مورد o F 50 میلی گرم در لیتر کاهش می یابد و در دماهای بالاتر از / غلظتهای نمک بیش از 000
تخریب و تجزیه حرارتی قرار می گیرد.
مورد استفاده بستگی به خصوصیت مطلوب مورد نظر دارد. وقتی گرانروی بیش CMC نوع
آن استفاده می شود اما وقتی کنترل Medium یا HIGH از کنترل عصاره مدنظر است از نوع
آن گرانروی کمی به سیال م ی دهد استفاده LOW- VIS عصاره خصوصیت مطلوب باشد از نوع
می شود. پایین بودن خصلت گرانروی زایی در این سی- ام- سی به این علت است که مختصری
آنیونی می باشد و استفاده از مقدار اضافه خیلی ناچیزی از آن به عنوان یک رقیق کننده در گلهای با
برای انواع مختلف ، متفاوت CMC سیستم غیر پراکنده و کم سالید عمل می کند. غلظتهای معمول
0 تا 3 پوند در بشکه بسته به نوع آب و صافاب مطل وب متفاوت / می باشد اما دامنه مصرف آنها از 5
است.
:POLY- PAC
پلیمری طبیعی اصلاح شده و برای استفاده از اغلب سیستمهای (PAC) پلی آنیونیک سلولز
پایه آبی شامل آب شور، شیرین، آب دریا و گلهای کم سالید می باشد. این ماده با وزن مولکولی بالا
غالباً در پهنه گسترده ای به عنوان PAC. بوده اما از درجه جانشینی نیز برخوردار است CMC همانند
موثر است . از لحاظ عدم تخریب CMC کنترل کننده عصاره کاربرد دارد و معمولاً کمی بیشتر از
کارکرد همانند سی - ام- سی می باشد . در آب نمک اشباع کارایی آن کاهش PH ، باکتریایی
می یابد.
PAC PLUS و POLY PACUL همچون ULTRA یا LOW- VIS- PAC محصولات
باید در سیستمهای اشباع از نمک مورد استفاده قرار گیرند.
275 مورد تجزیه حرارتی قرار می گیرد. این پلیمر o F در حرارتهای بیش از POLYPAC
آنیونی بوده و ممکن است در گلهای غیر پراکنده به عنوان رقیق کننده عمل کند.
پلی- پک سبب افزایش گرانروی و کاهش عصاره گل در آب شیرین یا آب نمک می شود .
0 تا 2 پوند در بشکه / مقدار مصرف آن بسته به شرائط شیمیایی آب و میزان عصاره مطلوب بین 5
متفاوت است.
:PACPLUS
پک- پلاس پلی آنیونی سلولز آنیونی با کیفیت بالا و طراحی شده جهت عملکرد در بیشتر
حالتهای موجود و مورد نیاز می باشد. در همه سیستمهای آبی قابل استفاده است . پک – پلاس به
در دسترس قرار دارد که بهترین حالت استفاده آن در سیالات با درجه UL- Viscosity صورت
محیط، محدوده PH ، شوری بالا می باشد. از لحاظ دیگر خصوصیات، اعم از تخریب باکتریایی
دمایی و دیگر شرایط همانند پلی- پک عمل م یکند.
:SP- 101
سدیم پلی اکریلونیتریل با وزن مولکولی متوسط است که کوپلیمرا کریلیک را در بعضی
مواقع به عنوان سدیم پلی اکریلات نیز شناخته و به آن نسبت می دهند. پلیمری مصنوعی است که در
برابر آلودگی کلسیم حساس می باشد. دارای پایداری حرارتی زیادی بوده و در برابر تخریب
باکتریایی نیز مقاوم است. علاوه بر افزایش گرانروی فاز مایع جهت کنترل عصاره، زنجیره
می تواند بر روی لبه های ذرات رسی جذب سطحی انجام داده و نفوذ پذیر ی SP- مولکولی 101
SP- کیک گل را کاهش دهد که در نتیجه سبب کاهش محسوس عصاره خواهد شد. این خاصیت
101 همان کپسوله کردن رسها می باشد.
به طور اختصاصی برای سیستمهای پلیمری همچون پلی- پلاس، پلی- پک در آب SP-101
SP- کم سالید و غیر پراکنده) مفید می باشد . در هنگام اضافه کردن )LSND دریا و سیستمهای
0 پوند در بشکه از این پلیمر باید سریعاً به سیستم اضافه شود و سپس برای هر مدتی / 101 ، حداقل 5
که نیاز است باید غلظت را در این سطح حفظ یا اینکه م ی توان مقدار مصرف آن را بالا برد . این
درمان سریع سبب کاهش گرانروی به صورت خمیده شده که این اتفاق در سیستمهای پر سالید رخ
می دهد. این مسئله به علت ایجاد کاهش در گرانروی سیستم در هنگام افزایش غلظت پلیمر، بالاتر از
0 تا 2 پوند در بشکه متفاوت است . / غلظت بحرانی آن مهم می باشد. میزان مصرف معمول آن از 5
این پلیمر نباید در گلهایی که بیشتر از حد موثر حاوی یون کلسیم هستند مورد استفاده قرار گیرد. یون
کلسیم را باید قبل از اضافه کردن پلیمر با استفاده از سودا اش رسوب داد.
Ca++ + Na CO →CaCO + Na+ s 2 2 3 3( )
+ 400 ) مورد استفاده قرار گرفته شده است و در چاههای عمیق و f o ) همچنین در دماهای
داغ کاربرد دارد.
:RESINEX
این پلیمر مجموعه ای از صمغ(رزین) و لیگنیت(نوعی زغال که از چوب بدست می آید )
می باشد که هر دو خصوصیت کنترل عصاره و بهبود پایداری حرارتی را در اختیار می گذارد. این ماده
400 و همچنین در حضور غلظتهای متعادل o F گرانروی زا نبوده و می تواند در دماهای بیشتر از
الکترولیتها در سیستم از آن استفاده نمود. کاربردهای وسیعی داشته و عملاً م ی توان در همه گلهای
پایه آبی از آن استفاده کرد. می توان آن را در گلهای سنگین در جایی که افزایش گرانروی زیان
در زمین ه های زیادی به اثبات رسیده RESINEX بخش می باشد مورد استفاده قرار دارد مزایای
است:
-کنترل صافاب بدون افزایش در گرانروی.
عصاره را کنترل می کند اما گرانروی معنی دار و پر ارزشی را برای سیستم در بر ندارد . البته
اثر خیلی کمی روی گرانروی، برابر با میزان لیگنیت موجود در ساختارش م یگذارد.
- بهبود دهنده کیک فیلتراسیون.
ضخامت و نفوذ پذیری کیک فیلتراسیون را به وسیله توزیع و پخش ذرات در انداز ه های کلوئیدی،
کاهش می دهد.
- تثبیت کننده خصوصیات رئولوژی.
خصوصیات رئولوژی گلهای پایه آبی در معرض عوامل تاثیر گذار را پایدار می کند و از تشکیل فرم
ژلاتینی نیز پیشگیری می کند.
- پایداری حرارتی.
- مقاومت در برابر نمکها.
110 میلی / نفوذ پذیری کیک گل را در محدوده گلهای بر پایه آب شیرین تا آب نمک با غلظت 000
گرم کلراید را کاهش می دهد.
- مقاومت در بر ابر سختی آب.
را RESINEX در سیالات حاوی کلسیم و منیزیم محلول کارایی دارد . این خصوصیت
برای استفاده در آب دریا، گلهای گچی و آهکی مناسب کرده است.
- صرفه جویی اقتصادی.
:THEMEX
رزین مایع مصنوعی است که هر دو حالت کنترل عصاره و بهبود پایداری حرارتی را نتیجه
400 و نیز در غلظتهای متعادل الکترولیتی کارآیی o F می دهد. گرانروی زا نبوده و در دماهای بالاتر از
دارد. کاربرد وسیعی تقریباً برای تمامی گلهای پایه آبی دارد.
این پلیمر در سیستمهایی که همراه با محصولات لینگینتی استفاده م یشود سودمند تر است . در گلهای
سنگین که افزایش گرانروی در آنها مضر می باشد مفید است و غلظت مصرفی آنها بین 4 تا 12 پوند
در بشکه م یباشد.
انواع سیستمهای پلیمری پایه آبی
سیستم پلیمری پتاسیم کلراید:
این سیستم جهت پایدار سازی شیلهای حساس به آب گسترش زیادی پیدا کرده بود و به
وسیله یونهای بازدارنده پتاسیم این امر صورت می گرفت. طبیعت بازدارندگی این سیستم، آبگیری
شیلها را به حداقل کاهش می دهد که در نتیجه به هم آمدن دیواره چاه و توپی شدن استابلایزرومته،
ریزش شیلها به درون چاه و نیز تقلیل نفوذ پذیری نقاط بهره ده چاه را به حداقل کاهش می دهد .
به عنوان منبع اساسی یون پتاسیم به دلیل خاصیت (KCL) سیستم پتاسیم کلراید از نمک کلرید پتاسیم
بازدارندگی آن استفاده می کند. این سیستم در حالتی که از پلیمر برای خصوصیت کپسوله کردن آن
یا پلی (PAC) استفاده شود نتیجه بخش تر خواهد بود . هر کدام از پلی آنیونیک سلولزها
می توانند برای تولید کپسولهای جامد رسی مورد استفاده (PHPA) اکریلامیدهایی با ئیدرولیز ناقص
قرار گیرند. این پلیمرها کنده های حفاری را پوشش می دهند و اثر متقابل آب با شیلهای در معرض
آب را محدود می کند.
از آنجایی که بعضی از شیلها بیشترین حساسیت را نسبت به آب دارند (در مقایسه با شیلهای
برای باز داشتن این شیلهای متفاوت نیاز است . در حین عملیات حفاری KCL دیگر)، به مقدار
کنده های شیلی به طور پیوسته باید از بابت پایداری مدنظر گرفته شوند . اگر غلظت کلر ید پتاسیم
ناکافی باشد کنده های شیلی نرم و سست خواهند شد و بالعکس با غلظت کافی نمک کنده ها
یکپارچگی خود را حفظ خواهند کرد.
3 تا / شیلهای قدیمی تر معمولاً در حدود 10 تا 15 پوند در بشکه به پتاسیم کلراید نیاز دارند( 5
5 درصد) در حالی که برای شیلهای جوانتر( از لحاظ عمر زمین شناسی) ممکن است 30 تا 50 پوند در
8 تا 15 %).پتاسیم کلراید و دیگر مواد شیمیایی می باید قبل از اضافه شدن به / بشکه نمک کافی باشد ( 5
سیستم در آب خوب مخلوط شوند تا بهترین و مناسبترین بازدهی را داشته باشند . وقتی آب سخت
برای این سیستم مورد استفاده است باید سختی آب تا حد کمتر از 300 میلی گرم در لیتر نگهداشته
شود. این کار به وسیله سودا اش قبل از اضافه کردن پلیمر به سیستم صورت می پذیرد زیرا پلیمرها به
سختی های موجود در آب حساس هستند.
از آنجایی که سیستمهای پتاسیم کلرایدی حساسیت زیادی به مواد جامد دارند بهتر آن است
که با مخلوط کردن سیستم با استارچ به جای سیستم سیال حفاری موجود یک سیستم پتاسیم کلرایدی
جدید داشت. در اولین گام مخلوط سیستم پتاسیم کلراید در آب را به وسیله سودا اش جهت کنترل
را در آب شیرین پر هیدراته(از قبل آبپوشی کردن) MI- GEL سختی آب درمان کرده، سپس پلیمر
و ..... اضافه م یکنند. POLY PAC و POLY- PLUS ،KOH را به KCL نموده و سپس
خصوصیات رئولوژیکی و کنترل صافاب توسط مواد پلیمری کنترل می شود که نباید در
300 مورد استفاده قرار گیرند. این سیستم در مقابله با مواد جامد و کلسیم ح ساس o F دمای بیشتر از
بوده و معمولاً گرانتر از بقیه سیستمهای پایه آبی می باشد. غیر از منبع کلرایدی جهت یون پتاسیم منابع
دیگر مثل کربنات پتاسیم، سولفات پتاسیم، استات پتاسیم موجود است.
:POLY STAR 450 SYSTEM
جهت کاربرد در فش ار و دمای زیاد M-I سیستم 450 پلی استار، سیستم پلیمری کمپانی
می باشد پایداری حرارتی آن به وسیله پلیمرهای مصنوعی فراهم شده است و جهت جلوگیری از
کلوخه شدن رسها و کنترل صافاب در درجه حرارتهای بالا به طور ویژه و وسیعی مورد استفاده
می باشد.
RHEOS TAR, این سیستم مورد قبول محیط زیست و بدون کروم به وسیله
به تنهایی پایدار ساز رئولوژی بوده و برای RHEOSTAR . فرموله شده است DURASTAR
450 طراحی شده است. شامل o F جلوگیری از کلوخه شدن رسها در دماهای بالاتر از
همچنین گرانروی RHEOSTAR. لیگنوسولفونایت لیگنیت یا گیلسونایت(آسفالت طبیعی) می باشد
را در شیرینگ بالا، کاهش می دهد که در نتیجه آن می توان به پایین بودن پلاستیک ویسکوزیته گل
و مقاومت در برابر مواد جامد اشاره کرد. نیاز نیست که با دیگر محصولات به عنوان (PV) حفاری
مکمل مورد استفاده قرار گیرد و به خوبی در آبهایی که محتوی غلظتهای بالای سختی و شوری
می باشند کارآیی دارد.
عهده دار فراهم کردن خصوصیت کنترل عصاره در سیال حفاری پایه آبی در DURASTAR
450 می باشد. این ماده به تنهایی سبب پایداری فیلتراسیون شده و نیاز به ماده o F دماهای بالاتر از
مقداری گرانروی تولید کرده و در مقاب ل تغییر شیرینگ از DURASTAR. مکمل دیگری ندارد
خود مقاومت نشان می دهد.
برای به دست آوردن عصاره پایین نیازی به استفاده از غلظتهای بالای بنتونایت ندارد .
محصول به صورت مایع با سمیت کم و قابل قبول برای جابجایی در محیط زیست DURASTAR
GEL SUPREME به همراه مقدار خیلی کم از DURASTAR و RHEOSTAR. می باشد
را تشکیل POLY STAR450SYSTEM (بنتونایت بهسازی شده) موثرترین ترکیبات سیستم
می دهند.
این سیستم از آنجایی که با مواد شیمیایی دیگر سیستمها همخوانی ندارد باید مخلوط شود. در
پر هیدراته GEL SUPREME اولین مرحله تهیه، این سیستم باید 4 تا 10 پوند در بشکه
1/5 ، RHEOSTAR شود(میزان مصرف بستگی به وزن گل دارد). سپس حدود 10 پوند در بشکه
و در آخر مواد افزایش وزن تا DURASTAR پوند در بشکه کاستیک سودا، 6 پوند در بشکه
رسیدن به وزن مورد نظر این سیستم باید به دقت از نظر پایداری حرارتی بررسی شود. برای انجام این
205 بیشتر تخمین زده شود. مواد جامد و رس موجود Fo کار بهترین روش این است که دمای ته چاه
در سیال حفاری باید مرتباً بررسی و در حد مقدار توصیه شده نگه داشته شوند.
:POLY- PLUS SYSTEM
سیستمهای پلی پلاس جهت پایداری سازی شیلها و کنترل گرانروی در گلهای پایه آبی
با وزن مولکولی خیلی زیاد ) که PHPA پلیمر )POLY- PLUS طراحی شده اند. این سیستمها از
در POLY- PLUS . کاربردهای چند گانه و در عین حال سودمندی را داراست استفاده م ی کنند
سیستمهای متنوع و کاربردهای خاص جهت کپسوله کردن رسها استفاده می شود.
جهت کاربردهای زیر مورد استفاده قرار م یگیرد: POLY- PLUS
-1 در آبهای حفاری تمیز به عنوان یک کلوخه ساز کلی در سیستمهای بدون نبتونایت، جهت حذف
کردن و جدا کردن جامدات حفاری شده در سطح مورد استفاده است. مزیتهای استفاده از این نوع
بالا بردن بازدهی ابزار کنترل جامدات و ،(ROP) کاربرد را می توان در بهتر شدن سرعت حفاری
بهتر شدن پایداری دیواره چاه خلاصه نمود.
M- -2 در سیستمهای با جامدات کم و غیر پراکنده در جایی که پلی پلاس عمدتاً برای پخش نمودن
استفاده می شود. مزایای این کاربرد: وجود حداقل مواد جامد، افزایش سرعت حفاری جدا IGEL
0 تا 1پوند در بشکه پلی پلاس / سازی بهتر سالیدها و تقلیل دادن گشاد شدن قطر چاه می باشد. میزان 5
به این سیستمها اضافه می شود که حاوی 8 تا 12 پوند در بشکه بنتونایت بوده و سبب افزایش گرانروی
خمیره ای و کاهش پلاستیک ویسکوزیته می شود. سیستمهای م رسوم که حاوی پلی پلاس نیس تند
معمولاً حاوی 25 تا 35 پوند در بشکه بنتونایت می باشند.
-3 سیستمهای حقیقی پلی پلاس با درصد مواد جامد پایین اساساً جهت پایداری سازی شیلها مورد
استفاده قرار می گیرند. این خواسته به وسیله کپسوله شدن رسها به وسیله گرانروی در فاز آبی و جذب
آب آزاد موجود توسط پلیمر محقق می گردد کپسول سازی رسها از طریق پیچیدن پلیمر به اطراف
صفحات رسی و پوشش آنها از ورود آب به لایه های داخلی ساختمان رسها جلوگیری می کند . پلی
پلاس همچنین گرانروی فاز مایع را افزایش می دهد که سبب کند کردن جابجایی سیال به درون
لایه های داخلی رس می شود و نیز بر اثر جذب آب از فاز مایع گل حفاری میزان آب موجود و قابل
دسترس برای نفوذ در ساختار رسی را کاهش م یدهد.
غلظت پلیمر فعال پلی پلاس بین 1 تا 2 پوند در بشکه نگهداری می شود . در این غلظت
یونهای آنیونی روی پلیمرها به سمت یونهای مثبت روی بنتونایت و رسهای حفا ری شده یورش
می برند که در نتیجه آن رسهای فعال درون گل و روی دیواره چاه کپسوله م یشوند. که این وضعیت
غالباً به عنوان کنترل کردن گرانروی بیش از حد معرفی شود. پایداری این سیستم بستگی به حفظ
غلظت پلیمر در میزان مناسب و کنترل جامدات رسی درون گل تا کمتر از 6% دارد. اگر غلظت پلیمر
خیلی پایین یا غلظت ذرات رسی خیلی بالا برود، جهت حفظ خصوصیات سیال حفاری نیاز به یک
ضد کلوخه آنیونی (تینرها) می باشد. اگر از ماده ضد کلوخه استفاده شود، پایداری شیل و کپسولهای
ساخته شده هر دو کاهش می یابد و این کاهش به میزان رقابت ماده ضد کلوخه و پلیمر بر سر یونهای
مثبت روی رس بستگی دارد.
باید استفاده شود، هر چند که TACKLE بنابراین اگر به ترکیب ضد کلوخه نیاز داشته، از
می شود. (Y.P) به همان اندازه لیگنوسولفونایت یا لیگنیت سبب کاهش گرانروی خمیر های
ماکزیمم وزن سیستم پلی پلاس حقیقی بین 12 تا 13 پوند بر گالن ( 90 تا 97 پی سی اف )
می باشد مگر اینکه به علت تغییرات مواد جامد از ماده ضد کلوخه جهت پایداری خصوصیات سیال
استفاده گردد.
-4 برای پایدار کردن شیل: پلی پلاس امکان دارد برای جلوگیری از ریزش شیلها به آب شیرین با
پایین و یا سیستم کلرید پتاسیمی اضافه شود. پلی پلاس همچنین نیروی گشتاوری و کشش را در PH
رشته حفاری کاهش خواهد داد و از توپی شدن مته و ساقه حفاری جلوگیری م یکند.
-5 پلی پلاس بعضی از مواقع جهت افزایش گرانروی و در نتیجه تمیز کردن چاه به بخشی از یک
سیستم فعال اضافه می شود. این دستور استفاده در نواحی که حفاری سریع می باشد مثلاً حفاری
شیلهای چسبنده و نرم اجرا م یشود. پلی پلاس را م یتوان به صورت غلیظ و مستقیماً به مخزن مکش یا
درون رشته حفاری پمپ کرد.
اکثر سیستمهای موجود سیال حفاری قابل تبدیل شدن به سیستمهای پلی پلاس می باشند. برای
تهیه کردن یک سیستم بدون وزن پلی پلاس م یتوان از طریق راهنمای زیر عمل کرد
هنگام جابجا کردن سیستم موجود با سیستم پلی پلاس، سایز توریهای الک لرزان برای
جلوگیری از هدر رفتن گل باید بزرگتر در نظر گرفته شود . بعد از یک یا دو گردش کامل گل
حفاری در چاه و سیستم هنوز گل کلوخه ای بوده و پلیمر نیز کاملاً مخلوط نشده است به همین دلیل
در حد امکان توریهای درشت هر چه زودتر باید جایگزین توریهای قبلی شود. مقداری سیال محتوی
باید در جلوی سیستم پلی پلاس به عنوان سیال حد فاصل پمپ POLY- PLUS/M- I GEL
شود. پمپاژ باید با سرعت و نرخ بالا جهت ایجاد جریان مغشوش صورت پذیرد زیرا باعث جدا کردن
بالا ضرر خیلی PH کیک گل قبلی از دیواره و در نتیجه انجام جابجایی تمیزتر می شود . سیمان و
زیادی برای پلیمر دارد. اگر قرار است حفاری سیمان کفشک با سیستم پلی سال انجام پذیرد باید پیش
درمانی و حذف آلودگیهای گل جهت جلوگیری از تحلیل رفتن پلیمر انجام شود . اولین نگرانی از
بابت نگهداری سیستمهای پلی پلاس در نظر داشتن و حفظ غلظت پلیمر و نیز کنترل جامدات در
گستره تعیین شده م یباشد. غلظت پلیمر باید از طریق آزمایش آمونیاک اضافی کنترل شود و میزان
17 پوند در بشکه باشد. / متیلن بلوتست) باید در محدوده 5 )MBT
:MCAT POLYMER SYSTEM
این سیستم جهت بازدارندگی فعالیت شیلها از طریق استفاده از دو پلیمر کاتیونی طراحی شده
است.
و یک پلیمر کاتیونی با وزن مولکولی سبک برای فرو نشاندن خصلت آبگیری شیلها MCAT- A
یک پلیمر با وزن مولکولی بالا برای کپسوله کردن MCAT مورد استفاده قرار گرفته اند در حالی که
رسها مورد استفاده است.
سرکوب کرده این پلیمر به درون MCAT-A آبگیری و تورم شیلها را می توان با استفاده از
فضای مشبکی رس رخنه می کند، در نتیجه آن تورم رس به دلیل جابجایی کاتیونها و مولکولهای آب
درون رس کاهش می یابد. جذب این پلیمر همانند واکنش تعویض یونی معمولی مربوط به یونهای
مثبت می باشد، پلیمر کاتیونی جذب شده جانشینی هیچ کاتیون دیگری نمی شود. زیرا بخشهای چند
گانه آن به روی سطح رس می چسبند. این چسبندگی همانند فیکس شدن یون پتاسیم درون لایه ها،
پیوند قوی تری بین لای هها ایجاد می کند که غیر قابل تغییر است.
اندازه مولکولی بزرگی دارد که اجازه رخنه کردن و نفوذ کردن در لایه های رس MCAT
را همانند پلیمرهای کوچک به آن نمی دهد . اگرچه در نهایت جذب سطحی و اساساً روی سطح
خارجی صورت می گیرد یک پوشش محافظ را روی رس می دهد (حالت کپسوله شدن رس ). با
وجود اینکه پلیمرهای آنیونی نیز می تواند شیلها را کپسوله کنند، اما پلیمرهای کاتیونی به دلیل وفور
بارهای منفی روی سطح کانی رسی مفیدترند. بنابراین پلیمرهای کاتیونی بهتر از نوع آنیونی آنها شیلها
را کنترل می کنند. پلیمرهای کاتیونی به همراه پلیمرهای آنیونی در آب شیرین سازگار نیستند . پس
اگر از آب شیرین استفاده شود باید از مواد غیر یونی مثل استارچ جهت کنترل صافاب استفاده شود. با
این حال با اضافه کردن نمک(کلرید پتاسیم یا کلرید سدیم ) پلیمرهای آنیونی قطعاً با پلیمرهای
کاتیونی هماهنگی و سازگاری پیدا می کنند.
این سیستم به مواد جامد حساسیت داشته و خیلی گرانتر از سیستمهای پایه آبی تجارتی دیگر است .
محدوده دمایی آن 275 فار نهایت می باشد و در آخر روش تعویض این سیستم به جای سیستمهای
می باشد. POLY- PLUS دیگر مشابه سیستم
:GLY DRILL SYSTEM
این یک سیستم پلیمری پیشرفته در بین سیستمهای پایه آبی می باشد که با استفاده از
تکنولوژی پلی گلیکول شرایط و خصوصیات زیر را فراهم م یکند. درجه ای بالا از بازدارندگی شیلها،
پایداری دیواره چاه، کنترل صافاب در شرایط فشار و دمای بالا و خاصیت روانکاری مته.
همچنین این سیستم برای حفاری شنلهای فرسایشی در جایی که اختلاف فشار و گیر لوله های
حفاری بزرگترین نگرانی به حساب می آید، در عملیات حفر چاههای آبی عمیق و در حفاری
چاههای با زاویه زیاد در سازندهای فعال و نیز در جایی که پایداری دیواره چاه و نیروی گشتاوری و
کشش نوعی نگرانی محسوب م یشود، کاربردی ایده آل دارد.
از دیگر مزایای آن می توان، افزایش انسجام و یکپارچگی کنده های حفاری، بهبود کیفیت
کیک گل، میزان رقت پایین، کمترین ریزش چاه، مقاومت بیشتر در برابر مواد جامد، بهتر کردن
کارایی مته های الماس، کاهش توپی شدن مته و افزایش سرعت حفاری را نام برد. این سیستم از نظر
زیست محیطی نیز به دلیل سمیت و میزان پسماند پایین قابل قبول م یباشد.
از طریق جذب سطحی شیمیایی مقدار بازدارنده GLYDRILL هر چند که پلیمر پیشرفته
مکانیسم عمده آن جهت بازدارندگی و پایدار سازی است . CLOUD- POINT است، اما پدیده
درجه حرارتی است که در آن پلی گلیکول از حالت محلول به طور کامل به CLOUD- POINT
حالت نامحلول تغییر می کند. در دمای بالاتر از این پدیده، پلی گلیکولها به شکل قطرات کوچک
کلوئیدی در می آیند که منتج به تشکیل یک میکروامولسیون می شود. از این پدیده در گلهای حفاری
.(TAME). یاد می شود « گل امولسیونه فعال حرارتی » غالباً به عنوان
به سه روش کاملاً متمایز روی پایداری دیواره چاه اثر می گذارد: TAME
- از راه جذب سطحی شیمیایی
- از طریق میکرو امولسیون و نشستن آنها به روی منافذ و مسدود کردن آنها.
- به وسیله فراهم آوردن یک رقیق کننده و کمتر کردن منافذ روی جداره کیک گل.
به جهت KCL این سیستمهای پلیمر پلی گلیکول وقتی با یک نمک بازدارنده، به عنوان مثال
بازدارندگی یونی و یک پلیمر کپسول ساز مثل پلی پک یا پلی پلاس مورد استفاده قرار گیرند،
موثرتر واقع می شوند. پس توصیه می شود که در سیستم از نمک پتاسیم کراید یا سدیم کلراید استفاده
مربوط به پلی گلیکول با دمای CLOUD- POINT شود. حداکثر کارایی درزمان برخورد پدیده
ته چاه یا درجه حرارت سازند در حال حفاری به دست آمده است و منتج به جذب سطحی پلی
گلیکول با دمای ته چاه یا درجه حرارت سازند در حال حفاری به دست آمده است و منتج به جذب
سطحی پلی گلیکول بر روی دیواره چاه و به داخل دیواره کیک گل می شود. جذب پلی گلیکولهای
نامحلول بر روی سازند رسی/ شیلی تشکیل یک سد محافظ در مقابل آب و اثر ویرانگر آن م یدهد.
جذب پلی گلیکولهای نامحلول به داخل دیواره کیک فیلتراسیو ن روی منافذ تراوای سازند
ضخامت کیک و میزان عصاره را کاهش می دهد. از آنجایی که پلی گلیکول نامحلول میل ترکیبی با
سطوح را دارد می تواند مواد جامد و سطوح بیرونی آنها را بپوشاند و همچنین روانکاری مته را فراهم
می سازد و بدین وسیله از توپی شدن مته جلوگیری می کند. اغلب سیستمهای پلیمر پلی گلیکول برای
حالتی طراحی شده اند که وقتی از فضای حلقوی چاه به سطح م یرسند سرد شده و همیشه در سطح
به طور کاملاً محلول حاضر باشند، با وجود این برخی از سیستمهای موجود طراحی شان به گونه ای
است که در همه مدت زمان گردش گل به صورت نامحلول می باشند.
برای CLOUD- POINT گلیکولهای مختلفی با دامنه گسترده و متنوعی از نظر دمای
رسیدن به شرایط دلخواه در دسترس است. با این حال سیستمهای پلی گلیکول معمولاً پیش از عملیات
حفاری چاه کاملاً آماده می شوند و بنابراین تنها محلول گلیکول آماده به دکلهای حفاری ارسا ل
می شود.
سیستمهای پلی گلیکول شبیه دیگر سیستمهای پلیمری باید از ابتدا خوب تهیه شوند.
اصلی ترین مسئله مورد توجه درباره نگهداری سیستم پلی گلیکول، مراقبت و حفظ غلظت پلیمر
مناسب، کنترل مواد جامد در محدوده مطلوب و نگهداشتن غلظت مناسب و نوع پلی گلیکول در
می باشد. غلظت پلی پلاس باید از راه تست آمونیاک اضافی مورد TAME سیستم برای کسب اثر
بررسی قرار گیرد. غلظت پلی گلیکول را می توان در 2 مرحله به وسیله ریتورت کیت و با استفاده از
950Fo 300 دستگاه خاموش و نمونه در o F محاسبات مخصوص حساب کرد. بعد از تقطیر آب در
گل باید در حدود 20 پوند در MBT تقطیر شده و جهت اندازه گیری گلیکول آماده می شود. میزان
بشکه باشد.
:SIL DRILL SYSTEM
یک سیستم پلیمر/ نمک است که در ترکیب آن از سیلیکات سدیم برای بهسازی خصلت
بازدارندگی شیلها استفاده شده است. این سیستم گسترده برای بازداری شیلها و پایدار سازی دیواره
چاه در مناطق دشوار که سیالات پایه روغنی یا مواد مصنوعی معمولاً ترجیح داده می شوند، کارایی
دارد. سازنده هایی همچون شیلهای با شکستگی های میکرونی، گچی، یا سازندهای حاوی رسای با
می باید SIL-DRILL قابلیت پراکنده شدن در محیط آبی، مورد کاربردهایی هستند که سیستم
برای آنها در نظر گرفته شود. بازدارندگی و پایداری دیواره چاه به این روش از طریق رسوب کردن
سیلیکاتهای محلول به شکل فیلم سیلیکاتی غیر قابل حل بر روی دیواره که از تماس آب با شیلهای
(رسها) دیواره چاه و نیز تعرض آن به درون سازنده های پر منفذ جلوگیری می کند، بدست آمده
است. همانطور که سیلیکاتهای محلول با سطح رسهای با پی- اچ پایین وارد برخورد می شوند، یک
کاهش در میزان پی- اچ و واکنش با یونهای دو ظرفیتی منیزیم و کلسیم حاضر روی شیل به شکل
پوششی از منیزیم یا کلسیم سیلیکات صورت م یپذیرد.
10 و نیز در حضور کاتیونهای نام برده رسوب داده / سیلیکاتها با پایین آمدن پی -اچ از 4
می شوند. بنابراین پی- اچ گل باید در حدود 11 یا بیشتر کنترل شود و نیز کاتیونهای چند ظرفیتی در
محیط سیال باید به وسیله سودا اش رسوب داده شوند.
مناسبترین غلظت برای عملکرد سیلیکات با 50 % فعالیت در حدود 30 پوند در بشکه می باشد .
نکته خیلی مهم در نظر گرفتن و بررسی کردن میزان غلظت سیلیکات می باشد زیرا میزان کاهش
یافتن سیلیکاتها در حین عملیات حفاری رسهای فعال بسیار زیاد می باشد . جهت اینکه این سیستم
بهترین باز دارندگی را داشته باشد باید غلظت سلیکات در سیستم در حال حفاری همیشه آزمایش و
در گسترة مناسب حفظ شود. همچنین نسبت سیلیکات به سدیم خیلی مهم است و به صورت نسبت
2 برای ذره سیلیکات تعریف می شود. تحقیقات نشان داده است که بهترین نسبت بین Na2o به sio
سیلیکا و سدیم جهت بازدارندگی شیل در دامنه 1 سدیم
2 سلیکاتتا 1
2/65 قرار دارد. نسبتهای بیشتر 2 به sio
Na O 2 نه تنها بازدارنده نمی باشد بلکه می توان خصوصیات سیال را ناپایدار کند.
آزمایشات متفرقه نشان داده است که توانایی بازدارندگی این سیستم قابل مقایسه با سیستمهای
پایه روغنی و مواد مصنوعی می باشد. بازدارندگی شیل در این سیستم را می توان با اضافه کردن
یک گلیکول با دم ای Glydrill و نمکهای پتاسیم کلراید یا سدیم کلراید افزایش داد Glydrill
پایین می باشد که هم می تواند ضریب اصطکاک جریان سیال را کاهش دهد و هم Blue- point
250 شود پس بنابراین به محض اینکه دمای ته چاه بیشتر f o سبب افزایش پایداری حرارتی سیستم تا
190 شود یا نیاز باشد که نیروی گشتاوری و کشش اضافی، کاهش داده شود باید گلیکول به Fo از
سیستم افزوده شود.
هشداری که باید به آن توجه شود در هنگام حفاری سازنده هایی است که محتوی غلظتهای
زیاد یون کلسیم یا منیزیم می باشند. اگر آب سازند دارای غلظتهای زیاد کلسیم و منیزیم باشد و یا آب
گل را کاهش دهد به دلیل PH متجاوز به کیک گل که از طرف سازند وارد می شود در هر لحظه
رسوب کردن سیلیکات کلسیم(سیمان) یا جامدات سیلیکات سدیمی به درون سوراخ سنگهای چند
وجهی سبب تخریب سیستم می شود.
بنابراین اگر در مراحل تکمیل چاه نیاز به مشبک کاری لوله جداری باشد به دلیل سیمان پشت
باید از SILDRILL لوله جداری می باید این مشکل را در نظر داشت. پس در هنگام تهیه سیستم
آب شیرین یا آبی که توسط سودا اش درمان شده و هر یون دو ظرفیتی درون آن حذف شده است
استفاده کرد. وگرنه این یونها به اندازه ای که در محیط موجود باشند سبب رسوب دادن سیلیکات
درون محلول م یشوند.
این سیستم مانند اکثر سیستمهای گل بازدارنده شیل، تحمل مواد جامد در آن پایین است و در
13 پوند در گالن می باشد نباید از آن استفاده کرد. از آنجایی که / جایی که نیاز به وزن گل بیشتر از 5
این سیستم به مواد جامد حساس است، به غلظتهای رقیق آن برای فراهم نمودن پایداری خصوصیات
سیال در سیستمهای با وزن بالا لازم است و چون یک سیستم پر هزینه ولی با کارایی بالا محسوب
می شود، استفاده از آن جهت چاههایی که دارای شیلهای حساس به آب می باشند، توصیه می شود .
275 می باشد. Fo پایداری حرارتی این سیستم در حدود




 
 
دلایل kicks
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٥٠ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱٩
 

دلایل kicks  

کنترل فوران و  kicks  مهم می باشد اما بهتر ان است که از ابتدا از موقعیت هایی که باعث بوجود امدن ان می شوند اجتناب کنیم . بعضی از فورانها و kick  ها اجتناب ناپذیر هستند اما تلاشهای متمرکزی برای به حداقل رساندن انها نیاز می باشد . در صورت ظاهر شدن یک  kick باید اقدامات لازم برای به حداقل رساندن فوران بلافاصله صورت گیرد .در صورتی که میزان فوران افزایش یاید به همان میزان کنترل فوران مشکلتر خواهد شد. برای  انجام هرگونه تصمیم در مورد کنترل چاه در ابتدا باید مفهوم  kick  و  blowout  به درستی تعریف شود .

Kick  عبارت است از حالتی که در ان فشار سیال سازند از فشار هیدرولیکی اعمال شده بوسیله سیال حفاری بیشتر باشد که در این حالت به سیال فورمیشن اجازه داده می شود تا به درون چاه وارد شود .

 

 

 Blowout  عبارت است از هجوم غیر قابل کنترل سیال فورمیشن به داخل چاه .    kick  غیر از  blowout  است اما اگر در اداره    kick  مدیریت نادرستی صورت گیرد   یک  kick  به یک blowout  تبدیل خواهد شد .

 

 Overbalance  عبارت است از حالتی که در ان فشار هیدرولیکی سیال حفاری بر فشار سازند بیشتر است .

 

 Underbalance عبارت است از حالتی که در ان فشار سازند از فشار هیدرولیکی اعمال شده بوسیله سیال حفاری بیشتر باشد .

 

فاکتورهای زیادی وجود دارد که شدت و وخامت یک  kick  را کنترل می کند . برای اینکه سیالی  از درون سازند به داخل چاه وارد شود باید سازندهای خلل و فرج دار و نیز نفوذ پذیر وجود داشته باشد . نفوذ پذیری (permeability  عبارت است از قابلیت یک سیال برای حرکت درون سنگ .

Porosity  عبارت است از میزان فضاهای موجود در سنگ که دارای سیال می باشد . ماسه ها به دلایل زیر استعداد بیشتری برای  kick  نسبت به shale  دارند

الف – فضای اشغال شده توسط سیال در ماسه بیشتر از شیل می باشد (porosity

ب --- توانایی حرکت سیال در ماسه بیشتر از شیل می باشد   permeability)

 سومین عامل  دخیل در  kick  میزان  under balance  بودن ان است که هر چه این میزان بیشتر باشد سیال داخل سازند راحتتر به داخل چاه وارد می شود .

 

 

دلایل  kick

الف – کوتاهی در پر کردن چاه

بررسی های به عمل امده نشان می دهد که 44  درصد  فورانها در موقع trip لوله ها صورت گرفته است و نیز 41 درصد فورانها در موقع حفاری رخ داده است . کوتاهی در پر کردن لوله ها در هنگام   trip  یک رویداد مشترک می باشد . در هنگام بیرون اوردن لوله های حفاری سطح سیال داخل چاه کاهش می ابد که این کاهش به اندازه  displace  لوله ها می باشد  که اگر معادل با لوله های بیرون امده از چاه گل به درون چاه وارد نشود فشار هیدرواستاتیک جهت غلبه بر فشار سازند کاهش یافته و سبب بروز  kick  می گردد .برای نشان دادن اینکه ایا کاهش فشار هیدرو استاتیک در بروز یک  kick  موثر است یا خیر به مثال زیر توجه نمایید .

فرض کنید چاهی با مشخصات زیر وجود دارد :

TVD :             9000 FT

MW:                      10 PPG

 اندازه  لوله ها :                 4.5" *3.286 "

قطر چاه :          8.5"

فشار سازند :   معادل با PPG  9.9

DRILL COLLARS : 7” *2.5”

 

 

فرض کنید که حفار قصد بالا اوردن 5 استندبدون پر نمودن لوله ها  دارد هر استند را به فرض معادل با 94 فوت در نظر بگیرید  . این عمل تا چه میزان امن می باشد ؟

 

برای حل این مساله در ابتدا باید میزان کاهش یافتن سطح سیال را بهد از بالا اوردن 5 استند حساب نماییم

 

ابتدا  DISPLACE  5 استند را حساب می کنیم

 DIS : OD^2-ID ^2/1029 =(4.5)^2-(3.286)^2/1029=.00545 bbl/ft

5 * 94 ft/stand =470 ft

470 * .00545 =2.562 bbls

 یعنی به ازائ بال اوردن 5 استند 2.562 بشکه از حجم گل داخل چاه کاهش می یابد . حال باید محاسبه کنیم که 2.562 بشکه چند فوت می شود . برای این منظور حجم انالوس باید محاسبه شود .

 Annular capacity == hole id ^2 –pipe od ^2/1029 =(8.5)^2-(4.5)^2/1029 =.505 bbl/ft

 حال مجموع ظرفیت لوله ها و ظرفیت انالوس را با هم جمع می کنیم

 0.0142+0.0505 =0.0647 bbl/ft

 افت ارتفاع سیال را حالا می کنیم

افت ارتفاع سیال = displace  گل  /ظرفیت لوله ها + ظرفیت انالوس

 2.562 bbl/0.0642=40  ft

  حال در این مرحله کاهش فشار ناشی از این 40 فوت را حساب می کنیم

Hp =tvd * mw (ppg) *0.052

Hp = 40 *0.052 *10 =21 psi

 حال فشار هیدرواستاتیک را برای 9000 فوتی حساب می کنیم

 Hp = 9000 * 10 * 0.052

Hp= 4680 psi

اگر طبق مساله فشار سازند را با احتساب  9.9 ppg  حساب کنیم فشار سازند در ته چاه عبارت است از

 FP = 9000 * 9.9 * 0.052

Fp = 4633 psi

 با احتساب کاهش  21 psi  برای 5 استند فشار برابر می شود با

Hp = 4680-21

Hp= 4659 psi

 

 در این حالت اختلا فشار هیدرواستاتیک و فشار سازند برابر می شود با

 Hp –Fp

4659-4633 =26 psi

Psi  26 مقدار امنی می باشد بنابرین  در این حالت  kick  روی نخواهد داد

 لازم به ذکر است که برای هر کدام از لوله ها با اندازه های مختلف نیاز به محاسبه  مانند محاسبه بالا  می باشد .

 Drill collar  و  heavy weight  ها دارای  displace  بیشتری در مققایسه با  drill pipe  ها می باشند. مثال بالا را برای  drill collar   محاسبه می کنیم تا ببینیم میزان جابجایی برای این نوع از لوله ها به چه میزان می باشد

 

 Dc displace = (7)^2-2.5^2/1029

Dc dis=0.0415 bbl/ft

Total displacement = 90 ft * 5 * 0.0415

Total dis =18.6 bbl

Annular capacity = 8.5^2-7^2/1029

Ann cap =0.0026 bbl/ft

Dc capacity = id^2 /1029

Dc cap =2.5^2/1029 =0.006

Annu cap + dc cap

0.0026+0.006v=0.0286 bbl/ft

Fluid level drop = fluid displaced/ann cap + dc cap

Fluid level drop = 18.6/0.0286=652 ft

 

Hp =652 * 10 * 0.052

Hp =339 psi

 Formation pressure = 9000 * 9.9 * 0.052

Fp= 4633

Hydraulic pressure = 9000 * 10 * 0.052

Hp = 4680

  4680 – 339 =4341

محاسبات انجام شده نشان می دهد که با بالا اوردن 5 استند از  drill collar  ها با مشخصات فوق فشار هیدرواستاتیک 339  psi  کم شده و با مقایسه فشار سازند و فشار هیدرواستایک می بینیم که فشار هیدرواستاتیک کمتر از فشار سازند شده و در نتیجه ان  kick  اتفاق خواهد افتاد .

 از مثالهای فوق به این نتیجه می رسیم که :

الف – بهتر ان است که کاهش فشار هیدرو استاتیک از  psi  75 بیشتر نشود یعنی حداکثر هر 5 استند یک بار لوله ها از سیال پر شود .

ب --  drill collar  و  heavy weight  ها به دلیل دلشتن بدنه ضخیمتر دارای  displace  بیشتری بوده بنابراین باید هر استند از انها که بیرون اورده می شود با گل جایگزین پر گردد .

لازم به ذکر است که پر کردن لولها باید به دقت صورت گیرد . که برای این منظور باید   displace  لوله ها دقیق حساب شود که برای این کار از  trip tank  و  pump stroke  اسفاده می شود .

 Trip tank  به دلیل کوچک بودن دارای دقت بالایی می باشد .  trip tank  باید در مکانی بالاتر از  flow line  قرار گرفته باشد تا قادر به پر کردن چاه با نیروی جاذبه باشد در غیر اینصورت یک پمپ سانتریفیوژ باید به  trip tank  متصل کرده تا پر کردن چاه از طریق  fill up line  صورت گیرد . یک  line  دیگر به  Bop stack  متصل بوده که در ارتفاع بالا تر از  fill up line  قرار دارد .  trip tank  گل را به صورت پیوسته به داخل انالوس می فرستد و برگشتی ان از طریق لوله برگشتی به  trip tank  برمی گردد .

شکل صفحه 9 اضافه گردد

در این حالت حجم مورد نیاز برای پر کردن چاه به اسانی و از طریق میزان پایین رفتن سطح  trip tank  قابل اندازه گیری می باشد .

 

روش دوم پر کردن چاه با استفاده از  rig pump  ها و شمارش تعداد  stroke  ها می باشد . تعداد   stroke  های مورد نیاز برای پر کردن چاه باید قبل از شروع  trip  و از طریق فورمول زیر محاسبه گردد .

 Stroke to fill =pipe displacement (bbl)/pump out put (bbl/stroke)

 با این فرض اگر displace  5 استند برابر با 3 بشکه باشد و خروجی پمپ ها برابر با  0.2 bbl/stroke  باشد تعداد استروک های مورد نیاز برای پر کردن چاه برابر خواهد بود با

 3/0.2=15 stroke

 

ب - فشار Swab

 فشار  swab  عبارت است از فشار ایجاد شده در هنگام بالا اوردن لوله ها ارز داخل چاه.   Swab  مانند یک فشار منفی عمل کرده و باعث کاهش فشار هیدرواستاتیک می شود .  که در این حالت نیز بدلیل  غلبه فشار سازند بر فشار هیدرواستاتیک احتمال بوحود امدن kick  وحود دارد .    دلایل بوحود امدن  swab  عبارت است از :

 

الف – سرعت بالا امدن لوله ها زیاد باشد

ب -  خصوصیات گل مانند نیروی ژلاتینی و  yield point

ج – ژئومتری چاه

 د -  ball –up  شدن تجهیزات مانند مته و  collar ,  و stabilizer

 تشخیص  swab  بسیار اسان است . اول افزایش  hook load  هرچند که این در افزایش وزن عاملهای دیگری نیز می توانند دخالت داشته باشند اما این افزایش وزن می توانند یک نشانه سریع برای بررسی چاه باشد .

دوم بررسی کردن . به این صورت که اگر بعد از بالا امدن لوله ها سطح گل پایین نرود یا در حالتی که به نظر برسد سیال در از لوله ها در حین بالا امدن بالا می اید .

بعد از تشخیص  swab  بلافاصله باید اقدامات لازم صورت گیرد تا از کاهش فشار هیدرواستاتیک جلوگیری شود .  sawb  می تواند سبب کاهش چند صد  psi  شود . پدیده  swab  عموما در  gumbo shale  رخ می دهد زیرا بعضی از تجهیزات بوسیله  gumbo  به صورت کیک در می اید . در هنگاهی که لوله ها از چاه خارج می شوند تجهیزات  ball  شده مانند یک پیستون عمل کرده و انتقال گل به داخل چاه برای جایگزینی با لوله های خارج شده را به تاخیر می اندازد .  swab  در داخل  open hole  و در هر نقطه ای در زیر مته می تواند به وحود بیاید .

 

ج -  lost circulation

 

 از دست رفتن گل می تواند یکی از دلایل بروز  kick  باشد .اگر  lost  صورت گیرد سطح گل پایین امده و در صورت کاهش فشار هیدرواستاتیک می تواند مستعد بوحود امدن  kick  شود . اگر هرزروی تشخیص داده نشود مقدار زیادی از سیال سازند می تواند وارد چاه شود .

 

د – کاهش وزن گل در اثر ورود گاز سازند

 

کاهش وزن گل در اثر ورود گاز می تواند سبب بروز  kick  گردد . عموما گسترش گازها در نزدیکی سطح چاه صورت می گیرد . اگر چاهی با قطر زیاد و  ROP  بالا در حال حفاری باشد مقدار گاز ایجاد شده نیز می تواند قابل توجه باشد . و باعث کاهش فشار هیدرواستاتیک شود . عموما کاهش فشار هیدرواستاتیک کف چاه در اثر گاز مقدار قابل توحهی نیست . تجهیزات سطحی باید وجود داشته باشد تا از پمپاژ مجدد گل الوده به گاز به داخل چاه جلوگیری کند . برای این کار  degasser  هایی روی مخازن گل وجود دارد

 

 

ذ – کاهش وزن گل در اثر ورود اب و نفت

 

کاهش وزن گل در اثر نفوذ اب یا نفت می تواند سبب بروز  kick  گردد . کاهش  0.5 ppg  وزن در سطح دلالت بر این دارد که تمام وزن گل در ته چاه حداقل  0.5 ppg  کاهش پیدا کرده است و کاهش  0.5 ppg  وزن در یک چاه با عمق فرضی  10000  فوتی   می تواند فشار هیدرو استاتیک را  260 psi  کاهش دهد .

 

 

ح – کم بودن وزن گل و فشار غیر نرمال

 

اگر چه اغلب فورانها در موقع  trip  صورت می گیرد ولی ناکافی بودن وزن گل دومین عامل مهم  kick  می باشد. 41 درصد فورانها در موقع حفاری به دلیل ناکافی بودن وزن گل جهت غلبه بر فشار سازند بوجود می اید . لازم به ذکر است که افزایش بیش از حد وزن گل می تواند سبب بروز شکستگی در سازند ، گیر کردن لوله ها و کاهش میزان حفاری شود .

 

 

نشانه های  kicks

 

 الف-  افزایش   flow rate

 

 مهمترین نشانه وقوع  kick  افزایش میزان گل برگشتی با پمپاز ثابت می باشد . در شرایط نرمال گل با یک میزان معین به داخل چاه وارد و خارج می شود در صورت افزایش  میزان برگشت گل  می توان به این نتیجه رسید که سیال داخل سازند به خروج گل کمک می کند . میزان جریان گل را می توان از روی  bell nipple  و یا  shaker  تشخیص داد . و یا اینکه  Kelly  از روی  rotary table  به طرف بالا هل داده می شود .

 

ب – افزایش سطح گل مخازن

 

ج – جریان چاه در حالی که پمپ ها خاموش هستند

 

وقتی که پمپ ها خاموش هستند  هیچ گلی نباید از چاه خارج شود . معمولا چند ثانیه بعد از خاموش کردن پمپ ها جریان گل قطع می شود . ادمه جریان گل بعد از خاموش کردن پمپ ها می تواند نشانه خوبی برای  kick  باشد . اگر گل درون لوله ها از گل داخل انالوس سنگین تر باشد چاه شروع به جریان می کند تا زمانی که فشار هیدرواستاتیک درون لوله ها با فشار هیدرواستاتیک انالوس با هم برابر گردد .

 

د – کاهش فشار پمپ ها و افزایش تعداد استروک ها

 

تغییر در فشار پمپ ها می تواند نشانه خوبی برای  kick  باشد . وقتی که سیال وارد سازند می شود در ابتدا می تواند سبب ظخیم شدن گل گردد که این عامل می تواند در ابتدا باعث افزایش فشار پمپ ها گردد . این افزایش فشار لحظه ای می باشد و ممکن است که در حین حفاری نرمال  به طور کامل نسبت به ان بی توجهی شود .  همانطوری که سیال وارد چاه می شود ستون گل موجود در انالوس سبکتر می شود و این عامل باعث می شود که سطح گل در لوله های حفاری پایین بیاید در نتیجه استروکهای پمپ افزایش می یابد و بدلیل پایین رفتن گل در لوله های حفاری فشار پمپ ها کاهش می یابد .

لازم به ذکر است که کاهش فشار پمپ ها در اثر چندین عامل می تواند بوجود بیاید از جمله : پلاگ شدن پمپ های مکنده  ، هوا زدن پمپ های مکنده ،  wash out  در لوله های حفاری ،  wash out  نازلها ،   هرزروی چاه ،و.......

در نتیجه کاهش فشار پمپ ها لزوما نشانه   kick  نیست اما همچنان می تواند به عنوان یک دلیل خوب برای چک کردن چاه باشد .

 

ذ – تغییر حجم  trip tank

 

 ر – تغییر وزن  لوله ها

 

لوله ها وقتی در سیال قرار می گیرند به دلیل وحود عامل شناوری نسبت به زمانی که در هوا هستند سبکتر می شوند . هر چه گل سنگینتر باشد سبک شدن لوله ها بیشتر خواهد شد . بنابراین در صورت ورود سیال به داخل چاه وزن استرینگ تغییر  می یابد

 

ز -  تغییرات میزان حفاری

 

تغییرات ناگهانی در  ROP  می تواند یکی دیگر از نشانه های  kick  باشد . افزایش تدریجی  در ROP  دلیل  drilling break نیست اما می تواند نشانه ای از وحود فشار های غیر نرمال باشد .

 

س – وجود مقادیر قابل توجه گاز در گل

 

ش – وجود اب در گل

 

ه – وجود نفت در گل

 

عملیات کشتن چاه

 

 

تشخیص به موقع و انجام دقیق فرایند بستن چاه (  shut in  ) کلید های موفقیت کنترل   kick  می باشد . دو موضوع اولیه در عملیات کنترل موفق چاه عبارتند از :

1 – کشتن چاه به صورت امن

2 – ایجاد حداقل تنش در چاه

 

یکی از بحرانی ترین زمانها در عملیات کنترل چاه موقعی است که چاه برای اولین بار بسته می شود .(shui in ). بعد از اینکه چاه بسته شد روش مناسب برای کشتن چاه باید اعمال شود .

 

پروسه  بستن جریان  چاه shut in )

 

 وقتی که نشانه های یک  kick  ظاهر شد در ابتدا باید عملیات مشاهده حریان )flow check   صورت گیرد تا معلوم گردد ایا  kick  در حال اتفاق افتادن است یا نه . فرایند چک کردن جریان چاه به صورت زیر می باشد

1-       بالا اوردن  Kelly تا BOP  اشکار شود

2-       خاموش کردن پمپ ها

3-       مشاهده جریان گل از طریق  flow line

 

 در صورتی که گل از چاه جریان یابد و یا در صورت داشتن هر گونه شکی  در ازمایش  flow rate  چاه باید بلافصله بسته شده و عملیات  shut in  صورت گیرد .  پروسه  shut in  به دو دسته  hard  و  soft  دسته بندی می شود .

 

 Hard shut in

 موضوع اولیه در پروسه  hard shut in  عبارت است از به حداقل رساندن جریان . وقتی که یک  hard shut in  انجام شود قبل از صورت گرفتن هر گونه  kick  چوک قابل تنظیم (   choke  بسته می شود و چاه با بستن  BOP  بسته می شود . این روش دارای معایبی می باشد . فرسایش عنصر BOP  می تواند به خرابی زود هنگام  BOP  منتهی شود .

 

 Soft shut in

  موضوع  اولیه در این روش  کنترل فشار سطحی و به حداقل رساندن فرسایش عناصر BOP  می باشد .

وقتی یک  soft shut in  صورت گیرد قبل از رویدادن یک  kick  ،  choke  باز می شود در این روش ابتدا جریان وارد  choke line  شده و بعد از ان BOP  بسته می شود و در مرحله سوم choke  بسته می شود . فشار سطح ( surface pressure ) مونیتور شده و کنترل می شود . فرسایش اجزائ  BOP  در حالتی که جهت جریان به سمت  choke line  برگردانده شده و  BOP  نیز بسته شده به حداقل می رسد . این روش دارای معایبی می باشد که عبارت است از زیاد شدن مقدار  جریان داخل چاه (influx ) و بالا رفتن فشار در سطح به دلیل پیچیده شدن فرایند circulating out . لازم به ذکر است که فرایند زمین گیر کردن جریان وارده به چاه ممکن است به صورت انی امکان پذیر نباشد و برای این منظور یک پروسه کشتن دینامیک چاه مورد نیاز باشد . در این بخش چهار نمونه از پروسه های  shut in  را  را در موقعیت های گوناگون و با روش  hard shut in مورد بررسی قرار می دهیم .

1 – حالتی که حفاری در حریان است( در خشکی )

  

الف – بعد از تشخیص یک  kick  بلافاصله  Kelly  را بالا بیاورید تا  tool joint  رشته حفاری در بالای  rotary table  قرار گیرد

ب – پمپ ها را خاموش کنید

ج -  flow check  کنید

 چ – انالوس را ببندید

ح – شیر  HCR  را باز کنید

د- به پرسنل عملیاتی اطلاع دهید

ذ- مقدار افزایش گل را یادداشت کنید و فشار در حالت  shut in  یادداشت کنید

 

2 – در حالت  trip  (در خشکی

 

الف – بعد از مشخص شدن  kick  بلافاصله  slips  را زیر قسمت بالایی  tool joint  رشته حفاری قرار دهید

ب- درون رشته حفاری یک عدد  safety valve  کاملا باز شده قرار دهید    توجه داشته باشید که سوار کردن یک  safety valve  بسته روی رشته حفاری مشکل یا غیر ممکن است

 

ح -  safety valve  را ببندید

چ – انالوس را ببندید

خ –  HCR valve  را باز کنید

د – به سرپرستان عملیات اطلاع دهید

ذ -  Kelly  را برداشته و ان را روی رشته حفاری سوار نمایید

ر -  safety  valve  را باز کنید

ز – فشار و مقدار افزایش را معین نمایید .

 

3 – در حالت حفاری (دریا )

الف - بعد از اطلاع یافتن ارز  kick  بلافاصله  Kelly  راتا ارتفاع از قبل تعیین شده  بالا بیاورید

 

ب- پمپاژ را متوقف نمایید

ج -  Flow check  کنید  

 چ – انالوس را ببندید

ح -   safety valve  را باز نمایید

د – به پرسنل عملیات اطلاع دهید

ذ- پروسه  hang – off  را انجام دهید  

ر – مقدار افزایش و  SIDPP  و  SICP  را قرائت نمایید .

 

4 در حال  trip  ( دریا )

الف – بعد از معین شدن  kick  بلافاصله  slips  را زیر  tool joint  بالایی رشته حفاری قرار دهید

ب – یک  safety valve  کاملا باز را روی رشته حفاری نسب نمایید

ج -  safety valve  را ببندید

چ – انالوس را ببندید

ح -  safety valve  را باز کنید

 د – به پرسنل عملیاتی اطلاع دهید و  

ذ- پروسه  hang – off  را انجام دهید 

ر -  Kelly  را بلند کرده و روی رشته حفاری سوار کنید .

ز -  safety valve  را باز کنید

س – مقدار فشار و افزایش حجم را معین کنید

 

 

تئوری کنترل چاه

 

به منظور کشتن چاه فشار ته چاه باید برابر یا بیشتر از فشار سازند گردد  اساس .کنترل چاه را می توان به این صورت توضیح داد که فشار در دو طرف یک ظرف  u  شکل باید برابر گردد . شکل صفحه 29 اظافه گردد

 

 

در این ظرف  u   شکل یک طرف ان  drill pipe  های موجود در چاه و طرف دیگر ان انالوس است . فرض کنید که هر دو طرف این ظرف با گل  10 ppg  پر شده باشد و نیز اینکه سیستم در هر دو سیر بسته باشد . در این خالت فشار هیدرواستاتیک برابر با وزن گل  و نیز هر فشار اعمال شده از طرف سطح می باشد .. دو طرف این سیستم یک فشار یکسان ایجاد می کند . . هر دو طرف دارای  0 psi  فشار اعمالی از سطح هستند . در این حالت سیستم در حالت بالانس قرار دارد . پس موضوع کشتن چاه بالانس کردن فشار در دو طرف سیستم می باشد .

 

مثال 2

شکل صفحه 30 اضافه شود

 

 

 

فرض کنید که سیستم در بالای دو طرف بسته باشد . فشار ته چاه  6000 psi  است .فشار هیدرواستاتیک گل فقط  5200  psi  می باشد .  6000 psi  در این زمان برای حرکت دادن گل و فوران در صورتی که  U   به صورت باز رها شود کافی می باشد .در این حالت کاری که باید صورت گیرد این است که به منظور متعادل کردن فشار سازند از طریق سطح فشاری اعمال شود . از انجایی که ظرف  U  شکل با گل  10 ppg  در هر دو طرف پر شده است به کار بردن فشار سطحی برابر برای در تعادل نگه داشتن خود ظرف  U  مورد نیاز می باشد . این مساله را از طریق ریاضی بررسی می کنیم

 BHP =hp +surface pressure

Surface pressure = BHP –Hp

Surface pressure = 6000-5200 =800 psi

 بنابراین برای کشتن چاه و نیز بالانس بودن ان نیاز به بکار بردن  800 psi  فشار از طریق سطح می باشد .

 

 

مثال 3

 

شکل صفحه31

 

 

 

 

فرض کنید  لوله ها با گل  10 ppg  و انالوس با گل  9 ppg  پر شده باشد . . می خواهیم فشار ته چاه را در هر دو طرف بالانس کنیم  با فرض بسته بودن سیستم

 HP (9 ppg)=0.052  * 9 * 10000 = 4680 psi

 Hp (10 ppg )= 0.052 *10 * 10000 = 5200 psi

 برای بالانس دو طرف باید فشار را به سمتی اعمال کنیم که دارای فشار هیدرواستاتیک کمتری می باشد . در این مساله انالوس دارای گل با وزن کمتر بوده و فشار باید به انالوس اعمال شود . در این حالت از طریق سطح باید فشار کافی به انالوس اعمال تا برابر با فشار موحود در لوله ها شود .

 Hp (10 ppg ) = hp (9ppg ) + surface pressure  

 5200 psi = 4680 + surface pressure

Surface pressure = 5200 -4680 =520 psi

 

  مثال 4

شکل صفحه 33

 

 

 

 

 فرض کنید دو طرف در خالت بسته قرار دارند

لوله ها با گل  10 ppg  پر شده اند و طول ان 10000 فوت

فشار سازند 6000  psi

انالوس با 7000 فوت گل  10 ppg  و 3000 فوت با گاز پر شده است

می خواهیم SIDPP  و  SICP  مورد نیاز برای بالانس سازند با   ظرف  U  و نیز بالانس دو طرف  U  را محاسبه کنیم

  فشار تعادلی سازند و لوله ها

 BHP =FP = SIDPP +HP (10 ppg)

 فشار تعادلی سازند با انالوس

 BHP = FP =SICP +HP (10 ppg)

 

  و برای تعادل لوله ها و انالوس داریم

 SIDPP + hP (10000 ft) =SICP +HP(7000 ft)

Hp (10 ppg , 10000 ft )= 5200

Hp (10 ppg , 7000 ft ) = 3640 psi

Fp = 6000 psi

 

 با در نظر گرفتن داده های بالا داریم

 6000 = 5200 + SIDPP

SIDPP = 800 psi

 

6000 = 3640 + SICP

SICP = 2360 psi

 یعنی برای تعادل سازند با لوله ها 800  psi  و برای تعادل انالوس و سازند 2360  psi  فشار لازم است

با این فشار سازند و لوله ها و انالوس در تعادل با یکدیگر قرار می گیرند

 

 مثال شماره 5

شکل صفحه 35

 

 

 

 

فشار گردشی گل 2500  psi  قبل ار وارد شدن گاز به سیال در حالت باز بودن چاه است . در این مثال فرض کنید مشخصات زیر وجود دارد .

در سیستم گردش گل وجود دارد و مجموع افت فشار درزمانی که  پمپ هاکار می کنند  2500  psi  است

افت فشار در انالوس در زمانی که پمپ ها کار می کنند 100  psi  است

لوله ها به طول 10000   فوت و با گل  10 ppg  پر شده اند و انلوس 3000 فوت ان با گاز و 7000 فوت ان با گل  10 ppg  پر شده است

فشار سازند 5700  psi

SIDPP  و  SICP  را محاسبه کنید

 BHP (drill pipe )=BHP (annulus )= fp

 

 گفتیم که مجموع افت فشار قبل از  kick  برابر با 2500  psi  بود از این 2500  psi  ، 2400  psi  ان در تجهیزات سطحی و نازل مته و لوله های حفاری و 100  psi  هم در انالوس افت پیدا کرده است . افت فشار در انالوس 100  psi  فشار اظافه در ته چاه ایحاد می کند که عامل ان اصطکاک گردشی در انالوس می باشد . . افت فشار انالوس بعلاوه افت فشار  choke  بعلاوه فشار هیدرواستاتیک گل و گاز در سمت انالوس برابر با فشار هیدرواستاتیک در سمت انالوس می باشد .

 BHP ( ann )=hp (mud )+ hp (gas) + choke and ann loss

Hp (mud )= 10 * 0.052 * 7000 = 3640 psi

Hp (gas ) =0

Ann press loss =100 psi

 فشار هیدرواستاتیک براب تعادل با سازند عبارت است از

 5700 = 3640 + 0 + 100 + choke press

Choke press =1960 psi

 یعنی برای تعادل انالوس با سازند 1960  psi  باید اعمال شود حال تعادل لوله ها با سازند . . گفتیم که قبل از  kick  افت فشار برابر با 2500 بود در شرایط استاتیک داریم

FP=SIDPP +hp 10 ppg

5700 = 5200 + SIDPP

SIDPP = 500 psi

 بنابراین 500  psi  فشار از سطح باید به داخل لوله ها قبل از اینکه هر گونه حرکت گلی صورت گیرد باید اعمال شود . . قبل دانستیم که به 2500  psi  اضافه بدلیل وجود اصطکاک نیاز داریم. بنابراین پمپ های ما باید 3000  psi  را روی  gauge  نشان دهند . در یک ظرف  U  شکل بسته به طور اتوماتیک بین دو طرف تعادل ایجاد می شود .    فرض کنید که دارای یک سیستم بسته هستیم  که در دو طرف دارای تعادل بوده و 100  psi  در فشار نمای هر دو طرف نشان داد ه می شود اگر به سمت انالوس فشاری تحمیل کنیم که 200  psi  را نشان دهد فشار نمای لوله ها هم در این حالت 200  psi  نشان خواهند داد و فشار ته چاه به اندازه 100  psi  بالا خواهد رفت . 100  psi  فشار در تمام نقاط سیستم بسته احساس خواهد شد .

 

سمت لوله ها یه طور نرمال با سیالات سازند الوده نمی شود . بنابراین فشار هیدرواستاتیک در این قسمت توسط گل اعمال می شود . اگر با یک نسبت ثابت پمپ کنیم  می توانیم فشار را در سمت لوله ها محاسبه کنیم.  از انجایی که سیستم متعادل است می توانیم فشار درون لوله ها را معادل با فشار سازند در نظزر بگیریم که در این حالت فشار انالوس هم با فشار سازند و فشار لوله ها برابر می شود . بنابراین ما می توانیم با داشتن فشار داخل لوله ها فشار را در ته چاه  ثابت نگه داریم  . با داشتن افت فشار و فشار هیدرواستاتیک گل در لوله ها و  SIDPP  می توانیم فشار سازند را را در همه حال محاسبه نماییم .

از انجایی که انالوس با سیالات سازند الوده می شود از سمت  casing  نمی توانیم فشار ته چاه را محاسبه نماییم . اما هر تغییری در فشار  casing  در فشار لوله ها نیز تغییر ایجاد خواهد نمود . سیستم بالانس و بسته می شود به طوری که هر گونه تغییری در سمت  choke  در تمام نقاط سیستم به طور مساوی اعمال می شود بنابراین می توانیم فشار ته چاه را در نقطه مورد نظر ثابت نگه داریم . این مطالب اساس کنترل چاه بود .

 

پروسه کشتن چاه

قبلا توضیح دادیم که فشار ته چاه را می توان با دانستن افت فشار سیستم و دانستن فشار هیدرواستاتیک اعمال شده به وسیله گل در لوله ها در هر زمان کنترل  کرد . افت فشار سیستم به طور مرتب و قبل از رویداد هر گونه  kick  باید ثبت کرد . همچنین افت فشار در حالتی که وزن یا خصوصیات گل تغییر می کند را باید ثبت  کرد . افت فشاری که در موقع پمپاز بدست می اید به طور نرمال 1-3 بشکه در دقیقه می باشد . افت فشار سیستم معمولا در گردش نرمال بنا به چند دلیل بدست نمی اید .

 الف – افت فشار در گردش نرمال  بعلاوه هر گونه  shut in pressure  ممکن است برای پمپ ها و اتصالات سطحی بیش از میزان واقعی باشد .

 

ب -  هر گونه تغییر در میزان باز کردن چوک در پمپاژ نرمال ممکن است باعث تغییرات شدید افت فشار در چوک شود  که در این صورت کنترل چوک را مشکل می کند .

 

پ – گلی که در طی کشتن چاه در انالوش  displace  می شود باید قبل از برگشت مجدد به داخل چاه سنگین شود . همچنین این گل به دلیل الودگی امکان دارد که نیاز به بازسازی داشته باشد .  اکثر دکلها فاقد تجهیزات لازم جهت بازسازی سریه گل هستند .

 

ج – پمپاژ سریعتر منجر به افت فشار بیشتر در انالوس می شود. افزایش میزان افت فشار در انالوس احتمال وقوع هرزروی را افزایش می دهد .

 

 

 Slow rate  : به   pump rate  که افت فشار سیستم از ان بوجود می اید و برای مواقع کنترل فوران مورد استفاده قرار می گیرد گفته می شود . لازم به ذکر است که در این مواقع از اصطلاحات دیگری مانند  educe pump rate , slow pump pressure , kill rate , reduce circulating  pressure  نیز استفاده می شود .

 

 Slow pump  1-2 بشکه در دقیقه در بسیاری از موارد یک مرو بهینه به شمار می رود زیرا با این میزان افت فشار سیستم پایین بوده و نیز گل می تواند با این میزان افزایش یافته و یا بازسازی شود و اینکه استرس مکانیکی کمتری در این حالت به پمپ ها وارو می شود . مقدار کمتر از این میزان نیز عملی نمی باشد زیرا موتور پمپ ها قدرت کافی برای حرکت دادن پمپ در RPM  پایین ندارند .

در صورتی که قبل از به وقوع پیوستن   kick  میزان  slow pump  مشخص نشده باشد از روش زیر می توانید ان را بدست اورید .

 

الف – چاه راببندید و  SIDPP  و SICO  را ثبت نمایید .

ب‌-                   SICP  را با استفاده از چوک ثابت نگه داشته و سپس پمپها را به  rate  مورد نیاز بیاورید .

ت‌-                   توجه کنید که   circulating pressure  بعد از اینکه پمپ ها   kill rate  رسیدند به دست می اید .

ث‌-                   در این حالت  kill rate  برابر است با  pressure circulate  مشاهده شده   منهای  SIDPP

 

Shut in pressure

 

 

 بعد از مشخص شدن  kick  و بستن چاه لازم است تا ُ SIDPP  معلوم شود . هدف از تعیین  SIDPP  مشخص کردن فشار سازند و بکار بردن وزن گل مناسب برای کشتن چاه است .

SIDPP  در واقع عبارت است از فشار اضافه ای که سازند به فشار هیدرواستاتیک گل درون لوله ها وارد می کند .

زمان مورد نیاز برای اینکه Shut in pressure   پایدار شود به نفوذ پذیری سنگ ، درحه    under balance   نوع  influx  و عمق چاه بستگی دارد .

در بعضی از موارد گاز به دلیل سبک تر بودن نسبت به گل تمایل به بالا امدن در انالوس دارد . بالا امدن گاز باعث افزایش فشار در لوله ها و انالوس می شود . در این موارد لازم است که توجه داشته باشید افزایش فشار ناشی از این گاز معرف نادرستی از فشار اصلی سازند می باشد .

فشار ثبت شده  در سمت  drill pipe  و  casing  که بیشتر از فشار مورد نیاز برای تعادل با فشار سازند است  trapped pressure  نامیده می شود .   trapped pressure  در دو حالت بوجود می اید

الف – بستن چاه بودن خاموش کردن کامل پمپ ها

ب – مهاجرت گاز

لازم به ذکر است که  trapped pressure  باعث خواهد شد که تمام محاسبات کشتن چاه نادرست باشد .

اگر چه ممکن است حضور  trapped pressure  در ازمایشات سرسری مشخص نشود با عین حال پرو سه زیر روش معین کردن ان را توضیح می دهد .

1-       ابتدا از طرف  casing  مقادیر کم ( کمتر از 1 بشکه ) را تخلیه کنید و پس از ان چاه را ببندید . اگر فشار لوله ها در هر بار که گل از چوک بیرون می ریزد به طور پیوسته شروع به کاهش کرد عملیات بالا را مجدد تکرار کنید .

2-       اگر بعد از دو بار تکرار موفق فرایند فوق  SIDPP  یکسان باقی ماند این همان SIDPP  واقعی می باشد . لازم به ذکر است که بعد از بدست اوردا SIDPP  واقعی عمل  bleed off  باید قطع گردد زیرا تکرار ان باعث  influx  بیشتر می شود .

3-       لازم است است که از سمت  casing  فقط موارد کم ( 4/1 الی 2/1 بشکه ) بیرون ریخته شود زیرا بیرون ریختن مقادیر بیشتر گل ممکن است باعث  influx  بیشتر گردد .

مثالهایی وجود دارد که در ان  float valve  در داخل لوله ها قرار دارد  float valve  یک شیر یک طرفه می باشد که از حرکت سیال به داخل لوله و افزایش فشار جلوگیری می کند . وقتی که یک  float valve  در داخل لوله ها باشد به طور طبیعی از ثبت فشار kick  روی  gauge  فشار ممانعت به عمل می اورد .   در این حالت برای بدست اوردن  SIDPP  باید راه دیگری را در پیش گرفت.

 برای بدست اوردن  SIDPP  در صورتی که یک  float valve  بکار رفته باشد دو روش وجود دارد . در روش اول   kill rate  قبل از وقوع  kick  مشخص شده است و روش دوم زمانی است که افت فشار سیستم قبل از وقوع  kick  مشخص نشده باشد .

 

مورد اول : SIDPP  را در حالت مشخص بودن  kill rate  بدست می اوریم)  float valve)استفاده شده است  

 

 

الف – چاه را ببندید و  SICP  را ثبت کنید و  kill rate  که قبل بدست اورده اید معین نمایید

ب –  SICP  را ثابت نگه داشته و پمپ ها را به  kill rate  معین شده برسانید

پ – به  circulating pressure  بدست امده از پمپ ها با  kill rate  معین توجه نمایید .

ت – پمپ ها را خاموش کرده و چوک را ببندید .    circulating pressure  بدست امده از پمپ ها با  kill rate  مشخص شده منهای circulating pressure بدست امده با همان  pump rate  عبارت خواهد بود از  SIDPP

 

 

 

مورد دوم :  kill rate  مشخص نشده است (float valve    استفاده شده است )

 

الف – چاه را ببندید و یک پمپ حجم پایین و فشار زیاد   به  standpipe  وصل نمایید .

ب – پمپ را روشن کنید و تمام   line  ها را با گل پر کنید . هر گونه هوای باقی مانده در لوله ها باعث قرائت نادرست فشار می شود .

پ – فشار پمپ ها را افزایش دهید . تا سیال شروع به حرکت نمایید و اولین فشار باعث حرکت سیال همان  SIDPP  می باشد .

 

 

تعیین نوع  influx

 

 اگر یک  kick  اتفاق بیفتد نوع سیال وارد شده را می توان معین نمود سیال می تواند اب ، گاز ، نفت یا ترکیبی از هر سه انها باشد . البته لازم به ذکر است که تعیین نوع انها یک محاسبه تقریبی می باشد .. اگر نوع سیال ترکیبی از اب و گاز و نفت باشد تعییت انها تقریبا غیر ممکن می باشد . فرمولهای بدست اوردن نوع سیال ورود ی به صورت زیر است :

 

 Influx gradient = (mud gradient ) – (SICP – SIDPP ) /  length of influx

 

 که  mud gradient  مساوی است با گرادیانت گل در لوله ها حفاری و   influx gradient  گرادیان سیال چاه

 برای تبدیل مقدار گرادیان سیال  باید ان را بر عدد  0,052 تقسیم کنید .

 به عنوان یک قانون عمومی یک سیال با گرادیان  1-3 ppg  گاز است و  3-5 ppg  مخلوط اب و گاز و نفت  و  5-7 ppg  اب یا مخلوط اب و نفت است

 

مثال : فرض کنید چاهی با داده های زیر داریم

 Tvd             =            10000 ft

Mw in drill pipe                 =  12 ppg

Hole id                           = 9.875 “

DP OD =                                      5”

SIDPP  =                                     520 psi

SICP  =                                                650 psi

Pit gain   =                                                                   40 bbls

 نوع سیال را تعیین نمایید

 

 Mud gradient     =                           12 * 0.052   =   0.624  psi /ft

 Ann vol           =              (9.857 ) ^ 2   -         ( 5 ) ^ 2   /   1029             = 0.07 bbl / ft

 

 Length of influx   =                          pit gain (bbls )         /              ann vol   =    40 / .07 = 571 ft

 

Gradient influx   =  mud gradient   - (SICP – SIDPP ) /  len of influx

  = 0.624 –(650 -520 ) / 571      =         0.391 psi / ft

 

 حال این گرادیان را به وزن تبدیل می کنیم

 0.391   /   0/052   = 7.5

 

 یعنی سیال اب یا مخلوط اب و نفت است

محاسبه وزن گل برای کشتن چاه

بعد از بستن چاه و معین کردن  SIDPP  و  SICP  و نیز   GAIN  مرحله بعد وزن گل مناسب برای کشتن چاه محاسبه شود

وزن گل برای کشتن  KMW  گفته می شود و از طریق فرمول زیر بدست می اید :

 

 KMW   =    SIDPP   *  19.12  /  TVD   + OMD

 

OMD  وزن گل قبل از  KICK  است

 یا

 

KWM   =   SIDPP /  0.052 * TVD     + OMD

 

 

 

پروسه کشتن  kick

 

 برای غلبه و کشتن چاه روشهای متعدد ی وجود دارد  که در اینجا به شرح انها می پردازیم ولی پیش از پرداختن به این کار لازم است توضیح داده شود که اساس تمام روشها در نهایت یکسان بوده و هدف از انها برابر کردن فشار سازند با فشار هیدرواستاتیک می باشد .

 

 1- روش  wait   &  weight

 در این روش KMD  ( گل سنگین برای کشتن چاه ) بلافاصله به درون لوله ها پمپاژ می شود که این عمل فشار هیدرواستاتیک درون لوله ها را افزایش می دهد . بنابراین باید اجازه داد تا فشار داخل لوله ها در حالی که به سمت مته فرستاده می شود کاهش یابد . وقتی که گل سنگین به مته رسید فشار هیدرواستاتیک اعمال شده به وسیله گل در لوله ها برابر یا بیشتر از فشار سازند می شود . در این حالت چاه در سمت لوله ها کشته شده است . و  SIDPP  در این نقطه برابر با 0 خواهد بود . وقتی که پمپ ها مجدد روشن شد ویک بار دیگر به  KILL RATE  رسید فشار درون لوله برابر با فشار گردشی مورد نیاز برای حرکت دادن گل با ان  rate  می شود . از انجایی که تغییرات دیگری در گل داخل لوله ها صورت نمی گیردباید فشار داخل لوله ها و پمپاژ گل ثابت نگه داشته شود  در این حالت باید اجازه داد تا گل درون انالوس با گل سنگین جایگزین شود . وقتی گل سنگین به سطح رسید چاه باید کشته شده باشد . برای کشتن چاه از برنامه ای به نام  KILL SHEET  استفاده می شود . در این برنامه فشار مورد نیاز در ازائ مقدار پمپاژ گل بررسی می شود . در واقع  بررسی جدولی فشار داخل لوله ها در مقابل تعداد استروک ها می باشد .

جدول  Kill Sheet  به روش زیر پر می شود . 

 

1-       محاسبه تعداد استروکهای مورد نیاز برای جایگزین کردن گل داخل لوله ها با گل سنگین برای کشتن چاه

2-       محاسبه  CIRCULATING PRESSURE    اولیه .  این مقدار با اضافه کردن  SIDPP  به فشار KILL RATE  محاسبه می گردد .

3-       محاسبه CIRCULATING PRESSURE  نهایی

این مقدار از طریق زیر محاسبه می گردد .

 FCP =   KILL RATE PRESSURE * KMD  /  OMD

 

4 – رسم گل پمپ شده در محور  افقی

5 – رسم  میزان فشار در محور قائم

فشار لوله های حفاری با یک  RATE  ثابت در حالی که با گل سنگین جایگزین می شود  کم خواهد شد   سیر کم شدن فشار در لوله ها ادامه پیدا خواهد کرد تا زمانی که تمام گل داخل لوله ها با گل سنگین جایگزین شود و در این نقطه فشار ثابت خواهد ماند . بنابراین این پلات تنها با رسم دو نقطه می تواند کامل شود . یعنی فشار اولیه با صفر استروک و فشار نهایی با تعداد استروکهای مورد نیاز براب جابجاییی کل گل داخل لوله ها

دو نقطه را به هم متصل کرده و این خط صاف بیانگر فشاری است که باید در همه زمانها  در لوله ها نگه داشته شود تا گل سنگین به پایین لوله ها برسد . باز کردن چوک  گاها برای تنظیم فشار داخل لوله ها لازم است .

 

شکل صفحه 49

 

مراحلی که در روش  WAIT & WEIGHT  باید انجام شود :

1-       چاه را ببندید

2-       SIDPP , SICP  و   میزان  GAIN  را یادداشت کنید و ببینید ایا  trapped pressure  داریم یا نه

3-        وزن گل برای کشتن چاه را محاسبه کنید . و گل داخل مخازن را به این وزن برسانید و  kill sheet  را در حالی که گل را سنگین می کنند پر نمایید .

4-        SICP  را با استفاده از چوک ثابت نگه دارید و پمپ ها را روی مقدار  kill rate  بیاورید . بعد از اینکه پمپها به میزان  kill rate  رسیدند مطمئن شوید که فشار داخل لوله ها برابر با مجموع  SIDPP  و فشاری که قبلا از  kill rate  بدست اورده اید می باشد .

5-       جدول  فشار داخل لوله ها را درزمانی که گل سبک داخل لوله با گل سنگین جایگزین می شود را دنبال کنید .

6-       وقتی که گل داخل لوله ها با گل سنگین جایگزین شد چاه باید بسته شود . SIDPP  در این نقطه باید صفر باشد .

7-       بعد از مرحله 6  SICP  را از طریق چوک ثابت نگه داشته و پمپ ها را یک بار دیگر به مرحله  kill rate  برسانید

8-       فشار داخل لوله ها را ثابت نگه دارید تا اینکه گل سنگین به سطح برسد .

9-       وقتی گل سنگین به سطح رسید پمپ ها را خاموش کرده و چاه را ببندید . در این حالت تمام فشار های  shut in  باید صفر باشد . چوک را باز کرده و ببنید جریانی وجود دارد یا خیر . بعد  BOP  را باز کنید و چوک را ببندید و ببینید ایا چاه کشته شده است .

 

بعضی از افراد ترجیح می دهند که جدول  kill sheet  را به صورت ریاضی محاسبه کنند برای این حالت مثالی می اوریم :

 

داده های زیز موجود است

 SIDPP  =      500   PSI

KILL RATE PRESSURE   =       1000   PSI

OMD    =      10 PPG

KMD    =      11 PPG

 

 استروک های مورد نیاز برای جابجایی گل با گل سنگین در لوله ها  500 استروک در نظر بگیرید

فشار اولیه  1500  PSI

 

 فشار نهایی 1100  PSI  

 

می دانیم که فشار داخل لوله ها باید در زمانی که گل سنگین با یک  rate  ثابت پمپ می شود به طور ثابت کاهش پیدا کند در این مثال از 1500 به 1100  psi  با 500 استروک خواهد رسید . بنابراین کاهش فشار لوله ها به استروک عبارت خواهد بود از :

فشار نهایی – فشار اولیه تقسیم بر استروکهای مورد نیاز برای جایگزینی گل داخل لوله ها با گل سنگین

 

پس داریم

 

 1500 -1100 /500  === 0.8  psi /stroke

پس حدول می تواند به صورت زیر باشد

 

 تعداد استروک ها                                                                                    فشار داخل لوله ها

0                                                                                                                  1500

 

100                                                                                                           80 -1500=1420

200                                                                                                                 80-1420=1340

300                                                                                                                  0 8- - 1340 =1260

400                                                                                                                   80 – 1260 = 1180

50


 
 
Water-Base Systems
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:۱٥ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱۳
 
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.1 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
Many different types of water-base drilling
fluid systems (muds) are used in
drilling operations. Basic drilling fluid
systems are usually converted to more
complex systems as a well is deepened
and the wellbore temperature and/or
pressure increases. It is typical for several
types of drilling fluid systems to be used
in each well. Several key factors affect
the selection of drilling fluid system(s)
for a specific well. The most cost-effective
drilling fluid for a well or interval should
be based on the following criteria:
Application
• Surface interval.
• Intermediate interval.
• Production interval.
• Completion method.
• Production type.
Geology
• Shale type.
• Sand type.
• Permeability.
• Other formation types.
Makeup water
• Type of water.
• Chloride concentration.
• Hardness concentration.
Potential problems
• Shale problems.
• Bit/Bottom-Hole Assembly
(BHA) balling.
• Stuck pipe.
• Lost circulation.
• Depleted sands.
Rig/drilling equipment
• Remote location.
• Limited surface capacity.
• Mixing capabilities.
• Mud pumps.
• Solids-control equipment.
Contamination
• Solids.
• Cement.
• Salt.
• Anhydrite/gyp.
• Acid gases (CO2, H2S).
Drilling data
• Water depth.
• Hole size.
• Hole angle.
• Torque/drag.
• Drilling rate.
• Mud weight.
• Maximum temperature.
Water-base drilling fluids can usually
be placed into one of the following
classifications:
• Unweighted clay-water systems.
• Deflocculated, weighted clay-water
systems.
• Calcium-treated, weighted,
deflocculated clay-water systems.
• Saltwater systems.
• Inhibitive potassium systems.
• High-Temperature, High-Pressure
(HTHP) deflocculated systems.
• HTHP polymer systems.
• Encapsulating polymer systems.
• Cationic polymer systems.
• Extended or flocculated clay-based
systems.
• Polyglycol enhanced systems.
• Inhibitive silicate systems.
Introduction
It is typical
for several
types of
drilling fluid
systems to
be used in
each well.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.2 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
This basic system is essentially
M-I GELT (Wyoming bentonite) and
water. Usually, this system is used to
spud a well. As drilling continues, formation
solids are incorporated into the
drilling fluid. Solids-removal equipment
is used to remove as much of the formation
solids (drill solids) as possible. Some
of the native formation solids may be
bentonitic in nature and increase the
viscosity of the drilling fluid. Therefore,
this system is often referred to as a
“native mud.” Advantages of this system
are low cost and high Rate of
Penetration (ROP). This system is
often extremely shear-thinning.
Unweighted, clay-water systems usually
are converted to another system
prior to reaching any critical part of
the well. Therefore, the solids content
should be maintained at low values to
facilitate this conversion.
Since this system is not weighted, it
has a low buoyancy effect on cuttings.
Therefore, hole-cleaning depends on viscosity
and flow rate. The plastic viscosity
should be low, if the solids content of
the system is low, so the carrying capacity
must be achieved with higher yield
points. Chemical deflocculants reduce
the yield point and viscosity dramatically.
This can result in inadequate hole
cleaning. Therefore, the use of chemical
deflocculants in this system should be
strictly limited. If a low fluid loss is
required, it should be controlled with
additions of M-I GEL (prehydrated if
used in seawater) and an appropriate
Fluid-Loss-Control Additive (FLCA).
The FLCA may be MY-LO-JELE, POLY-SALE,
THERMPACT UL, CMC or POLYPAC.T
Unweighted Clay-Water Systems
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.5 - 10
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP)* 5 - 9
Yield point (lb/100 ft2)* 12 - 25
Initial gel (lb/100 ft2) 5 - 10
10-min gel (lb/100 ft2) 10 - 20
pH 8.5 - 10.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 1.5
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1- 1.0
Calcium (mg/l) 40 - 240
Chlorides (mg/l)
(freshwater) 0 - 5,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%) 3 - 10
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figure 1.
Typical Products Primary Function
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
TANNATHINT Thinner
SAPP Thinner
POLYPAC Viscosity and
fluid-loss control
THERMPAC UL Fluid-loss control
MY-LO-JEL Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
POLY-PLUST Bentonite extender
CMC Viscosity and
fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I GEL 20 - 35
Caustic soda 0.1 - 0.5
FLCA As needed
SAPP 0.125 - 0.5
Usually,
this system
is used to
spud a well.
…the use
of chemical
deflocculants
in this system
should
be strictly
limited.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.3 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
Figure 1: Plastic viscosity, yield point and Methylene Blue Test (MBT) ranges for water-base muds.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Mud weight (lb/gal)
PV (cP), YP (lb/100 ft2) and MBT (lb/bbl)
PV
MBT
YP
Figure 2: Solids range for barite water-base muds.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Mud weight (lb/gal)
Solids (% vol)
Maximum
9% LGS
6% LGS
3% LGS
Minimum
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.4 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
The SPERSENEE deflocculated system
is one of the most common drilling
fluid systems used in the industry.
The primary thinner in the system is
SPERSENE (or SPERSENE CF) lignosulfonate.
Lignosulfonates are organic acids that
supply anions (negative ions) to the
fluid. These anions reduce the yield
point and gel strengths by neutralizing
the cations (positive ions) on the clay
particles, thus deflocculating the clay
slurry causing clay particles to repel one
another. SPERSENE is very versatile due to
its high degree of solubility in both
freshwater and saltwater environments.
Since it is acidic, SPERSENE requires an
alkaline environment in which to solubilize.
Therefore, hydroxyl ions are
added usually in the form of caustic
soda (sodium hydroxide) and lime (calcium
hydroxide) to increase the pH.
This system can be treated to have a
high degree of tolerance for both solids
and chemical contamination by simply
increasing the concentration of SPERSENE
and TANNATHIN (lignite) or XP-20T (causticized
chrome lignite). Lignite is an
organic acid that also supplies anions to
the fluid, thus causing clay particles to
repel one another. In most cases, a
ratio of two SPERSENE to one TANNATHIN,
or XP-20, is a very effective combination
for treatments, but the ratio can
be varied.
Materials like SPERSENE, TANNATHIN and
XP-20 are deflocculants, but are also
referred to as dispersants and thinners,
because they allow discrete clay particles
to disperse, and they reduce the
yield point, gel strength and “n” value
of the drilling fluid.
SPERSENE systems are usually converted
from unweighted, clay-water
suspensions or “spud muds.” A typical
treatment to convert to a lightly
treated SPERSENE system would be
SPERSENE System
The SPERSENE
deflocculated
system is one
of the most
common
drilling fluid
systems
used in the
industry.
Figure 3: Solids range for hematite water-base muds.
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Mud weight (lb/gal)
Solids (% vol)
Maximum
Minimum
9% LGS
6% LGS
3% LGS
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.5 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
(SPERSENE SYSTEM CONTINUED)
about 4 lb/bbl M-I GEL, 2 lb/bbl
SPERSENE, 1 lb/bbl of either TANNATHIN
or XP-20 and 1 lb/bbl caustic soda.
Comparing the drilling fluid properties
at the flow line with those in the
pits indicates the degree to which wellbore
contaminants are affecting the
drilling fluid properties. This is also a
reflection of the stability of the system.
In most cases, a significant difference
in the properties between the flow line
and the pits indicates an unstable fluid.
The stability of a SPERSENE system can
be increased by increasing the concentration
of SPERSENE and TANNATHIN (or
XP-20). Lightly treated SPERSENE systems
contain 2 to 6 lb/bbl SPERSENE and 1 to
3 lb/bbl of TANNATHIN (or XP-20), while
a fully inhibitive SPERSENE system may
contain 8 to 12 lb/bbl SPERSENE and 4 to
6 lb/bbl of TANNATHIN or (XP-20).
Maintenance of a SPERSENE system
(and other drilling fluids systems) while
drilling means maintaining the properties
at predetermined, near-constant
values. These values are controlled by
the concentration of materials in the
drilling fluid. As water is added to the
drilling fluid to maintain an acceptable
drilled solids concentration, products
must be added to maintain the desired
concentration of additives. Therefore,
the volume of dilution water should be
measured or estimated to use as a basis
for product additions. The amount of
dilution required depends on the hole
size, rate of penetration, type of formation,
solids-control equipment and the
optimum concentration of drill solids
in the drilling fluid.
The temperature limitation of this
system is approximately 320°F (160°C)
due to the increased rate of thermal
degradation of lignosulfonate above
this temperature. The temperature limit
of this system can be increased significantly
by increasing the concentration
of lignite and reducing the concentration
of lignosulfonate. Lignite has
a temperature limitation of about
450°F (232°C).
NOTE: SPERSENE and XP-20 contain
chrome and may not be allowed under
some environmental regulations. When
chrome is not permitted, SPERSENE CF and
TANNATHIN should be used.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 8
10-min gel (lb/100 ft2) 2 - 14
pH 9.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.0 - 5.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1.5
Calcium (mg/l) 40 - 240
Chlorides (mg/l) 0 - 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
Lime Increase Pm and
treat out CO3
Gyp Treat out CO3
SPERSENE (CF) Thinner
TANNATHIN Fluid loss and thinner
XP-20 HT thinner and
fluid-loss control
POLYPAC API fluid-loss control
and viscosity
RESINEXT HTHP fluid-loss control
DUO-VIST Increase low-shear
viscosity
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 5 - 30
Caustic soda 0.3 - 2
Lime 0 - 1
SPERSENE (CF) 2 - 12
XP-20 or TANNATHIN 1 - 12
POLYPAC 0.50 - 2
RESINEX 2 - 6
DUO-VIS 0.25 - 0.50
Lignite has a
temperature
limitation
of about
450°F…
The concentration
of
reactive
solids in
the drilling
fluid
determines
the viscosity
increase
encountered
when calcium
is added to
the system.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.6 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
When calcium is added to a clay-water
slurry, a base exchange occurs as the calcium
(Ca2+) cation, which has higher
bonding energy, replaces the sodium
(Na+) cation on the clays, converting
them to calcium-base clays. Figure 4
shows the amount of calcium adsorbed
by Wyoming bentonite and native
clays. This cation exchange results in
partial dehydration of the hydrated clay
particles, reducing the size of the water
envelope around the clay particles (see
Figure 5). The reduction in the size
of the water envelope allows the clay
particles to come into contact with
one another, resulting in flocculation.
Flocculation causes an increase in the
yield point and gel strengths. If a deflocculant
is not used, the size of the flocs
of clay eventually will increase and may
precipitate out, resulting in a gradual
decrease in the plastic viscosity.
If a deflocculant is used, then the
clays will still have the reduced water
envelope, but the flocs of clay will
be dispersed.
This phenomenon occurs when calcium
contamination occurs while drilling
then is subsequently treated, or
when a fluid is converted (“broken
over”) to a calcium-base drilling fluid
such as a SPERSENE/gyp or a SPERSENE/
lime system.
The concentration of reactive solids in
the drilling fluid determines the viscosity
increase (viscosity hump) encountered
when calcium is added to the
system (see Figure 6). Therefore, prior to
converting to a calcium-base system, or
before drilling into formations that contain
calcium (such as anhydrite), the
reactive solids content of the drilling
fluid should be reduced by dilution
while the viscosity is maintained with
additions of polymers.
Calcium systems provide soluble
and reserve calcium in a drilling fluid.
Soluble calcium performs several functions.
It provides wellbore inhibition
by minimizing the hydration of drill
solids and exposed shales through
base exchange into calcium-based
clays. It makes a drilling fluid compatible
with formations that contain high
Calcium-Treated Drilling Fluids
Figure 4: Adsorption of calcium by clays.
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 500 1,000 1,500 2,000
Filtrate calcium (mg/l)
Calcium adsorbed (mg/g)
Wyoming
bentonite
Native clay
Figure 5: Reduction in water of hydration for sodium
clay during base exchange with calcium.
Na+
Na+
Na+
Ca2+
Water of hydration
(envelope of water)
+ Ca2+
Flocculation
causes an
increase in
the yield
point and gel
strengths.
Ca2+
Figure 6: Effect of solids concentration
on viscosity with calcium additions.
100
80
60
40
20
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Filtrate calcium (mg/l)
Viscosity (cP)
High solids
Low solids
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.7 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
(CALCIUM-TREATED DRILLING
FLUIDS CONTINUED)
concentrations of calcium, such as
anhydrite. It precipitates carbonate
ions (CO3
2–) which result from carbon
dioxide (CO2) contamination.
The solubility of calcium is inversely
proportional to the pH of the drilling
fluid. It is nearly insoluble at a pH above
12.5, but is very soluble at a low pH.
This is illustrated in Figure 7 where, on
Line A (when only lime is added), the
pH does not increase above 12.5, but
on Line B (with added caustic), the pH
increases above 12.5 and the soluble
calcium decreases rapidly. Therefore,
calcium as lime (Ca(OH)2) helps to
buffer the pH when acid gases such
as CO2 or hydrogen sulfide (H2S)
are encountered.
Calcium solubility is also directly
related to salinity or chloride (Cl–) concentration.
The soluble calcium in seawater
is often around 1,200 mg/l and
will increase as the salinity is increased,
as shown in Figure 8. Figure 8 shows
the soluble calcium from gyp added
to increasing concentrations of salt.
SPERSENE/GYP SYSTEM
The SPERSENE/gyp (gypsum) system is
designed to drill anhydrite (CaSO4)
and/or provide inhibition while drilling
water-sensitive shales by using gypsum
(CaSO4•2H2O) as the source of calcium.
To maintain a sufficient amount of soluble
calcium, the pH of the SPERSENE/gyp
system should be kept low (9 to 10.5).
The normal concentration of soluble
calcium in this system is in the 600 to
1,200 mg/l range. Since the solubility
of calcium is affected by pH and salinity,
the actual level will depend on
these properties.
When converting an existing
untreated or lightly treated system
to a SPERSENE/gyp system, the MBT and
low-gravity solids content should be
reduced to minimize the “break-over
viscosity hump.” Then, about 8 lb/bbl
gyp, 8 lb/bbl SPERSENE and 2 lb/bbl caustic
soda should be added simultaneously
over one or two circulations. After the
initial conversion, properties such as
fluid loss, pH and alkalinity should be
refined by the additions of the proper
materials. Materials that have a low
hardness tolerance should not be used
in this system. Since soluble calcium
increases the hardness of the water
phase, treatments with about 2 lb/bbl
SURFAK-ME are beneficial for reducing
the surface tension of the water phase,
and improving the performance of the
chemical additives.
In addition to the maintenance
procedures previously described, the
“excess gyp” test should be used to
Figure 8: Solubility of calcium vs. chlorides.
2.0
1.6
1.2
0.8
0.4
0
0 50 100 150 200
Chlorides (mg/l x 1,000)
Soluble calcium (mg/l x 1,000)
Figure 7: Line A - soluble calcium vs. lime
concentration; Line B - Soluble calcium of 4 lb/bbl
of lime added to caustic solutions.
1,000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0 1 2 3 4 5 6
Caustic soda or lime concentration (lb/bbl)
Calcium (mg/l)
pH 12.4
Line A
pH 12.2
pH 12
pH 12.4
pH 12.9
pH 13.2
Line B
Materials
that have a
low hardness
tolerance
should not
be used in
this system.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.8 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
(SPERSENE/GYP SYSTEM CONTINUED)
monitor the concentration of excess
gyp in the system. Mass-balance equations
cannot accurately monitor excess
gyp, because gyp is removed from the
system on drilled solids due to base
exchange.
Excess gyp procedure
The excess gyp content can be determined
by measuring the “whole mud
Versenate total hardness” (Vt) and the
total hardness of the filtrate (Vf) using
this procedure and the calculation
which follows:
Procedure to determine the gyp content
(see API RP13B-1, Appendix A.8):
1. Add 5 ml whole mud to 245 ml
distilled water.
2. Stir for 30 min at room temperature
or 15 min at 150°F.
3. Filter the solution with the API filter
press. Discard the first cloudy
portion of the filtrate. Collect the
clear filtrate.
4. Pipette 10 ml of the collected clear
filtrate into a titration dish and add
1 ml strong buffer and 4 to 6 drops
Calmagite Indicator.
5. Titrate with Standard Versenate to a
blue or blue-green end point, record
the number of ml of Standard
Versenate as Vt.
6. To 1 ml of mud filtrate from the
standard API filtrate test, add 1 ml
strong buffer and 4 to 6 drops
Calmagite Indicator, titrate with
Standard Versenate from wine-red
to blue, record the number of ml
of Standard Versenate as Vf.
Total calcium sulfate (lb/bbl) =
2.38 x Vt
Excess calcium sulfate (lb/bbl) =
2.38 x Vt - (0.48 x Vf x Fw)
Where:
Fw = Water fraction from retort
NOTE: A simplified field method
titrates 1 ml of whole mud in 150 to
350 ml distilled water in a quart jar,
using 2 to 3 ml strong buffer and 1 to
2 ml Calmagite Indicator. Record the ml
of Standard Versenate as the Vm. The
color change may be hard to see due to
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 9.0 - 10.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 2.5
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1.6
Calcium (mg/l) 600 - 1,200
Chlorides (mg/l) 0 - 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 4.5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
Excess gyp (lb/bbl) 3 - 12
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
Gyp Calcium source
SPERSENE Thinner
TANNATHIN Fluid-loss control
POLYPAC API fluid-loss control
RESINEX HTHP fluid-loss control
SURFAK-ME Surface-acting agent
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 7.5 - 25
Caustic soda 0.2 - 1.5
Gyp 8 - 12
SPERSENE 5 - 15
TANNATHIN 2.5 - 10
POLYPAC 0 - 2
RESINEX 3 - 6
SURFAK-M 0 - 2
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.9 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
10
the dark brown color of the lignosulfonate
and lignite. This color change may appear
to be from the original color of the solution
with a red tint to only a slight green or bluegreen
tint. The rule-of-thumb calculation for
this procedure is:
Excess gyp (lb/bbl) = (Vm+Vf) ÷ 2
SPERSENE/LIME SYSTEM
Generally, SPERSENE/lime systems are
used to reduce the effects of acid
gases such as CO2 or H2S and/or to
reduce the hydration of formation
clays. SPERSENE/lime systems use lime
(Ca(OH)2) as their source of calcium.
Since lime has a high pH (12.4), the
pH of the system will be high. The
pH of the system depends on the concentration
of lime and caustic soda
(NaOH). Lime muds maintain a concentration
of excess lime which is not
in solution, since the solubility of
lime is an inverse function of pH.
Therefore, this excess (reserve) lime
goes into solution only as the pH of
the system is reduced by reactions
with acidic contaminants incorporated
into the system during drilling
operations. This results in the excess
lime having a buffering effect on the
pH, which provides greater stability to
the system.
Lime muds are subdivided into low-,
medium- and high-lime categories
according to the amount of excess
lime that they contain. This level of
excess lime is chosen based on the anticipated
severity of contamination and
on local practice. Typical alkalinities
and excess lime concentrations for
the low-, medium- and high-lime categories
are shown below. These systems
are more stable if the Pf is kept roughly
equal to the excess lime content
(lb/bbl). Lime muds generally are
not used when mud densities are
below 10 lb/gal because it is difficult to
maintain rheological properties sufficient
to clean the wellbore. Temperatures in
excess of 300°F (149°C) may cause
severe gelation or cementation of
medium- and high-lime drilling fluids.
This severe gelation, or cementation,
is caused by high alkalinity, high concentrations
of reactive solids and high
temperature which combine to form
alumino-silica cement.
When converting an existing
untreated or lightly treated system
to a SPERSENE/lime system, the MBT
and low-gravity solids content should
be reduced to minimize the “break-over
viscosity hump.” Then a treatment of 1
to 10 lb/bbl lime, 2 to 12 lb/bbl SPERSENE
and 2 lb/bbl caustic soda should be
added simultaneously during one or
two circulations. After the initial conversion,
properties such as fluid loss, pH
and alkalinity should be refined by the
additions of the proper materials.
In addition to the maintenance procedures
previously described, the “excess
lime” should be calculated as often as
required to monitor the concentration
of excess lime in the system. Massbalance
equations cannot accurately
monitor excess lime, because lime is
removed from the system on drilled
clays as the result of base exchange.
The equation for calculating excess
lime is:
Excess lime (lb/bbl) = 0.26 (Pm - PfFw)
Generally,
SPERSENE/lime
systems are
used to
reduce the
effects of
acid gases…
Alkalinities
Low-lime Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.4 - 4.8
Excess lime (lb/bbl) 0.5 - 1
Medium-lime Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1 - 4
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 4.8 - 19
Excess lime (lb/bbl) 1 - 4
High-lime Pf (cm3 0.02N H2SO4) 4 - 10
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 19 - 46
Excess lime (lb/bbl) 4 - 9.4
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.10 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 16
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 11.5 - 13.5
Calcium (mg/l) 40 - 200
Chlorides (mg/l)
(freshwater) 0 - 5,000
Chlorides (mg/l)
(seawater) 20,000
Low-gravity solids (%)* 4.5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
Excess lime (lb/bbl) 1 - 10
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda Increase Pf
Lime Excess lime and
increase Pm
SPERSENE Fluid loss and thinner
TANNATHIN Fluid-loss control
XP-20 HTHP thinner and
fluid-loss control
POLYPAC Viscosity and
API fluid-loss control
MY-LO-JEL Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
RESINEX HTHP fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 15 - 30
Caustic soda 0.5 - 1.5
Lime 0.5 - 10
SPERSENE 2 - 15
XP-20 or TANNATHIN 3 - 8
RESINEX 0 - 6
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
(SPERSENE/LIME SYSTEM CONTINUED)
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.11 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
Seawater and brackish-water systems
are used in offshore and coastal drilling
operations due to the endless supply of
that type of water at the drillsite. Other
benefits derived from using sea or
brackish water in drilling fluids include
a lesser degree of hydration of drilled
clays than when using freshwater.
An understanding of seawater drilling
fluids requires an understanding of seawater,
and how mud components react
in it. The pH of seawater is buffered
against changes by a solubility equilibrium
with atmospheric CO2 and sedimentary
calcium carbonate. This means
that as the pH of seawater is increased
through the addition of alkaline materials,
atmospheric CO2 will be absorbed
into the seawater in an effort to buffer
the pH. Since the buildup of these carbonates
is detrimental to drilling fluid
properties, an excess concentration of
lime (which is not in solution) is maintained
in the system. The lime prevents
the build-up of carbonates and buffers
the pH in the desired range. So, a seawater
mud should be run as a “low-lime
system” (see lime muds).
The cost-effectiveness of XP-20 and
TANNATHIN in seawater is minimized
due to their reduced solubility; therefore,
in environments where chlorides
exceed 15,000 mg/l, the use of lignites
should be minimized and the use of
SPERSENE increased.
The temperature limitation of this system
is approximately 320°F (160°C). If
bottom-hole temperatures greater than
320°F (160°C) are anticipated, freshwater
should be added to reduce the chlorides
to less than 15,000 mg/l so that XP-20
will be more soluble. Or, displace with a
synthetic- or oil-base system.
Since this system is similar to a
SPERSENE/low-lime system, conversion
and maintenance are the same as with
a SPERSENE/low-lime system.
SPERSENE/XP-20 Seawater System
…a seawater
mud should
be run as a
“low-lime
system”.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 10.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 3.0 - 6.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1.0 - 1.5
Calcium (mg/l) 40 - 200
Chlorides (mg/l) 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 5 - 7
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda pH and Pf
Lime Treat out carbonates
SPERSENE Thinner and
fluid-loss control
XP-20 HTHP thinner and
fluid-loss control
TANNATHIN Fluid-loss control,
thinner
POLYPAC Stability,
fluid-loss control
THERMPAC UL Fluid-loss control
THERMEX HTHP fluid-loss control
RESINEX HTHP fluid-loss control
DUO-VIS Low-shear viscosity
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 10 - 30
Caustic soda 0.2 - 1.5
Lime 0.2 - 1.5
SPERSENE 5 - 15
XP-20 or TANNATHIN 3 - 8
POLYPAC 0.5 - 2.0
THERMEX 5 - 10
RESINEX 0 - 6
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.12 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
Saturated saltwater systems are designed
to prevent the enlargement of the wellbore
while drilling salt sections. This
enlargement results from the salt in
the wellbore dissolving into the “unsaturated
salt” water phase of the drilling
fluid. Saturation is achieved by adding
salt (sodium chloride) to the mud system
until the saturation point is reached.
Saturation is about 190,000 mg/l chlorides,
depending on temperature. See
the Drilling Salt chapter.
To convert an existing freshwater,
brackish water or seawater system to a
saturated saltwater system, the following
procedure should be followed. On
the initial break-over, add as quickly
as possible: 2 to 3 lb/bbl caustic soda,
1 to 2 lb/bbl soda ash, 4 to 6 lb/bbl
SPERSENE and 110 to 125 lb/bbl salt.
The salt will flocculate the reactive
solids in the system, increasing the
viscosity. Therefore, the MBT and
low-gravity solids content should be
reduced to minimize the viscosity
increase during conversion. This viscosity
hump is shown in Figure 9.
Pilot tests should be made prior to
conversion to determine the dilution
rate and quantities of products required
for a trouble-free conversion. After
all the salt has been added, 2 lb/bbl
SURFAK-M also should be added. Initially,
the salt may cause an increase in viscosity,
but this will diminish after several
circulations through the hole. This
should be followed by 0.5 to 1.0 lb/bbl
of POLYPAC UL, which should reduce the
viscosity to the desired range. If not,
further dilution with saturated saltwater
and additions of SPERSENE should be
made. Treatments of SPERSENE are more
effective when mixed with caustic in
drill water then added to the system.
To mix a saturated saltwater system,
20 to 25 lb/bbl M-I GEL should be prehydrated
in freshwater and added to
the saltwater. Then, other materials can
be added as described above. SALT GELT
can be used instead of M-I GEL if the
rig mixing system develops good shear.
SALT GEL requires shear to develop viscosity
and does not assist with fluid
loss or filter-cake quality.
When saturated saltwater is added
to the drilling fluid to maintain an
acceptable drilled solids concentration,
products must be added to maintain
the desired concentration of
additives. Therefore, the volume of
dilution water should be measured or
estimated to use as a basis for product
additions. Materials must be based
on the added saltwater. The amount
of dilution depends on the hole size,
ROP, type of formation, solids-control
equipment and the optimum concentration
of drilled solids in the drilling
fluid. Frequent chloride checks should
be made to monitor the salt content
for saturation.
Saturated Saltwater System
Figure 9: Effect of solids content on
viscosity with salt additions.
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0 35 70 105 104
Salt (lb/bbl)
Viscosity (cP)
Salt added to
high-solids field mud
Saturated
saltwater
systems are
designed to
prevent the
enlargement
of the
wellbore
while
drilling salt
sections.
Salt added to prehydrated
bentonite slurry
Dry bentonite added
to salt solution
Frequent
chloride
checks
should be
made to
monitor
the salt
content for
saturation.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.13 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(SATURATED SALTWATER
SYSTEM CONTINUED)
Provisions should be made to ensure
that all dilution water is saturated prior
to being added to the active system.
In areas where humidity is high, salt
absorbs water, becomes lumpy and is
almost impossible to mix through mud
hoppers fast enough to keep the drilling
fluid saturated. If salt is mixed
directly into the mud, about half the
salt may become coated by the mud
and settle to the bottom of the pits. It
is far more cost-effective to mix the salt
into the water.
When considering the use of a saturated
salt drilling fluid in low-density
environments, it is important to be
aware that the natural weight of saturated
sodium chloride is 10 lb/gal. The
minimum density of a saturated
sodium chloride drilling fluid is
about 10.5 lb/gal.
The temperature limitation of this
system is less than 300°F (149°C). If
bottom-hole temperatures greater than
300°F (149°C) are anticipated, alternative
high-temperature water-base
products must be used or the system
should be displaced with a syntheticor
oil-base drilling fluid.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 16
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 10.5 - 12
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 3 - 5
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1 - 2
Calcium (mg/l) <200
Chlorides (mg/l) 190,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 4 - 6, adjust for salt
MBT (lb/bbl) See Figure 1
*See Figure 2.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda pH and Pf
Salt Increase chloride
Soda ash Control calcium
<200 mg/l
SPERSENE Thinner and
fluid-loss control
MY-LO-JEL Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
POLYPAC UL Stability and
fluid-loss control
SP-101 HTHP fluid-loss control
DUO-VIS Low-shear-rate viscosity
SURFAK-M Surface-acting agent
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 10 - 30
Caustic soda 0.2 - 2.5
Soda ash 0.2 - 1
Salt 110 - 125
SPERSENE 5 - 15
POLYPAC UL 0.5 - 2
SURFAK-M 0 - 2
DUO-VIS 0.25 - 1
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.14 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
Potassium is one of the most effective
ions available to minimize (inhibit)
shale hydration. The inhibitive nature
of potassium is achieved by the ionic
base exchange of potassium for sodium
and/or calcium ions between clay layers,
and by fixation of the potassium
ion in the crystalline lattice of swelling
clay minerals.
Many swelling clays are selective to
potassium and will adsorb potassium
ions in preference to sodium ions. In
other clays, the “mass action” effect
applies, which means that ion exchange
from sodium to potassium occurs most
readily when the potassium-to-sodium
ratio in the drilling fluid exceeds 3:1.
The low hydration energy of the potassium
ions contributes to the inhibition
of clay hydration in potassium-based,
exchanged clays.
Fixation of the potassium ions occurs
in clay platelets with a higher-thanaverage
negative charge. This ion fixation
occurs because the 2.66 Å diameter
of the potassium ion fits snugly into the
2.80 Å lattice space of the clay structure.
This provides an ideal condition for
crystalline compaction. The low hydration
energy of the potassium ion also
contributes to inter-layer dehydration,
resulting in the formation of a compact,
tightly held structure. This structure
resists hydration and cation exchange.
When ion fixation occurs, the clay
platelet contains less water in the interlayer
space, and is very stable. See Clay
Chemistry chapter.
POTASSIUM CHLORIDE POLYMER SYSTEM
The potassium chloride polymer system
was developed to stabilize watersensitive
shales by means of potassium
ion inhibition. The inhibitive nature
of this system minimizes the hydration
of shales, which minimizes hole
enlargement, bit and stabilizer balling,
sloughing shale, and reduction of permeability
in productive zones. The
potassium chloride system uses potassium
chloride salt (KCl) as the primary
source of potassium ions for ionic inhibition.
This system works best when
polymers are used for encapsulation.
Either Polyanionic Cellulose (PAC)
(POLYPAC) or Partially Hydrolized Poly
Acrylamide (PHPA) (POLY-PLUS) polymers
can be used for encapsulation.
These polymers coat cuttings and
exposed shales, limiting interaction
with water.
Since some shales are more watersensitive
than others, the concentration
of KCl required to inhibit these
shales varies. During drilling operations,
shale cuttings should be monitored
continuously for inhibition. If
the concentration of KCl in the system
is insufficient, shale cuttings will be
soft and mushy. If the concentration
of KCl is sufficient, they will retain
their integrity. Older shales usually
require about 10 to 15 lb/bbl KCl (3.5
to 5.0%) while younger shales may
require 30 to 50 lb/bbl (8.5 to 15%).
KCl and other chemicals should be
premixed prior to adding them to the
system for optimum cost effectiveness.
Inhibitive Potassium Systems
Potassium is
one of the
most effective
ions available
to minimize
shale
hydration.
The
potassium
chloride
polymer
system was
developed
to stabilize
watersensitive
shales…
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.15 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(POTASSIUM CHLORIDE POLYMER
SYSTEM CONTINUED)
When using hard makeup water,
the hardness should be treated to less
than 300 mg/l with soda ash prior to
adding polymers that are hardnesssensitive.
Since potassium chloride
systems are very solids-sensitive, it is
best to mix the system from scratch
instead of converting an existing drilling
fluid (containing drill solids) to a
potassium chloride system. The first
step in mixing a potassium chloride
system is to treat the hardness with
soda ash, then prehydrate the M-I GEL
in freshwater. Then, add the KCl,
KOH, POLY-PLUS, POLYPAC, DUO-VIS and
M-I BAR.
Rheological properties and filtration
rates in this system are controlled by
polymeric materials, which are not
temperature-stable above 300°F. The
temperature limitation of the system is
about 300°F. This system is very sensitive
to solids and calcium contamination
and generally is more expensive
than other water-base systems.
In addition to potassium chloride, a
variety of other non-chloride potassium
sources are available. These include
potassium carbonate, potassium sulfate,
K-52E (potassium acetate), caustic potash
(KOH) and more. All of these nonchloride
potassium chemicals have
been used to formulate inhibitive
potassium mud systems.
Typical Properties Old Formations Young Formations
Density (lb/gal) 10 - 16 10 - 16
Plastic viscosity (cP) See Figure 1 See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) 20 - 30 20 - 30
Initial gel (lb/100 ft2) 5 -10 10 - 15
10-min gel (lb/100 ft2) 15 - 20 15 - 20
Fluid loss (cm3/30 min) 10 -15 5 - 10
Potassium (mg/l) 15,000 - 25,000 55,000 - 100,000
Calcium (mg/l) <200 <200
pH 9.5 - 10 10 - 11
Low-gravity solids (%)* 2 - 4 3 - 5
MBT (lb/bbl) <25 <20
Typical Products
(lb/bbl) Old Formations Young Formations Primary Function
Potassium chloride 10 - 15 35 - 70 Potassium source
POLY-PLUS 0.5 - 1 0.5 - 2 Encapsulation
M-I GEL 8 - 10 (prehydrated) 2 - 5 Viscosity and filter cake
DUO-VIS 0.5 - 1 0.5 - 1.5 Low-shear viscosity
POLYPAC 0.5 - 2 0.5 - 3 Fluid-loss control
and encapsulation
Caustic potash (KOH) 0.5 - 1 0.75 - 1.5 pH and potassium
Soda ash 0.5 0.5 Control calcium
M-I BAR As required As required Density
*See Figure 2.
This system
is very
sensitive to
solids and
calcium
contamination
and generally
is more
expensive
than other
water-base
systems.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.16 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
K-MAG SYSTEM
The K-MAGE system is designed to provide
inhibition, wellbore stability and
improved production by means of
potassium inhibition in areas where
potassium chloride systems are not environmentally
acceptable. The sources of
potassium are K-17T (potassium lignite),
XP-20 (KOH chrome lignite), K-52
(potassium acetate) and caustic potash
(KOH). The system limits the amount of
added sodium. The system is designed
to perform in a freshwater or seawater
alkaline environment. Since the primary
deflocculant in this system is lignite,
the system is not as cost-effective in
environments where the chlorides are
above 15,000 mg/l since the solubility
of lignite decreases as the chlorides
increase. Benefits of the system are
non-dispersed cuttings, improved
solids removal and better wellbore stability.
A reduction in sloughing shale,
bridges and fill on trips, and expensive
cement jobs due to hole enlargement
are added benefits.
The K-MAG system can be mixed from
scratch or converted from an existing
system. To convert an existing system
to a K-MAG system, add approximately
3 to 5 lb/bbl prehydrated M-I GEL,
4 lb/bbl of either K-17 or XP-20, and 1
to 2 lb/bbl caustic potash in one circulation.
Adjust the potassium ion concentration
with additions of K-52 or
additional K-17. Add 4 to 6 lb/bbl
SHALE CHEKE on a later circulation for
additional shale stabilization and to
minimize bit and stabilizer balling.
Low-gravity solids should be maintained
at less than 5% and the MBT
at less than 25 lb/bbl. Dilution rates
should be monitored to assure that
proper material concentrations are
maintained. The potassium ion concentration
should be monitored separately
because the potassium reacts with, and
is depleted by, drill solids. The potassium
ion concentration usually is controlled
between 1,000 to 10,000 mg/l.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10.0
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3.5 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 1 - 10
pH 9.5 - 10.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 1.0 - 1.8
Calcium (mg/l) 0 - 300
Potassium (mg/l) 1,000 - 10,000
Chlorides (mg/l) 0 - 20,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 4 - 5
MBT (lb/bbl) <25
*See Figures 2 and 3.
The K-MAG
system is
designed
to provide
inhibition,
wellbore
stability and
improved
production…
Typical Products Primary Function
M-I BAR or FER-OX Increase density
M-I GEL (prehydrated) Viscosity and
fluid-loss control
K-17 or XP-20 Thinner and
potassium source
KOH pH, Pf and
potassium source
K-52 Potassium source
POLYPAC Fluid-loss
and encapsulation
RESINEX HTHP fluid-loss control
DUO-VIS Low-shear-rate viscosity
SHALE CHEK Shale stabilization
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 550
M-I GEL 5 - 15
KOH 0.5 - 2.0
K-17 or XP-20 8 - 10
SHALE CHEK 4 - 6
K-52 0 - 3
POLYPAC 0.5 - 1.5
DUO-VIS 0.5 - 1.5
RESINEX 0 - 6
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.17 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
The DURATHERME system is a water-base
system designed for drilling in HTHP
environments. The system is stable in
the presence of contamination from
soluble calcium, salts and acid gases,
and can be used at temperatures in
excess of 500°F (260°C). The stability of
the system is due to its low colloidalsolids
content and chemicals that are
stable at high temperatures. This system
also is used as a high-temperature
packer fluid.
The low reactive-solids content of
the DURATHERM system is achieved by
reducing bentonite and the drill-solids
content as fluid density and wellbore
temperatures increase. Polymeric
materials are used in place of bentonite
to provide viscosity and gel strengths.
This minimizes problems caused by flocculation
of reactive clay solids at high
temperatures and viscosity increases
resulting from chemical contamination.
Most deflocculated water-base systems
can be converted to the DURATHERM system
by substituting XP-20 for SPERSENE;
reducing the reactive-solids content and
using POLYPAC or DUO-VIS for viscosity
and solids suspension; and using
THERMEX or RESINEX for HTHP filtration
control. Proper solids control is
an absolute necessity for this system.
This drilling fluid should be monitored
carefully for temperature stability.
One good way to accomplish this is to
heat-age the fluid frequently at 25°F
(15°C) above the estimated bottomhole
temperature. The reactive-solids
content of the fluid should be monitored
closely and controlled within recommended
ranges. If a closed-loop,
solids-control unit is used, the solids
particle size and plastic viscosity should
be monitored closely and controlled
within the proper range. Monitor dilution
rates to assure that proper chemical
concentrations are maintained (see
HTHP chapter).
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) ;Barite/water line
(see Figure 1)
Yield point (lb/100 ft2) 6 - 10
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 2 - 10
pH 10.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.0 - 5.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1.5
Chlorides (mg/l) 0 - 10,000
Calcium (mg/l) 0 - 200
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 0.5 - 2.5
MBT (lb/bbl) 2.5 - 12.5
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Filter cake and
fluid-loss control
Caustic soda Increase pH and Pf
XP-20 Thinner and
fluid-loss control
Lime Treat out CO3 and pH
Gyp Treat out CO3
POLYPAC Viscosity/gel strengths
THERMEX HT fluid loss
and stabilizer
RESINEX HT fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 600
M-I GEL 1 - 10
Caustic soda 0.5 - 1.5
Lime or gyp 0 - 2
XP-20 15 - 20
POLYPAC 0.5 - 1.5
THERMEX 0 - 12
RESINEX 0 - 6
DURATHERM System
The
DURATHERM
system is a
water-base
system
designed
for drilling
in HTHP
environments.
Proper solids
control is
an absolute
necessity for
this system.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.18 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
The ENVIROTHERME system is a chromefree,
environmentally acceptable waterbase
system designed to drill in HTHP
environments, making it similar to the
DURATHERM system. The system is stable
in the presence of contamination from
soluble calcium, salts and acid gases,
and can be used at temperatures in
excess of 400°F (204°C). The stability
of the system is due to its low reactivesolids
content and temperature-stable,
chrome-free materials. The low reactivesolids
content is achieved by reducing
bentonite and drill solids as fluid density
and wellbore temperatures increase.
Polymeric materials like POLYPAC and
CMC are used to replace the bentonite
to provide viscosity and gel strengths.
This minimizes problems caused by flocculation
of reactive clay solids at high
temperatures and viscosity increases
resulting from chemical contamination.
SPERSENE CFT (chrome-free lignosulfonate)
promotes overall fluid stability
by preventing high-temperature gelation
and flocculation while providing
supplemental API and HTHP fluid-loss
control. TANNATHIN (lignite) is the primary
fluid-loss-control additive and
serves as a secondary deflocculant
in this system. Thermal stability is
achieved through the addition of
THERMEX (a polymeric resin). The resin
appears to function synergistically with
SPERSENE CF to provide stable viscosity
and fluid-loss control.
Most chrome-free, water-base systems
can be converted to the ENVIROTHERM
system by reducing the reactive-solids
content to an MBT <10 lb/bbl and then
adding 4 to 12 lb/bbl SPERSENE CF, 4
to 6 lb/bbl TANNATHIN, 4 to 12 lb/bbl
THERMEX, 0.5 to 2 lb/bbl POLYPAC and
about 2 lb/bbl caustic soda. THERMEX
and SPERSENE CF work synergistically to
provide stable properties. Proper solids
control is a necessity for this system.
ENVIROTHERM System
The
ENVIROTHERM
system is a
chrome-free…
system
designed
to drill in
HTHP environments…
Proper solids
control is
a necessity
for this
system.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.19 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(ENVIROTHERM SYSTEM CONTINUED)
This drilling fluid should be monitored
carefully for temperature stability.
One good way to accomplish this is to
heat-age the fluid at 25°F (15°C) above
estimated bottom-hole temperature. The
drill-solids content of the fluid should
be monitored and maintained within
recommended ranges. If a closed-loop,
solids-control unit is used, the solids
particle size and plastic viscosity should
be monitored and maintained within
the proper range. Monitor dilution
rates to ensure that proper chemical
concentrations are maintained (see
the HTHP chapter).
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) ; Barite/water line
(see Figure 1)
Yield point (lb/100 ft2) 6 - 10
Initial gel (lb/100 ft2) 1 - 5
10-min gel (lb/100 ft2) 2 - 10
pH 9.0 - 11.0
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 2.0 - 5.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 1.5
Chlorides (mg/l) 200 - 20,000
Calcium (mg/l) 40 - 600
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 0.5 - 2.5
MBT (lb/bbl) 2.5 - 12.5
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
Caustic soda Increase pH and Pf
Lime Treat out CO3 and pH
SPERSENE CF Thinner and
fluid-loss control
TANNATHIN Fluid-loss control
THERMEX HT stabilizer and
fluid-loss control
POLYPAC Viscosity/gel strengths
M-I GEL Filter cake and
fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 600
M-I GEL 1 - 10
Caustic soda 0.5 - 1.5
Lime or gyp 0 - 2
POLYPAC 0.5 - 2.0
THERMEX 4 - 12
SPERSENE CF 4 - 12
TANNATHIN 4 - 6
The POLYSTARE 450 system is M-I’s polymer
system for HTHP applications. Its
thermal stability is provided by new
synthetic polymers developed specifically
for deflocculating clays and controlling
fluid loss at high temperatures.
This chrome-free, environmentally
acceptable system is formulated with
DURASTARE and RHEOSTARE.
RHEOSTAR is a stand-alone rheological
stabilizer designed to deflocculate clays
at temperatures of up to 450°F (232°C).
It contains no chrome, lignosulfonates,
lignites or gilsonites. RHEOSTAR also
reduces high-shear-rate viscosity, which
results in a low plastic viscosity, and
higher solids tolerance. RHEOSTAR does
not require the use of other products to
be effective. It performs well in makeup
water that contains high concentrations
of hardness and/or high salinity.
POLYSTAR 450 System
This chromefree…
system
consists, is
formulated
with DURASTAR
and RHEOSTAR.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.20 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
(POLYSTAR 450 SYSTEM CONTINUED)
DURASTAR provides filtration control
in water-base drilling fluids at temperatures
up to 450°F (232°C). It is a standalone,
fluid-loss-control stabilizer that
does not require the use of other products
to be effective. DURASTAR provides
some viscosity and resists shear degradation.
It does not require a high concentration
of bentonite to achieve a
low fluid loss. DURASTAR is a liquid product
in a low-toxicity, environmentally
acceptable carrier.
RHEOSTAR and DURASTAR, with a small
quantity of GEL SUPREMEE (non-treated
bentonite), are the effective components
of the POLYSTAR 450 system.
The POLYSTAR 450 system should be
mixed from scratch, since it is not
compatible with the chemicals in
other systems. The first step in mixing
this system is to prehydrate 4 to
10 lb/bbl GEL SUPREME (depending on
the mud density). Then, add about
10 lb/bb RHEOSTAR, 1.5 lb/bbl caustic
soda, 6 lb/bbl DURASTAR and the
weight material required to increase
the density.
The POLYSTAR 450 system should be
monitored carefully for temperature
stability. One good way to accomplish
this is to heat-age the fluid frequently
at 25°F (15°C) above estimated bottomhole
temperature. The clay/solids content
of the fluid should be monitored
and controlled at recommended concentrations.
If a closed-loop, solidscontrol
unit is used, the solids particle
size and plastic viscosity should be
monitored and maintained to within
the proper range. Monitor dilution
rates to assure that proper chemical
concentrations are maintained.
Typical Properties
Density (lb/gal) 10 - 18
Funnel viscosity (sec/qt) ± (3 x mud weight)
Plastic viscosity (cP) ; Barite/water line
(see Figure 1)
Yield point (lb/100 ft2) 5 - 20
Initial gel (lb/100 ft2) 3 - 10
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 20
pH 8.5 - 12.0
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.5 - 2.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1.0
Chlorides (mg/l) 0 - 40,000
Calcium (mg/l) 0 - 600
API fluid loss
(cm3/30 min) 2 - 6
HTHP fluid loss <15 in freshwater
<20 in seawater
Low-gravity solids (%)* <4
MBT (lb/bbl) 2.5 - 12.5
*See Figures 2 and 3.
Typical Products Primary Function
M-I BAR or FER-OX Increase density
Caustic soda or KOH Increase pH and Pf
Lime or gyp Treat out CO3
2–
RHEOSTAR HTHP deflocculant
DURASTAR HTHP fluid-loss control
GEL SUPREME Filter cake and
fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR or FER-OX 0 - 600
GEL SUPREME 3 - 10
NaOH or KOH 0.5 - 1.5
Lime or gyp 0 - 2
RHEOSTAR 2 - 8
DURASTAR 1 - 4
DURASTAR…is
a stand-alone,
fluid-losscontrol
stabilizer
that does
not require
the use
of other
products
to be
effective.
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.21 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
POLY-PLUS systems are designed to provide
shale stabilization (inhibition) and
viscosity control in water-base muds.
These systems use POLY-PLUS (a highmolecular-
weight PHPA polymer),
which has multiple applications and
benefits. POLY-PLUS is used in a variety
of systems and special applications for
encapsulation.
POLY-PLUS is used in the following
applications:
1. In clear-water drilling, POLY-PLUS acts
as a total flocculant in bentonitefree
systems by removing the drill
solids at the surface. Benefits from
this application include improved
ROP, improved efficiency of solidscontrol
equipment and improved
wellbore stability.
2. In low-solids, non-dispersed systems
where POLY-PLUS is used primarily
to extend M-I GEL. Benefits of this
application are lower solids content,
increased ROP, improved efficiency
of solids-removal equipment and
minimized hole enlargement.
Concentrations of 0.1 to 0.5 lb/bbl
POLY-PLUS are added to these systems,
which contain 8 to 12 lb/bbl bentonite,
to increase the yield point
and minimize the plastic viscosity.
Conventional systems that do not
contain POLY-PLUS usually contain
25 to 35 lb/bbl bentonite.
3. The true low-solids POLY-PLUS systems
are used primarily for shale
stabilization. This is achieved by
encapsulation, through viscosifying
the water phase, and by the free
water being absorbed by the polymer.
Encapsulation is the process
by which POLY-PLUS wraps around
the clay platelets, preventing water
from entering the interlayer structure
of the clays. POLY-PLUS also
increases the viscosity of the liquid
phase, which slows the movement
of the fluid into the interlayer structure
of the clays. POLY-PLUS also adsorbs
water from the liquid phase, reducing
the amount of water available
to enter the structure of the clays.
In this system, the concentration
of active polymer (POLY-PLUS) is
maintained at 1 to 2 lb/bbl. At this
concentration, the anionic sites on
the polymers exceed the available
cationic sites on the bentonite and
drilled clays, resulting in the encapsulation
of reactive clays in the mud
and on the wall of the wellbore. This
condition is often referred to as “controlling
the viscosity over the hump.”
The stability of this system depends
on keeping the polymer concentration
within the proper range and
controlling the clay-solids content
of the system at less than 6%. If the
polymer concentration gets too low
or the solids concentration gets too
high, anionic deflocculants (thinners)
will be required to stabilize
flow properties. If deflocculants are
used, shale stabilization and encapsulation
are both reduced as the strong
anionic sites of the deflocculants
compete with those of the POLY-PLUS
for the cationic sites on the clays.
Therefore, if deflocculants are
required, TACKLET should be used,
since it does not reduce the yield
point as much as lignosulfonate or
lignite. The maximum density of a
true POLY-PLUS system is 12 to 13 lb/gal
due to solids intolerance, unless
deflocculants are used to stabilize
the flow properties.
4. For shale stabilization. POLY-PLUS
may be added to any low-pH,
freshwater or KCl-treated system
to reduce sloughing and heaving
shale. POLY-PLUS also will reduce
torque and drag, and prevent
bit- and BHA-balling.
POLY-PLUS System
POLY-PLUS
systems are
designed to
provide shale
stabilization
and viscosity
control in
water-base
muds.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.22 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
5. POLY-PLUS sometimes is added to a
part of the active system to increase
the viscosity and then sweep the
hole. This procedure is used in areas
of fast ROP, such as when drilling
gumbo and soft shale, and in the
riser assembly on offshore floaters.
POLY-PLUS may be added in concentrated
amounts directly to the suction
pit or can be added to the drill
pipe on connections.
Most existing drilling fluid systems
can be converted to POLY-PLUS systems,
but it is far more desirable to mix a
clean POLY-PLUS system from scratch.
To mix an unweighted POLY-PLUS system,
the following formulation can
be used as a guide:
To mix a weighted POLY-PLUS system,
the following formulation can be used
as a guide:
Typical Properties
Density (lb/gal) 9 - 13
Funnel viscosity (sec/qt) 32 - 45
Plastic viscosity (cP) 6 - 10
Yield point (lb/100 ft2) 10 - 20
Initial gel (lb/100 ft2) 3 - 6
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 10
pH 8.5 - 10
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 0.5
Calcium (mg/l) <300
Chlorides (mg/l) 0 - 190,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* 3 - 10
MBT (lb/bbl) 7.5 - 17.5
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
POLY-PLUS Inhibition and
gel extender
Caustic soda and KOH pH and Pf
POLYPAC Fluid-loss control
SP-101 Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
Soda ash Control hardness
DUO-VIS Control low-shear-rate
viscosities
TACKLE Reduce gel strengths
KCl and NaCl Ionic inhibition
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 300
M-I GEL 2.5 - 10
Caustic soda 0.5 - 1
POLY-PLUS 0.5 - 1.5
POLYPAC 0.5 - 2
SP-101 0.5 - 2.5
TACKLE 0.1 - 1
DUO-VIS 0.5 - 1
Amount
Chemical (lb/bbl)
Prehydrated M-I GEL 2.5 - 5
Caustic soda or KOH 0.25
POLY-PLUS 1 - 2.5
POLYPAC 0.5 - 2
Amount
Chemical (lb/bbl)
Prehydrated M-I GEL 1 - 5
Caustic soda or KOH 0.25
POLY-PLUS 1 - 2.5
DUO-VIS 0.2 - 1
POLYPAC 0.5 - 2
TANNATHIN or RESINEX 2 - 5
*See Figures 2 and 3.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
(POLY-PLUS SYSTEM CONTINUED)
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.23 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(POLY-PLUS SYSTEM CONTINUED)
When displacing an existing system
with a POLY-PLUS system, the shaker
screen size should be increased to prevent
loss of mud. The mud will be flocculated
and the polymer unsheared for
the first circulation or two after displacement.
Fine shaker screens should
be replaced as soon as possible. A thick,
M-I GEL/POLY-PLUS spacer should be
pumped ahead of the POLY-PLUS system
to achieve a clean displacement.
Pumping at a high rate (in turbulent
flow) will also help remove old wall
cake and aid in a clean displacement.
If a POLY-PLUS system is used to displace
a current system at a casing point, drill
the cement and get a positive shoe test
on the formation before displacing with
the POLY-PLUS system. Cement and high
pH are very detrimental to the polymer.
If cement must be drilled with
the POLY-PLUS system, pretreatment
and disposal of contaminated mud
must be done to prevent depleting
the polymer content.
The primary concerns of maintaining
a POLY-PLUS system are to monitor and
maintain the proper polymer concentration
and control the solids to within the
proper ranges. The POLY-PLUS concentration
should be monitored through the
use of the Ammonia Extraction Test
(the procedure for this test is in the
Testing chapter of this manual). The
MBT value should be limited to
17.5 lb/bbl.
The MCATT polymer system is designed
to provide shale inhibition through the
use of two cationic polymers. MCAT-A, a
low-molecular-weight cationic polymer,
is used to suppress shale hydration,
while MCAT, a high-molecular-weight
polymer, is used for encapsulation.
Hydration of swelling clays can be
suppressed by using MCAT-A, which
penetrates the lattice space of the clay
structure. This results in the displacement
of exchangeable cations and water
molecules which reduces swelling. While
this polymer adsorption is similar to
the exchange reaction of common
cations, the adsorbed cationic polymers
cannot exchange with other common
cations because of their multisegment
attachment on clay surfaces. This multisegment
attachment provides a stronger
bonding between the layers, similar
to the potassium fixation, in that it
is irreversible.
MCAT has a large molecular size that
does not allow it to penetrate the clay
layers as effectively as low-molecular
polymers. As a result, adsorption occurs
primarily on the exterior surfaces and
forms a protective coating (encapsulation).
Although anionic polymers also
can encapsulate shales, cationic polymers
are more effective because of the
abundance of negatively charged surface
areas on the clay minerals. Therefore,
cationic polymers provide better shale
stabilization than anionic polymers.
Cationic polymers are not compatible
with anionic polymers in freshwater.
So, if freshwater is used, non-ionic
materials like starch must be used for
filtration control. However, with the
addition of salt (sodium chloride or
potassium chloride), certain anionic
polymers are compatible with the
cationic polymers.
MCAT Polymer System
The MCAT
polymer
system is
designed to
provide shale
inhibition
through the
use of two
cationic
polymers.
…cationic
polymers
provide
better shale
stabilization
than anionic
polymers.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.24 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
(MCAT SYSTEM CONTINUED)
This system is sensitive to solids
and is more expensive than traditional
water-base systems. The temperature
limitation is about 275°F.
When displacing an existing system
with an MCAT polymer system, the
shaker screen size should be increased to
prevent loss of mud. The mud will be
flocculated and the polymer unsheared
for the first circulation or two after displacement.
Fine shaker screens should
be replaced as soon as possible. A thick,
M-I GEL/MCAT spacer should be pumped
ahead of the MCAT polymer system to
achieve a clean displacement. Pumping
at a high rate (in turbulent flow) also
will help remove old wall cake and aid
in achieving a clean displacement.
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.8 - 16
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 85
Plastic viscosity (cP) 5 - 55
Yield point (lb/100 ft2) 5 - 40
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 15
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 35
pH 8.0 - 9.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 1.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 0.5
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Chlorides (mg/l) >30,000
Low-gravity solids (%)* <5
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
DUO-VIS Low-shear-rate viscosity
NaOH and KOH Increase pH and Pf
POLYPAC Fluid-loss control
POLY-SAL Fluid-loss control
MCAT Encapsulation
MCAT-A Swelling suppression
LUBE-167E Lubricity and bit balling
Concentration
Material (lb/bbl)
NaOH and KOH 0.5 - 2
NaCl and KCl >30,000 mg/l
MCAT 1 - 3
MCAT-A 3 - 6
POLY-SAL 3 - 6
POLYPAC 0.5 - 2
LUBE-167 1 - 2%
*See Figure 2.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.25 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
The Mixed Metal Hydroxide (MMH)
system is a low-solids, flocculated,
cationic drilling fluid system which
provides excellent hole-cleaning and
solids-suspension characteristics. The key
product in this system is the cationic
MMH (inorganic polymagnesium aluminum
hydroxyl). Two MMH-type
products are Polyvis IIE from SKW and
Drill-OutE from Drilling Specialties Co.
The viscosity and suspending capability
of an untreated gel slurry is increased
significantly by using MMH. The basic
MMH/gel slurry has a low plastic viscosity,
a high yield point, high fragile
gel strengths and a high fluid loss.
Viscosity and gel strengths in this
system are achieved by flocculating
fully hydrated bentonite with MMH.
This mechanism relies on the cationic
charges of the MMH to react with the
anionic charges on the bentonite to
form a flocculated slurry. For this reason,
anionic materials cannot be used
in this system without sacrificing its
unique rheological characteristics. Only
after pilot-testing should any materials
be used, including all starch additives.
Even small amounts of an anionic material
will drastically reduce the yield
point, low-shear-rate viscosity and gel
strengths. This leaves specialized starches
as the only filtration-control materials
that are compatible with the system.
Starch is subject to fermentation; therefore,
a pH of 11.0 to 11.5 and treatments
with a non-ionic biocide are
recommended to prevent fermentation.
The pH of MMH systems should be
maintained at 10.5 to 11.5. Rheology
is reduced a pH levels <10.
This system is very solids-sensitive,
so low-gravity solids must be controlled
at 5% or less by mechanical
removal and/or dilution. The maximum
mud weight for this system is
about 13 lb/gal.
Mixed Metal Hydroxide System
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.8 - 13
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP) Minimum value Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) 15 - 60
Initial gel (lb/100 ft2) 10 - 60
10-min gel (lb/100 ft2) 10 - 60
pH 10.5 - 11.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.7 - 1.8
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.6 - 1.5
Calcium (mg/l) <80
Chlorides,
freshwater (mg/l) 100 - 15,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* <5
MBT (lb/bbl) 10 - 20
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
GEL SUPREME Viscosity
Caustic soda Increase pH and Pf
MMH Viscosity
Starch (non-ionic) Fluid-loss control
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 0 - 350
GEL SUPREME 8 - 12
MMH 0.8 - 1.2
Starch (non-ionic) 3 - 8
*See Figure 2.
The MMH
system…
provides
excellent
hole-cleaning
and solidssuspension
characteristics.
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.26 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
The GLYDRILE system is an enhancedpolymer,
water-base system that uses
polyglycol technology to provide a high
degree of shale inhibition, wellbore stability,
HTHP fluid-loss control and
lubricity. This system also is ideal for
drilling depleted sands where differential
pressure-sticking is a major concern,
in deepwater operations, and drilling
high-angle wells in reactive formations
where wellbore stability and torque and
drag are major concerns. Other benefits
include enhanced cuttings integrity,
improved filter-cake quality, lower dilution
rates, less hole enlargement, greater
solids tolerance, better performance
of PDC bits, reduced bit-balling and
increased ROP. The GLYDRIL system also
is environmentally acceptable due to its
low toxicity and reduced disposal rates.
Although the GLYDRIL enhanced polymer
system achieves some inhibition by
chemical adsorption, the cloud-point
phenomenon is the primary mechanism
for inhibition and stabilization.
The cloud-point is the temperature at
which polyglycol changes from being
totally soluble to insoluble. At temperatures
above the cloud point, polyglycols
form colloidal droplets, or micelles,
which results in a microemulsion. This
phenomenon is often referred to as a
“Thermally Activated Mud Emulsion”
(TAME). This TAME effect provides
wellbore stability in three distinct ways:
• Through chemical adsorption.
• Through microemulsion and
precipitate pore-plugging.
• By providing a thinner, less-porous
filter/wall cake.
These polyglycol polymer systems are
more effective when used with an inhibitive
salt, such as KCl, for ionic inhibition
and an encapsulating polymer such
as POLYPAC or POLY-PLUS. So, it is recommended
to maintain sodium chloride
or potassium chloride salt in the system.
Maximum benefits are obtained by
matching the cloud point of the polyglycols
with the bottom-hole temperature
or the temperature of the formation
being drilled. This results in the adsorption
of insoluble polyglycols onto the
wellbore and into the filter/wall cake.
This adsorption of insoluble polyglycols
onto the clay/shale formation forms a
protective barrier against water and its
damaging effects. Adsorption of insoluble
polyglycols into the filter/wall cake
on permeable formations reduces the
thickness of the filter/wall cake and the
filtration loss rates. Since the insoluble
polyglycol has an affinity to surfaces, it
can coat solids and exposed surfaces, it
provides lubrication and reduces balling.
Most polyglycol polymer systems are
designed for the polyglycol to become
totally soluble as it cools while being
pumped up the annulus to the surface.
However, some polyglycol polymer systems
are designed to keep the polyglycol
insoluble at all times. Several glycols are
available with a wide range of cloud
points to achieve the one desired.
However, polyglycol polymer systems
usually are designed prior to drilling
the well, so only the proper glycol is
sent to the wellsite. These polyglycols
are listed below.
GLYDRIL System
The GLYDRIL
system…uses
polyglycol
technology
to provide a
high degree
of shale
inhibition,
wellbore
stability,
HTHP fluidloss
control
and lubricity.
GLYDRIL GP Broad-range-clouding
PAG blend, low salinity
GLYDRIL LC Low-salinity-clouding
PAG, <30,000 mg/l Cl–
GLYDRIL MC Moderate-salinity-clouding
PAG, 30,000 to
90,000 mg/l Cl–
GLYDRIL HC High-salinity-to
saturated-clouding PAG,
>90,000 mg/l Cl–
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.27 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(GLYDRIL SYSTEM CONTINUED)
Polyglycol polymer systems, like other
polymer systems, should be mixed from
scratch. If a polyglycol polymer system
follows another mud system in a well,
the previous system should be displaced
by a pre-mixed polyglycol polymer system
rather than being converted from
the previous system.
The primary concerns involved in
maintaining a polyglycol polymer system
are to monitor and maintain the
proper polymer concentration; to control
the solids in the proper ranges; and
to maintain the proper concentration
and type of polyglycol in the system to
obtain the TAME effect. The POLY-PLUS
concentration should be monitored
through the use of the Ammonia
Extraction Test (the procedure for this
test is contained in the Testing chapter
of this manual). The polyglycol concentration
can be monitored by a two-stage
retort or by using a hand refractometer.
After distilling the water off at 300°F
(149°C), the sample is distilled at 950°F
(510°C) to distill and measure the glycol.
The MBT value of the mud should
be limited to 20 lb/bbl.
Typical Properties
Density (lb/gal) 9 - 15
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 25
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 50
pH 8 - 10
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 0.2 - 2
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.1 - 1
Calcium (mg/l) 100
Chlorides (mg/l) 0 - 190,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* <5
MBT (lb/bbl) <20
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
M-I GEL Viscosity and
fluid-loss control
Caustic soda or KOH Increase pH, Pf
POLY-PLUS Encapsulation
and inhibition
DUO-VIS Viscosity and suspension
POLYPAC Fluid-loss control
and encapsulation
GLYDRIL GP, LC, Inhibition
MC or HC and lubricity
NaCl or KCl brine Ionic inhibition
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 0 - 350
M-I GEL 2.5 - 12.5
KOH or soda ash 0.25 - 1.5
POLY-PLUS 0 - 2
DUO-VIS 0.25 - 1.5
POLYPAC 1 - 5
GLYDRIL 2 - 5%
NaCl or KCl brine 0 - 20%
*See Figure 2.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Water-Base Systems
CHAPTER
10
Water-Base Systems 10.28 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
The SILDRILE system is a salt/polymer
system utilizing sodium silicate for
improved inhibition. The system was
developed to provide shale inhibition
and wellbore stability in problem areas
where oil- or synthetic-base fluids normally
would be used. Formations such
as microfractured shale, chalk or formations
with interbedded dispersive
clays are the applications where a
SILDRIL system should be considered.
Inhibition and wellbore stability are
achieved as the soluble silicates precipitate
to form an insoluble silicate film
which prevents water contact with the
wellbore shale (clay) or invasion into
permeable formations. As the soluble silicates
come in contact with the surface
of the low-pH shales (clays), a reduction
in the pH and a reaction with the divalent
cations (Ca2+, Mg2+) on/in the shale
occur to form a calcium and/or magnesium
silicate coating. Soluble silicates
are stable only at pH values above 10.4
and in the absence of divalent cations.
Silicates precipitate when pH values are
less than 10.4 or in the presence of
divalent cations. Therefore, the pH
should be controlled at 11.0 or greater
and multivalent cations should be precipitated
with soda ash. The optimum
concentration of 50% active silicate is
about 30 lb/bbl. It is very important to
monitor the silicate concentration in
the system because the depletion rates
of silicate can be high when drilling
reactive shales. For the SILDRIL system
to provide good inhibition, the silicate
concentration must be monitored and
maintained within the proper range.
The silica-to-sodium ratio also is
very important. It describes the ratio
of SiO2 to Na2O for a particular silicate.
Research has shown that the best
ratio between silica and sodium for
shale inhibition ranges from 2.0:1 to
2.65:1. Higher SiO2 to Na2O ratios do
not improve inhibition and can result
in unstable flow properties.
Dispersion tests show that the inhibition
of the SILDRIL system is comparable
to that of oil- or synthetic-base systems.
Shale inhibition can be further
enhanced by additions of GLYDRIL and
potassium or sodium salts. GLYDRIL is
glycol with a low-cloud-point temperature
that reduces the coefficient of
friction of the fluid and extends the
thermal stability of the system to 250°F.
Therefore, glycol should be added to
the system once the bottom-hole temperature
exceeds 190°F, or as required
to reduce excessive torque and drag.
Caution should be used when drilling
reservoirs where the formation water
contains high concentrations of Ca2+ or
Mg2+. If the formation water is high in
Mg2+ or Ca2+, or the pH of the invaded
filtrate is reduced over time, damage
could occur due to precipitation of calcium
silicate (cement) or solidification
of sodium silicate within the pore throat
of the rock matrix. However, if the
completion will include cemented casing
and perforations, this should not
present a problem.
When mixing a SILDRIL system, freshwater
— or water that has been treated
with soda ash and caustic to remove
any divalent ions (Ca2+ and Mg2+) —
SILDRIL System
The SILDRIL
system…was
developed to
provide shale
inhibition
and wellbore
stability in
problem
areas…
It is very
important
to monitor
the silicate
concentration
in the
system…
Water-Base Systems
Water-Base Systems 10.29 Revision No: A-1 / Revision Date: 07·17·98
CHAPTER
10
(SILDRIL SYSTEM CONTINUED)
should be used. If not, these ions will
precipitate the silicate out of solution
as it is added to the makeup water.
The SILDRIL system is not as solidstolerant
as most other inhibitive mud
systems and is not recommended for
applications where densities of more
than 13.5 lb/gal are required. Since
the SILDRIL system is solids-sensitive,
high dilution rates would be required
to provide stable flow properties in
high-density SILDRIL applications. Since
SILDRIL is an expensive, high-performance
system, it is recommended only
for difficult wells that contain watersensitive
shales. The temperature stability
of the SILDRIL system is about
275°F (135°C).
Typical Properties
Density (lb/gal) 8.8 - 13.5
Funnel viscosity (sec/qt) 36 - 55
Plastic viscosity (cP) See Figure 1
Yield point (lb/100 ft2) See Figure 1
Initial gel (lb/100 ft2) 2 - 25
10-min gel (lb/100 ft2) 5 - 50
pH 11.0 - 12.5
Pm (cm3 0.02N H2SO4) 1.0 - 3.0
Pf (cm3 0.02N H2SO4) 0.8 - 2.5
Calcium (mg/l) <100
Chlorides (mg/l) 60 - 120,000
Fluid loss (cm3/30 min) As needed
Low-gravity solids (%)* <5
MBT (lb/bbl) <15
Typical Products Primary Function
M-I BAR Increase density
SILDRIL Inhibition
Caustic soda or KOH Increase pH and Pf
Soda ash Precipitate hardness
DUO-VIS Viscosity and suspension
POLYPAC (UL) Fluid-loss control
GLYDRIL Inhibition and lubricity
NaCl or KCl brine Base fluid and activity
Concentration
Material (lb/bbl)
M-I BAR 0 - 300
SILDRIL 4 - 7%
Caustic soda or KOH 1 - 2
Soda ash 0.5 - 1.5
DUO-VIS 0.5 - 1.5
POLYPAC (UL) 1.0 - 3.0
NaCl or KCl brine 18 - 68/22 - 37
GLYDRIL 2 - 5%
*See Figure 2.


 
 
Oil-Base Systems
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:۱۳ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱۳
 
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.1 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
This chapter covers the specifics of the
VERSA oil-base systems. They are nonaqueous
systems as described in general
in the Non-Aqueous Emulsions
chapter. The oil in these systems functions
as a continuous external phase of
a water-in-oil-emulsion (invert) mud.
The VERSA systems are named according
to the base oil used and according
to special application (function). The
primary systems are:
Other VERSA names are used from
time to time for new or unique base
oils. Regardless of the base oil, these
systems can often use the same additives
and similar formulations. While
most VERSA systems use products from
the VERSA product line, some may
use additives from the NOVA system
product line, depending on the base
oil and environmental monitoring
and regulations.
Two special application systems are
VERSAPORTE and VERSACORE.E Each of
these systems can be formulated with
any base oil. VERSAPORT systems have
elevated Low-Shear-Rate Viscosity
(LSRV) and are formulated for highangle
and horizontal drilling. VERSACORE
systems are all-oil coring fluids designed
to produce minimal changes to the core.
VERSA systems differ from NOVA systems
in the kinds of base liquids used.
VERSA systems’ base oils either originate
from or are difficult to distinguish from
oils refined from crude oil. NOVA systems
base liquids are synthetic materials
and are easily distinguishable
from those oils refined from crude oil.
Regardless of the system name, there
are two general categories that can be
applied to all VERSA systems:
1. Conventional. Conventional VERSA
systems normally use VERSAMULT
emulsifier and VERSACOATT wetting
agent in the formulation, have low
filtration rates, and utilize lime to
form calcium-base soaps. These are
“tight” and very stable emulsions
that have zero API (100 psi) fluid
loss. They usually have high electrical
stability and a controlled High-
Temperature, High-Pressure (HTHP)
fluid loss of less than 10 cm3 at
500 psi and 300°F, with no water
in the filtrate.
2. Relaxed-filtrate. Relaxed-filtrate VERSA
systems normally use VERSACOAT as
the emulsifier and VERSAWETT as the
wetting agent in the formulation,
have high filtration rates, and rely
on “surfactant” chemistry to form
the emulsion (do not require lime
to form calcium soaps). These are
slightly less stable emulsions, purposefully
run with higher HTHP
filtrates than conventional invert
emulsion muds. It is normal for them
to have some water in the HTHP filtrate.
They may also have measurable
API (100 psi) filtrate. The emulsions
are loose and the electrical stability
will be lower than that of conventional
invert emulsion muds. Relaxedfiltrate
systems normally do not
contain fluid-loss-control additives.
Relaxed-filtrate systems are designed
for cost effectiveness and to increase
penetration rates. NOTE: A relaxedfiltrate
system can easily be converted
to a conventional system, but a conventional
system cannot be converted
to a relaxed system.
Introduction
System Name Base Oil
VERSADRILT Diesel
VERSACLEANT Mineral oil
VERSAVERTT Ultra low-tox mineral oil
VERSA systems
differ from
NOVA systems
in the kinds
of base
liquids used.
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.2 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
The VERSA systems are invert-emulsion,
oil-base muds that can be formulated
and engineered to meet a wide range
of applications and requirements. The
following system descriptions and formulations
are presented as a basis and
guide for the wide range of fluids that
are possible with the VERSA oil-base
product line.
CONVENTIONAL VERSA SYSTEMS
Conventional VERSA systems are
tightly emulsified, temperature-stable,
invert-emulsion, oil-base drilling fluids.
Conventional systems can be formulated
for any oil mud application.
(Due to the large number of base oils
available, some areas use special system
names. Occasionally the base oil
will be named using the system name
followed by a “B” suffix, such as
VERSAVERT B.)
VERSAMUL is the primary emulsifier for
conventional VERSA systems. VERSAMUL
must react with lime to form a calcium
soap to act as an emulsifier. The system
must be kept alkaline at all times to
function properly. One pound of lime
should be added to the system for each
pound of VERSAMUL added. Additional
lime should be added as required to
maintain 3 lb/bbl of excess lime in the
system. (A similar product, VERSAVERT P,
is used in the North Sea and other areas.
The “P” suffix indicates that it is the
“primary” emulsifier.)
VERSACOAT is the primary wetting
agent for conventional VERSA systems
and provides secondary emulsification.
(A similar product, VERSAVERT S, is
used in formulations for the North Sea
and other areas instead of VERSACOAT.
The “S” suffix indicates that it is the
“secondary” emulsifier.)
VG-69T organophilic clay is used to
viscosify the fluid to support weight
material and provide gel strengths. A
number of other organophilic clays are
available, including VG-PLUS,E VG-HT,E
VERSAVERT VIS and others depending
on the formulation and requirements.
If additional viscosity is required,
VERSAMODE or VERSA-HRPT can be used.
Calcium chloride brine is normally
used as the internal phase of the invert
emulsion. The amount of brine, or
Oil:Water Ratio (OWR), will affect properties
and formulation. Any concentration
of calcium chloride up to 38% by
weight can be used.
The VERSA systems usually have a sufficiently
low fluid loss with the basic
formulation. However, if ultra-low fluid
loss is required, VERSATROLT I is the
preferred filtration control additive.
VERSALIGT can be used if asphalt and
gilsonite are not allowed. The VERSAVERT
systems use the filtration-control additive
VERSAVERT F, a resin copolymer. Pilot
testing should be performed to determine
the exact amount of VERSATROL I,
VERSALIG or VERSAVERT F to be used in a
particular formulation.
When mixing a conventional system,
the following order of addition
is recommended:
1. Oil.
2. Organophilic clay (VG-69).
3. VERSA-HRP or VERSAMOD.
4. Lime.
5. VERSAMUL.
6. VERSACOAT (allow to mix for
20 min).
7. CaCl2 brine (add slowly).
8. Weight material.
9. VERSATROL I (allow to mix for 30 to
60 min).
Systems
VERSA systems
are invertemulsion,
oil-base muds
that can be
formulated…
VERSAMUL is
the primary
emulsifier for
conventional
VERSAsystems.
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.3 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 1: Conventional system — barite formulations.
Oil:Water Ratio ® 70:30 80:20 90:10
VERSAMUL (lb/bbl) 6 - 8 8 - 10 8 - 10
VERSACOAT (lb/bbl) 1 - 2 1 - 2 2 - 3
Lime (lb/bbl) 6 - 8 8 - 10 8 - 10
VG-69 (lb/bbl) 2 - 4 2 - 3 1 - 1.5
VERSATROL I (lb/bbl) (if required) 4 - 6 6 - 8 8 - 10
Oil:Water Mud Weight Oil Water CaCl2 M-I BART
Ratio (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
8.5 0.625 0.265 32.6 22.7
70:30
9 0.613 0.259 31.9 49.7
10 0.588 0.249 30.6 103.8
11 0.563 0.235 29.3 157.8
12 0.609 0.150 18.5 226.3
80:20
13 0.581 0.143 17.7 279.6
14 0.552 0.136 16.8 332.9
15 0.524 0.129 15.9 386.2
16 0.555 0.061 7.5 451.9
90:10 17 0.523 0.057 7.1 504.4
18 0.491 0.054 6.6 557.1
VERSA-HRP/VG-69 CALCULATION
Calculate the reduced VG-69 by multiplying
the amount of VG-69 listed in the table above
by 0.80:
VG-69 = VG-69 (lb/bbl) x 0.80
Calculate the amount of VERSA-HRP by multiplying
the amount of VG-69 listed in the
table above by 0.40:
VERSA-HRP = VG-69 (lb/bbl) x 0.40
Example:
Oil:water ratio 70:30
VG-69 (lb/bbl) 4 (from table above)
New VG-69 (lb/bbl) = 4 x 0.80 = 3.2
VERSA-HRP (lb/bbl) = 4 x 0.40 = 1.6
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
CONVENTIONAL VERSA SYSTEM FORMULATION CHARTS
(25% BY WT CACL2 BRINE: 96% SALT PURITY)
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 2: Conventional system — FER-OX formulations.
Oil:Water Mud Weight Oil Water CaCl2 FER-OXT
Ratio (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
8.5 0.627 0.265 32.7 21.1
9 0.617 0.261 32.1 46.8
70:30
10 0.597 0.252 31.1 98.3
11 0.578 0.244 30.1 149.7
12 0.558 0.236 29.1 201.2
13 0.538 0.228 28.0 252.6
14 0.588 0.145 17.9 316.6
80:20 15 0.566 0.140 17.2 367.5
16 0.544 0.134 16.5 418.4
90:10
17 0.584 0.064 7.9 482.3
18 0.558 0.061 7.5 532.7
(NOTE: VERSA-HRP or VERSAMOD may be needed for additional viscosity and gels depending on the base
oil used. VERSA-HRP is particularly applicable prior to transporting muds to the rig. Use the calculation
listed below to determine the amount of VERSA-HRP and to adjust the amount of VG-69.)
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.4 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
VERSAVERT SYSTEM
The VERSAVERT system and products are
widely used in Norway and the North
Sea. As mentioned above, the basic
products are VERSAVERT B (base oil),
VERSAVERT P (primary emulsifier) and
VERSAVERT S (secondary emulsifier). Other
products used in this system include
VERSAVERT F (fluid loss), VERSAVERT VIS
(organophilic clay) and VERSAVERT M
(rheology modifier).
Other products may be used in these
systems, including products named
with a “C” suffix (indicating “conditioner”),
an oil-wetting agent to help
prevent and correct water-wet solids,
and products named with a “T” suffix
(indicating “thinner”), an oil-base mud
dispersant similar to VERSATHIN.T
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 3: VERSAVERT system — barite formulation.
Additive Material Function Concentration
VERSAVERT B Ultra-low-tox mineral oil Continuous phase 65 - 95% (vol)
Freshwater Freshwater Water phase 5 - 35% (vol)
CaCl2 Calcium chloride Salinity and 100 - 250 kg/m3
water-phase activity
VERSAVERT P Tall oil polyamide Primary emulsifier 10 - 25 kg/m3
VERSAVERT S Polyamide Secondary emulsifier 6 - 20 kg/m3
and fluid loss
VERSAVERT F Resin copolymer Fluid loss 0 - 20 kg/m3
VERSAVERT VIS Organo - hectorite Viscosifier 20 - 30 kg/m3
VERSAVERT M Dimer fatty acid Rheology modifier 0 - 10 kg/m3
Lime Calcium hydroxide Alkalinity control 0 - 25 kg/m3
M-I BAR Barite Density control As required
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.5 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
RELAXED-FILTRATE VERSA SYSTEMS
Relaxed VERSA systems are less tightly
emulsified fluids resulting in higher
fluid loss that helps to maximize penetration
rates. These economical systems
combine the inhibitive properties inherent
in oil-base drilling fluids with high
penetration rates.
Relaxed-filtrate VERSA systems use
VERSACOAT as the primary emulsifier,
VERSAWET as the wetting agent and
VG-69 and VERSA-HRP as viscosifiers
and gelling agents. Calcium chloride
(CaCl2) brine at 25% by weight normally
comprises the internal phase,
but any desired percent by weight
up to 38%, may be used. Fluid-loss
additives are generally not used in
relaxed systems.
When mixing a relaxed system,
the following order of addition is
recommended:
1. Oil.
2. Organophilic clay (VG-69).
3. VERSA-HRP or VERSAMOD.
4. VERSACOAT.
5. VERSAWET.
6. Lime (allow to mix 20 min).
7. CaCl2 brine (add slowly).
8. Weight material (allow to mix for
30 to 60 min).
RELAXED VERSA SYSTEM BARITE FORMULATION CHART
(25% BY WT CACL2 BRINE: 96% SALT PURITY)
Oil:Water Ratio ® 75:25 80:20 85:15 90:10
VERSACOAT (lb/bbl) 2 - 3 3 - 4 4 - 5 5 - 6
VERSAWET (lb/bbl) 1 - 2 2 - 3 2 - 3 3 - 4
VG-69 (lb/bbl) 8 - 10 6 - 8 6 - 8 4 - 6
Lime (lb/bbl) 1 - 2 1 - 2 1 - 2 1 - 2
Oil:Water Mud Weight Oil Water CaCl2 M-I BAR
Ratio (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
75:25
8.5 0.703 0.231 28.5 21.5
9 0.690 0.227 27.9 49.0
10 0.703 0.173 21.4 111.7
80:20
11 0.675 0.166 20.5 166.1
12 0.646 0.159 19.6 220.5
13 0.617 0.152 18.8 274.9
85:15
14 0.622 0.108 13.3 335.8
15 0.591 0.103 12.7 389.9
16 0.590 0.065 8.0 449.8
90:10 17 0.558 0.061 7.5 503.5
18 0.526 0.058 7.1 557.3
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 4: Relaxed systems — barite formulations.
VERSA-HRP/VG-69 CALCULATION
Calculate the reduced VG-69 by multiplying
the amount of VG-69 listed in the table above
by 0.80:
VG-69 = VG-69 (lb/bbl) x 0.80
Calculate the amount of VERSA-HRP by multiplying
the amount of VG-69 listed in the
table above by 0.40:
VERSA-HRP = VG-69 (lb/bbl) x 0.40
Example:
Oil:water ratio 75:25
VG-69 (lb/bbl) 10 (from table above)
New VG-69 (lb/bbl) = 10 x 0.80 = 8
VERSA-HRP (lb/bbl) = 10 x 0.40 = 4
(NOTE: VERSA-HRP or VERSAMOD may be needed for additional viscosity and gels depending on the base
oil used. VERSA-HRP is particularly applicable prior to transporting muds to the rig. Use the calculation
listed below to determine the amount of VERSA-HRP and to adjust the amount of VG-69.)
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.6 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 5: Relaxed systems — FER-OX formulations.
Oil:Water Ratio ® 70:30 80:20
VERSACOAT (lb/bbl) 3 - 8 2 - 6
VERSAWET (lb/bbl) 1 - 2 2 - 3
VG-69 (lb/bbl) 2 - 10* 2 - 8*
Lime (lb/bbl) 2 - 4 2 - 4
Oil:Water Mud Weight Oil Water CaCl2 VG-69 FER-OX
Ratio (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
8.5 0.653 0.276 34.0 8 - 10 12.6
9 0.643 0.272 33.5 6 - 8 39.0
70:30
10 0.624 0.264 32.5 6 - 8 91.9
11 0.605 0.255 31.5 4 - 6 144.9
12 0.585 0.247 30.5 4 - 6 197.8
13 0.566 0.239 29.5 2 - 4 250.7
14 0.621 0.153 18.9 6 - 8 313.0
15 0.599 0.148 18.2 6 - 8 364.9
80:20 16 0.577 0.142 17.5 4 - 6 416.8
17 0.555 0.137 16.8 4 - 6 468.7
18 0.532 0.131 16.2 2 - 4 520.6
*See specific mud weights below.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
RELAXED VERSA SYSTEM FER-OX FORMULATION CHART
(25% BY WT CACL2 BRINE: 96% SALT PURITY)
(NOTE: VERSA-HRP or VERSAMOD may be needed for additional viscosity and gels depending on the base
oil used. VERSA-HRP is particularly applicable prior to transporting muds to the rig. Use the calculation
listed below to determine the amount of VERSA-HRP and to adjust the amount of VG-69.)
VERSA-HRP/VG-69 CALCULATION
Calculate the reduced VG-69 by multiplying
the amount of VG-69 listed in the table above
by 0.80:
VG-69 = VG-69 (lb/bbl) x 0.80
Calculate the amount of VERSA-HRP by multiplying
the amount of VG-69 listed in the
table above by 0.40:
VERSA-HRP = VG-69 (lb/bbl) x 0.40
Example:
Oil:water ratio 70:30
VG-69 (lb/bbl) 8 (from table above)
New VG-69 (lb/bbl) = 8 x 0.80 = 6.4
VERSA-HRP (lb/bbl) = 8 x 0.40 = 3.2
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.7 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
VERSAPORT SYSTEMS
VERSAPORT systems utilize elevated
low-shear-rate viscosities to provide
improved hole cleaning in high-angle
wells. A VERSAPORT system consists of
any VERSA system treated with an LSRV
rheology modifier. A VERSAPORT system
can be either a conventional or relaxedfiltrate
system. Either VERSAMOD or
VERSA-HRP can be used to modify the
LSRV of the conventional VERSA systems.
However, only VERSA-HRP is recommended
to modify the LSRV of
relaxed-filtrate VERSA systems. NOTE:
VERSAMOD is not used in relaxed systems
because it requires a high lime content to
be effective, and these systems do not
normally use a high lime content.
VERSAMOD is an organic gelling
agent that increases the LSRV and
gel strengths with minimal effect on
high-shear-rate viscosities. Increased
water content (lower OWR) improves
the performance of VERSAMOD, and the
concentration needed to achieve the
desired effect is lower. It also requires
the addition of a pound of lime for
each pound of VERSAMOD used to
achieve the desired effect. VERSAMOD
must be subjected to high shear
conditions or increased temperature
to fully yield its maximum effect.
Since most liquid mud plants do not
have the ability to expose VERSAMOD
to conditions that will fully activate
it, care must be taken not to overtreat
when mixing VERSAMOD or other fattyacid
additives at a mud plant. Once
on the rig, they will readily yield
when sheared through the bit and
exposed to temperature, producing
excessive rheological properties if
overtreated.
VERSA-HRP is the preferred viscosifier
to increase rheology for supporting
weight material prior to shipping the
mud to the rig. It yields better in the
mud plant and will produce a more
stable viscosity as the system is circulated
through the well. VERSA-HRP is a
polyamide gelling agent that increases
the yield point and gel strengths with
minimal effects on the plastic viscosity.
Unlike VERSAMOD, which interacts with
the emulsified water phase, VERSA-HRP
works on and requires active solids
(organophilic clay or drill solids) to
viscosify a fluid.
When engineering a VERSAPORT system,
a six-speed VG meter is required to
check the rheological properties. Tables
6 and 7 are formulation charts for conventional
VERSAPORT systems. The following
order of addition is recommended,
when mixing a VERSAPORT system:
1. Oil.
2. Organophilic clay (VG-69).
3. Lime.
4. VERSAMOD or VERSA-HRP.
5. VERSAMUL.
6. VERSACOAT (allow to mix for 20 min).
7. CaCl2 brine (add slowly).
8. Weight material.
9. VERSATROL I (allow to mix 30 to
60 min).
VERSAPORT
systems
utilize
elevated lowshear-
rate
viscosities…
When
engineering
a VERSAPORT
system, a
six-speed
VG meter is
required to
check the
rheological
properties.
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.8 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
*At higher mud weights, it is often advantageous to use a combination of VERSA-HRP and VERSAMOD at the mud plant to avoid excessive viscosity
after the fluid is displaced and circulated.
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 6: VERSAPORT system – barite formulations.
Oil:Water Ratio ® 60:40 70:30 80:20
VERSAMUL (lb/bbl) 6 - 8 5 - 7 4 - 6
VERSACOAT (lb/bbl) 0 0 - 1 0 - 1
Lime (lb/bbl) 8 - 10 8 - 10 8 - 10
VG-69 (lb/bbl) 1 - 3 1 - 3 1 - 3
VERSATROL I (lb/bbl) 0 - 4 2 - 5 3 - 6
VERSAMOD* (lb/bbl) 1 - 2 2 - 4 3 - 5
Oil:Water Mud Weight Oil Water CaCl2 M-I BAR
Ratio (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
8.5 0.549 0.361 44.6 10.0
60:40
9 0.539 0.354 43.7 37.4
10 0.517 0.340 41.9 92.2
11 0.496 0.324 40.2 147.0
12 0.550 0.233 28.7 217.9
70:30 13 0.525 0.222 27.4 272.0
14 0.500 0.211 26.0 326.0
80:20
15* 0.535 0.132 16.3 393.9
16* 0.506 0.125 15.4 447.2
*At higher mud weights, it is often advantageous to use a combination of VERSA-HRP and VERSAMOD at the mud plant to avoid excessive viscosity
after the fluid is displaced and circulated.
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 7: VERSAPORT system — FER-OX formulations.
Oil:Water Mud Weight Oil Water CaCl2 FER-OX
Ratio (lb/gal) (bbl) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
8.5 0.551 0.362 44.6 9.5
60:40
9.0 0.542 0.356 43.9 35.5
10 0.525 0.345 42.6 87.5
11 0.508 0.334 41.2 139.5
12 0.572 0.242 29.8 207.4
70:30 13 0.552 0.233 28.8 258.9
14 0.533 0.225 27.7 310.3
80:20
15* 0.580 0.143 17.6 376.0
16* 0.557 0.137 16.9 426.9
VERSAPORT SYSTEM FORMULATION CHARTS
(25% BY WT CACL2 BRINE: 96% SALT PURITY)
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.9 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
VERSACORE SYSTEMS
VERSACORE systems are all-oil or minimal
water-containing oil-base systems. These
systems are used most often for coring
operations where the invasion of drilling
fluid containing emulsified water or
changes in wettability from high concentrations
of emulsifiers and wetting
agents is undesirable. VERSACORE systems
can be formulated from any base oil,
using several approaches.
The difficulty with these all-oil systems
is obtaining adequate viscosity, just
as with the early oil-base muds. One
solution is to use a very high concentration,
15 to 30 lb/bbl, of asphaltic additives
such as VERSATROL I or STABIL HOLE.T
Another approach involves using the
combination of VERSA-HRP with an
organophilic clay and a lesser amount
of VERSATROL I. A third approach uses
the combination of some asphalt, some
organophilic clay and an oil-viscosifying
polymer. A number of such polymers
exist, and they require specific pilot testing
to identify an appropriate formulation.
Polymeric viscosifiers can be used
to further enhance the viscosity of the
basic VERSACORE system. Regardless of
the actual formulation, VERSACORE systems
develop more viscosity when special
high-yielding organophilic clays are
used, such as VG-HT or VERSAVERT VIS.
These systems can be formulated
with minimal amounts of emulsifier
and wetting agent because they do
not contain added water. In addition,
the selection of an emulsifier and wetting
agent is less important. In fact,
the selection of a powerful emulsifier
and wetting agent (such as VERSAMUL
and VERSAWET as is normally used
in other oil-base systems) may be
undesirable due to their ability to change
wettability. Systems can be easily formulated
with just 1 lb/bbl VERSAMOD
and 1 lb/bbl VERSACOAT so that core
wettability is affected less. Although
no water is added to the system, they
usually pick up water from the pits
during the displacement and while
drilling so that actual water contents
are in the 3 to 5% range.
Low HTHP values are a very good
indicator of the ability of a coring fluid
to minimize fluid invasion. One advantage
to using a high concentration of
VERSATROL I is the low HTHP values.
Bridging agents are extremely important
in minimizing core invasion in
addition to low HTHP values. Barite
and ground calcium carbonate (such as
LO-WATEE or SAFE-CARBE) are excellent
bridging agents. The quantity and the
particle size distribution of the bridging
agent are important. As a general rule of
thumb, 15 to 30 lb/bbl of a bridging
agent with a median particle size onehalf
to one-third the largest pore-throat
diameter is needed to initiate bridging.
Table 8 gives VERSACORE formulations
using LO-WATE (calcium carbonate) as a
bridging agent and M-I BAR for density.
When mixing a VERSACORE system,
the following order of addition is
recommended:
1. Oil.
2. Organophilic clay.
3. VERSA-HRP.
4. Lime.
5. Emulsifier or wetting agent: VERSACOAT,
VERSAMOD, VERSAWET, VERSAMUL, etc.
(allow to mix for 20 min).
6. VERSATROL I (allow to mix for 30 to
60 min).
7. Weight materials.
VERSACORE
systems are
all-oil or
minimal
watercontaining
oil-base
systems.
Low HTHP
values are
a very good
indicator of
the ability
of a coring
fluid to
minimize
fluid
invasion.
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.10 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
*VG-HT, VERSAVERT VIS or similar high-yielding organophilic clay.
**1 lb/bbl VERSACOAT and 1 lb/bbl VERSAMOD are recommended.
NOTE: 1 lb/bbl is equal to 2.85 kg/m3.
Table 8: Generic VERSACORE formulations.
Emulsifier
Mud Organo- and Wetting
Weight Oil clay* VERSA-HRP Agent** Lime LO-WATE VERSATROL I M-I BAR
(lb/gal) (bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl) (lb/bbl)
7.5 0.91 11.4 3.8 2 - 4 1 - 2 16.3 16.3 9
8.0 0.89 11.0 3.7 2 - 4 1 - 2 16.0 16.0 35
9.0 0.86 10.2 3.4 2 - 4 1 - 2 15.5 15.5 88
10.0 0.83 9.4 3.1 2 - 4 1 - 2 15.0 15.0 141
11.0 0.79 8.6 2.9 2 - 4 1 - 2 14.5 14.5 194
12.0 0.76 7.8 2.6 2 - 4 1 - 2 14.0 14.0 247
13.0 0.73 7.0 2.3 2 - 4 1 - 2 13.5 13.5 300
14.0 0.70 6.2 2.1 2 - 4 1 - 2 13.0 13.0 353
15.0 0.66 5.4 1.8 2 - 4 1 - 2 12.5 12.5 406
16.0 0.63 4.6 1.5 2 - 4 1 - 2 12.0 12.0 459
17.0 0.60 3.8 1.3 2 - 4 1 - 2 11.5 11.5 512
18.0 0.57 3.0 1.0 2 - 4 1 - 2 11.0 11.0 565
VERSACORE System Formulation Chart
LO-WATE and M-I BAR
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.11 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
BASE OILS
This section describes the typical properties
of some base oils used for VERSA
systems that are listed in Table 9.
Diesel oil composition may differ
somewhat from one refiner to another,
but most #2-grade diesel is acceptable
for use in oil-base muds without requiring
changes in mud formulations. Some
refiners add pour-point suppressants to
their diesel oils in cold climates (and
change the grades they sell) during the
winter months. This may affect the performance
of mud additives. The diesel
oil should be pilot tested if this is
suspected to be a problem.
Mineral oils vary widely in composition
and properties depending on the
crude oil, refining process and “cut.”
The properties of mineral oil from one
company are usually consistent, but
the properties of mineral oils from different
companies vary widely. One
method used to compare mineral oils is
the aromatic content. Various methods
exist for measuring and reporting the
aromatic content of oils. One proposed
standard is called the Polycyclic (or
polynuclear) Aromatic Hydrocarbon
(PAH) content reported as phenanthrene.
These phenanthrene aromatic
values are approximately 1⁄10 of normal
reporting values, considerably less than
the values normally used to express
aromatic content. Using this PAH measure,
standard mineral oils such as used
in VERSACLEAN systems contain ~0.35%
PAH as phenanthrene.
Ultra-low-toxicity systems, such as the
VERSAVERT system, use base mineral oils
that may be classified as Enhanced
Mineral Oil (EMO). These are highly
purified materials having lower PAH
content. One proposed standard for
EMOs is to have a PAH content of
about 0.001% as phenanthrene.
Products
System VERSADRIL VERSACLEAN VERSAVERT
Base oil #2 diesel Mineral oil Enhanced mineral oil
Density (SG) 0.83 - 0.86 0.80 - 0.86 0.81
Viscosity
(cSt* at 106°F) 3 - 4 2 - 3 3 - 4
Flash point (°F) 150 (130 min.) 212 (150 min.) >239
Pour point (°F) 14 -0.4 -74
Aniline point (°F) 149 (135 min.) 169 (150 min.) 194
Aromatics (normal
reporting units) 18 - 30% 1 - 15% nil
Aromatics PAH
(as phenanthrene) ~3% ~0.35% ~0.001%
ADDITIVES
VERSAMUL is a blend of liquid emulsifiers,
wetting agents, gellants and fluidstabilizing
agents. It is used as the
primary emulsifier in the conventional
VERSA systems and can often be used as
the only product needed to form the
basic oil-in-water emulsion. VERSAMUL
reacts with lime to form calcium
soap. This calcium soap acts as the
emulsifier in the tightly emulsified
conventional low-filtrate systems.
Initial system formulations require
4 to 10 lb/bbl (11.4 to 28.5 kg/m3),
depending on the properties desired
and other components in the system.
For VERSAMUL to function effectively,
one pound of lime must be added for
every pound of product. An excess
lime content of 3 lb/bbl must be
*cSt = centistokes.
Table 9: Typical base oil properties.
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.12 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
maintained. VERSAMUL forms an
extremely tight emulsion and is
stable at high temperatures.
VERSACOAT surfactant is a multi-functional
liquid additive used as a wetting
agent for the conventional VERSA systems
and as a primary emulsifier in the
relaxed VERSA systems. Secondary benefits
include improved thermal stability
and HTHP filtration control. The product
is effective over a wide temperature
range and in the presence of contaminants.
VERSACOAT also reduces the
adverse effects of water contamination.
Initial system formulations require
from 1 to 8 lb/bbl (2.85 to 22.8 kg/m3),
depending on desired properties and
other components in the system. This
polyamide-base material is a versatile
and economical additive.
VERSAWET surfactant is a concentrated
liquid and powerful oil-wetting
agent used in relaxed-filtrate systems
where the excess lime content is less
than 2 lb/bbl. It is an excellent wetting
agent that is especially effective in
systems using difficult-to-wet FER-OX
(hematite). Initial system formulations
require 1 to 4 lb/bbl VERSAWET (2.85 to
11.4 kg/m3). It is also effective at oilwetting
barite and drill solids, and at
reducing the adverse effects of water
contamination. VERSAWET is an oil-base
mud thinner and wetting agent at low
alkalinity but acts more like an emulsifier
at high alkalinity. Overtreatment
with VERSAWET will thin the mud at
low alkalinity and viscosify it at high
alkalinity.
VG-69 organophilic clay is the primary
viscosifier and gelling agent used
in most oil-base systems. VG-69 is an
amine-treated bentonite, which provides
viscosity and gel structure to
increase carrying capacity and suspension
properties, providing support for
weight materials and improved cuttings
removal. VG-69 also aids in filtercake
formation and filtration control.
Typical concentrations range from
2 to 10 lb/bbl (5.7 to 28.5 kg/m3).
Depending on the base oil, higher concentrations
of VG-69 may be needed to
have the same rheological properties as
a comparative diesel-oil mud. In addition,
VG-69 does not yield as rapidly
in some base oils and when mixing
new fluids in mud plants. Care must
be taken not to overtreat because when
it is exposed to shear and temperature in
the well it will fully yield. Water acts as
a polar activator in these systems, and
the performance of VG-69 is enhanced
by lower oil-to-water ratios (higher
water content).
VG-PLUS organophilic clay is an
improved viscosifier and gelling additive
for all non-aqueous fluids, including
NOVA synthetic-base and VERSA oil-base
systems. VG-PLUS is an amine-treated
bentonite that improves the carrying
capacity, gel strength and suspension
of weight material. It will also assist in
improving filter-cake quality and filtration
control. VG-PLUS has particular
application in mixing plants and when
building new fluids, to provide viscosity
for fluids that have not been exposed to
shear and temperature. Typical concentrations
range from 2 to 10 lb/bbl (5.7 to
28.5 kg/m3). Water acts as a polar activator
in these systems and the performance
of VG-PLUS is enhanced by lower
oil-to-water ratios (higher water content).
VG-HT organophilic clay is a premium
viscosifier and gelling agent
for use in VERSA oil-base/pseudo-oilbase
and NOVA synthetic-base systems
exposed to high temperatures. This
high-quality, amine-treated hectorite is
used to increase carrying capacity and
suspension properties, providing support
for weight materials and improved
drill cuttings removal in high-temperature
wells. VG-HT also aids in filtercake
formation and filtration control.
Typical concentrations range from 2
to 10 lb/bbl (5.7 to 28.5 kg/m3). Water
acts as a polar activator in these systems
and the performance of VG-HT
VERSACOAT
also reduces
the adverse
effects of
water contamination.
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.13 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
is enhanced by lower oil-to-water
ratios (higher water content).
Calcium chloride (CaCl2) salt is used
in most oil-base mud systems to reduce
the activity (Aw) of the mud for shale
inhibition. High-purity (95 to 98%
purity) granular or powdered calcium
chloride is preferred to tech grade (77
to 80% purity) or flaked products. Care
should be taken to identify the grade
of CaCl2 that is being used when preparing
VERSADRIL and VERSACLEAN systems.
Granular or powdered CaCl2 should
be used instead of flakes or pellets,
especially when it is being added to
an existing mud. Stock 11.6 lb/gal calcium
chloride brine used for workovers
and completions can be diluted and
used instead of sacked materials. See
the appropriate salt table for activity
vs. percent-by-weight salt correlation
in the Non-Aqueous Emulsion chapter.
Lime (hydrated or slaked lime —
Ca(OH)2) is used in all oil-base muds for
alkalinity control to increase the POM
and maintain some excess lime. In conventional
systems, it is used in higher
concentrations as a source of calcium
for forming calcium soaps with the primary
emulsifiers. It is used in all oil-base
mud systems as a source of alkalinity
when drilling acid gases (CO2 and H2S).
Quick lime (CaO) is sometimes used
as a source of calcium and alkalinity
in oil-base muds. In humid or wet
(rainy) environments, hydrated lime
should be used instead of quick lime.
In conventional systems, quick lime
will react with the emulsifiers to form
calcium soaps. Quick lime reacts with
water to evolve heat and form calcium
hydroxide (lime, Ca(OH)2). The evolution
of heat may be helpful in building
emulsions. Quick lime can be used
in oil-base mud systems as a source
of alkalinity when drilling acid gases
(CO2 and H2S). CAUTION: Quick lime
is a highly reactive chemical and should
not be used in situations where it might
come into contact with water, such as
high humidity and rainy climates! When
it gets wet, heat is generated that can
cause fire or injury. Quick lime is a strong
irritant and precautions should be taken
to prevent inhalation and skin exposure.
VERSA-HRP, a polyamide liquid,
increases the yield point and gel
strengths of both conventional and
relaxed filtrate systems with minimal
effects on the plastic viscosity. The primary
application of VERSA-HRP is the
mixing of new VERSA systems, but it can
be used with any type of oil to increase
the carrying capacity and improve its
shear-thinning characteristics. The recommended
concentration of VERSA-HRP
for the initial makeup of new fluids is
1 to 4.5 lb/bbl (2.85 to 12.83 kg/m3)
of VERSA-HRP in combination with 4
to 12 lb/bbl (11.4 to 34.2 kg/m3) of
organophilic clay. VERSA-HRP can also
be used in sweeps and viscosified spacers.
VERSA-HRP does not viscosify oil. It
requires active solids (organophilic clay
or drill solids) to viscosify. NOTE:
VERSA-HRP should be pilot tested before
it is added to a mud system.
VERSA SWA, an amphoteric surfactant
for all oil-base muds, is a powerful supplemental
wetting agent that aids in
oil-wetting solids. It can reverse waterwetting,
even in badly contaminated
muds. It is particularly useful when
complex salts are drilled or water flows
are encountered. Small treatments (usually
less than 1 lb/bbl) are adequate.
The product is a supplemental wetting
agent intended only to be used in conjunction
with the primary wetting
agent, and is often kept in inventory
as a contingency item. Pilot testing is
recommended before treatment.
VERSAMOD, an organic gelling agent, is
a liquid rheology profile modifier for oilbase
mud systems. It increases the LSRV
and gel strengths with minimal effect
on its high-shear-rate viscosities. Its primary
application is in large-diameter
directional wells where improved hole
cleaning is needed. Water improves the
Granular or
powdered
CaCl2 should
be used
instead
of flakes
or pellets…
Quick lime
is a highly
reactive
chemical and
should not
be used in
situations
where it
might come
into contact
with water…
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.14 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
performance of VERSAMOD and the concentration
needed to achieve the desired
effect is less at low oil:water ratios.
Normal concentrations range from
1 to 4 lb/bbl (2.85 to 11.4 kg/m3) of
VERSAMOD, depending on the brine
content. The VERSAPORT system uses
VERSAMOD to obtain its rheology profile.
It requires the addition of a pound of
lime for each pound of VERSAMOD used,
to achieve the desired effect. Because of
the lime requirement, VERSAMOD is not
as effective in relaxed-filtrate systems as
it is in conventional systems.
VERSATROL I gilsonite is a temperaturestable,
naturally occurring weathered
asphalt. It is an effective filtrationcontrol
additive and plugging agent
that can be used at bottom-hole temperatures
up to and in excess of 400°F.
VERSATROL I enhances emulsion stability
and imparts minimum viscosity
increases. Treatments range from
2 to 8 lb/bbl (5.7 to 22.8 kg/m3) of
VERSATROL I as a fluid-loss-control
agent in most systems. Pilot testing
should be conducted to determine the
actual concentration needed for each
application. At high concentrations,
VERSATROL I can be used to increase
the viscosity of the system. Difficultto-
viscosify fluids like VERSACORE will
use between 15 and 30 lb/bbl (43 to
86 kg/m3) of VERSATROL I to obtain
adequate viscosity.
VERSALIG amine-treated lignite is
used as a fluid-loss-control agent.
VERSALIG is an alternative to the commonly
used gilsonite/asphalt base
fluid-loss agents like VERSATROL I or
STABIL HOLE. Recommended treatments
range from 2 to 12 lb/bbl (5.7 to 34.2
kg/m3) for most applications. Pilot
testing should be conducted to determine
the concentration for each
application.
VERSATHIN, a liquid, oil-base mud dispersant,
is designed to reduce the yield
point and gel strengths. Additions of
VERSATHIN result in a less-viscous fluid
without the need for dilution or changing
the oil:water ratio. Recommended
treatment levels range from 1 to 2 lb/bbl
(2.85 to 5.7kg/m3) ofVERSATHIN.VERSATHIN
tends to work best in high solids-muds
as it tends to disperse aggregating solids.
NOTE: VERSATHIN must be pilot tested
before being added to a mud system.
VERSAVERT P primary emulsifier blend
is based on polyamides and modified
fatty acids designed for use in the
VERSAVERT system. It is a primary emulsifier
or “basic package” and can be used
alone to form tight water-in-oil emulsions.
It is particularly effective when
used in conjunction with VERSAVERT S.
This product is similar in function to
VERSAMUL (in a conventional system)
and has application in many systems.
VERSAVERT S secondary emulsifier is
used in the VERSAVERT system to provide
high emulsion stability and solids
wetting. It is primarily a secondary
emulsifier. Although it can be used
alone to form a water-in-oil emulsion,
it is more effective when used in conjunction
with VERSAVERT P. This product
is similar in function to VERSACOAT
(in a conventional system) and has
application in many systems.
VERSAVERT F filtration additive is a
resin copolymer used in the VERSAVERT
system. It is used to provide supplementary
fluid-loss control and has
application in many systems.
The
VERSAPORT
system uses
VERSAMOD
to obtain
its rheology
profile.
VERSATHIN
tends to work
best in high
solids-muds…
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.15 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
It is difficult to specify exact ranges for
mud properties such as the plastic viscosity,
yield point and gel strengths due
to the wide range of applications. Many
variables affect the value of these properties
including the base oil’s properties;
temperature; the type, size and concentration
of solids; oil:water ratio; brine
concentration; and the overall stability
of the mud. Determining whether these
properties are in the correct range for a
given mud weight depends heavily on
the fluid properties needed for the well
conditions. For example, a high yield
point and gel strengths are needed for
carrying capacity in large-diameter
holes, but these properties may not be
desirable in small-diameter holes with
mud of the same weight.
Plastic viscosity should be maintained
at minimum values to optimize bit
hydraulics and penetration rates. If the
plastic viscosity trends upward over a
period of time without increases in the
mud weight, it usually indicates that
fine solids are building up in the mud.
Increases in the volume percent solids
even from weight material will increase
the plastic viscosity. Decreases in the
oil:water ratio (higher water content)
will increase the plastic viscosity.
Yield point and gel strengths are governed
by two requirements. The first is
the need to maintain sufficient thixotropy
(gel structure) to suspend weight
material and cuttings, plus provide carrying
capacity. The second requirement
is to minimize annular pressure losses
and Equivalent Circulating Densities
(ECDs). The yield point and gel strengths
can be increased with additions of
VG-69, VERSAMOD or VERSA-HRP. They
can be reduced with additions of
VERSATHIN or the base oil.
The allowable solids content depends
on the oil:water ratio, the water-phase
density and the volume and specific
gravity of the solids. Solids are abrasive,
and they increase the cake thickness,
plastic viscosity, pressure losses, the
need for chemical treatments and the
likelihood of water wetting the solids.
The low-gravity solids should be kept
as low as economically possible with
solids-control equipment.
The alkalinity (POM or VSA) of an oilbase
mud is an indication of the excess
lime in the mud. The POM of a conventional
controlled filtrate system should
be maintained above 2.5 cm3 of 0.1 N
sulfuric acid. The emulsion may become
unstable if the POM of a conventional
system falls below 2.5 for an extended
period of time. The POM is normally
maintained at 1 to 2 cm3 of 0.1 N sulfuric
acid in relaxed filtrate systems to
buffer against acid gases. NOTE: M-I bases
all recommendations concerning alkalinity
treatments on the API VSA (POM) method. If
the operator desires, M-I will determine the
POM by both the API method and the “Back
Titration” method. However, all treatment
decisions will be made exclusively based on
the API POM (direct) method.
The HTHP filtrate (300°F and 500
psi) of conventional systems is usually
less than 10 cm3. Low filtrates reduce
the loss of expensive fluids to the formation
and reduce the likelihood of
differential sticking in highly permeable
formations. Relaxed systems normally
do not use a filtration-control
additive, and may contain some water
in the HTHP filtrate.
Properties
Plastic
viscosity
should be
maintained
at minimum
values to
optimize bit
hydraulics
and penetration
rates.
Low filtrates
reduce
the loss of
expensive
fluids to the
formation…
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.16 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
EMULSION STABILITY
The Electrical Stability (ES) is a relative
indication of emulsion stability. It is
a measure of the voltage required to
break down the emulsion and allow the
emulsified water droplets to connect
(i.e., coalesce) allowing electrical current
to flow. Strong emulsions require high
voltages to coalesce the water droplets
and break down the emulsion. The
electrical stability is recorded in volts.
There are several main factors that
affect electrical stability:
• Water content. As the water content
increases, the distance between the
water droplets decreases, allowing
for easier electrical circuit completion
through coalescence and a
reduction in the electrical stability.
• Water-wet solids. A water-wet solid
has a thin film of water on its surface
that functions to conduct electricity
like a water droplet. Solids in an invert
emulsion reduce electrical stability
when they become water-wet.
• Emulsification. The degree of emulsification
affects water droplet size.
Droplets are normally larger in new
and unstable mud systems, resulting
in low emulsion-stability values.
Increased shear and temperature
exposure will form smaller droplets
and a better emulsion. This increases
electrical stability values as does
increased emulsifier and wetting
agent concentration.
• Temperature. The temperature at
which the electrical stability measurement
is made will change the
value obtained. This temperature
should always be recorded with the
electrical stability value. For trend
analysis, the same temperature
should be used.
• Type of solids. The type of solids in
the mud will influence the electrical
stability. For example, FER-OX (hematite)
and other iron oxide materials
may reduce the electrical stability of
an invert emulsion mud.
Electrical stability is an important
indicator of emulsion stability, but it
should not be used as an absolute value
or indication of its condition. A mud
with a high but declining electrical stability
may not be as stable as a mud
with a lower but stable electrical stability.
Muds with extremely low emulsion
stability will have filtrate and rheological
indications as well as low and
declining electrical stability values. Low
electrical stability may be a cause for
concern, but an established trend of
declining electrical stability values is
more serious and requires immediate
action. The electrical stability values are
relative to the system from which they
are recorded. A well-defined downward
trend or a rapid drop indicates the
emulsion is weakening.
Electrical stability measurements
should be made and recorded routinely.
These values should be plotted
so trends can be easily seen. Trends
upward or downward indicate changes
in the system. An analysis of sequential
mud checks will indicate possible
causes of the change.
SALINITY AND CONTROLLED ACTIVITY
Calcium chloride (CaCl2) content
should be tested by titration and compared
with the AW of the cuttings
when running a controlled activity
mud. The CaCl2 content of the mud
should be maintained at a concentration
that will balance or be equal to
the AW of the formation. CaCl2 concentrations
above 38% are not recommended
due the near saturation of the
brine, which can cause fluid instability.
Salt crystallization from supersaturated
solutions heating and cooling
can produce water-wet solids and
unstable emulsions. Sodium chloride
and complex blends of magnesium,
Strong
emulsions
require high
voltages to
coalesce
the water
droplets
and break
down the
emulsion.
The CaCl2
content of
the mud
should be
maintained
at a concentration
that
will balance
or be equal
to the AW
of the
formation.
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.17 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
potassium, calcium and sodium chloride
brines can also be used in the internal
phase. A variety of other organic
non-chloride materials can be used to
decrease the activity of the water phase
in addition to the inorganic chloride
salts like sodium and calcium chloride.
Water activity (AW) is a measure of
the chemical potential for water to be
transferred between mud and shales.
Activity is measured using the vapor
pressure (relative humidity) of shale or
mud, or it can be estimated based on
the chemical composition of the brine
(salinity). Pure water has an AW of 1.0.
Calcium chloride brines used in most
non-aqueous emulsion muds have an
AW between 0.8 (22% wt) and 0.55
(34% wt). Lower values for activity
are more inhibitive.
Clay-containing formations swell
and are weakened by the adsorption
of water. The possibility exists that the
water from an emulsion mud can alter
shales if the AW of the shale is lower
than the activity of the mud. The key
to inhibition is to “balance” the activity
of the mud with that of the shale so
that the adsorption of water onto the
shales is theoretically reduced to zero.
The transfer of water between an
emulsified brine and a shale is often
compared to osmosis. In osmosis, a
solvent (water) diffuses through a semipermeable
membrane from a low concentration
of solute or salt, to a high
concentration of solute or salt, to equalize
the concentrations. The theory of
controlled activity describes the oil-base
or synthetic fluid and emulsifiers surrounding
the water droplets as a semipermeable
membrane. Shale control
using this controlled (or balanced) activity
is limited mainly to oil-base and synthetic
emulsion muds. Water-base muds
containing additives (such as glycols
and silicates) exhibit only weak semipermeable
membrane characteristics.
CaCl2 is normally used to obtain
activities from 1.0 to 0.40. Sodium chloride
(NaCl) may be used to obtain activities
from 1.0 to 0.75 (saturated NaCl).
A wide variety of alternative internalphase
chemicals can be used to reduce
activity. However, many alternative
materials may not provide sufficiently
low activity to achieve adequate inhibition.
Most shales were formed in
marine environments containing complex
salts with calcium chloride, magnesium
chloride and sodium chloride
the most common salts present. These
complex salts often have a greater affinity
for water than sodium chloride
brine, even when saturated. Calcium
chloride brines are used as the internal
phase of most oil-base muds as they
can balance the formation salinity of
most formations.
When CaCl2 is added to a saturated
NaCl brine, the activity is reduced but
the effect is not cumulative. Activity is
based on mutual solubility. Since CaCl2
has a greater solubility than NaCl,
sodium chloride will precipitate as fine
solids at conditions above saturation.
The activity of mud and shale samples
is measured with a hygrometer.
The sample being checked is placed in
a flask and tightly sealed with a stopper
containing the hygrometer probe. The
sample is given time to equalize the
moisture content of the air space in the
flask. The percent relative humidity,
corrected for temperature, is recorded
as the “Activity” (decimal value) of
the sample.
VERSA systems can be formulated with
either CaCl2 or NaCl brines. The use of
these salts in combination is not recommended,
as the solubility of NaCl
is limited in the presence of CaCl2.
AW is a
measure of
the chemical
potential for
water to be
transferred
between mud
and shales.
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.18 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
The following section applies to displacing
an existing mud with an oilbase
mud. Many of the principles used
here also apply to displacing an oilbase
mud with cement or a water-base
mud. However, the spacers used would
be different.
SUMMARY
11. Have a predisplacement meeting
with tool pusher, company man
and mud engineer to discuss displacement
procedure and coordinate
sequence of events.
12. Drill out and perform leak-off or
formation-integrity tests.
13. Prior to the displacement, condition
existing wellbore fluid to
obtain the minimum acceptable
viscosity and gel strengths.
14. Have all oil-base mud on location
prior to displacement.
15. Have bit on bottom or close to
bottom as the oil-base mud clears
the bit.
16. Use large-mesh screen on shale
shaker during displacement and
1 to 2 circulations afterward.
17. Spacers generally should be 200 to
500 ft in length.
a) Water (water-base in hole).
b) Viscosified oil or viscous oil mud.
18. Use pump rates to obtain
turbulent flow.
19. Do not stop or slow pumps for
any reason.
10. Reciprocate and rotate drill pipe
during displacement.
DISPLACEMENT TECHNIQUES
The most efficient type of displacement
occurs when the total volume
of oil-base mud can be displaced in
one rapid, continuous operation without
stopping or slowing the pumps.
Regardless of the displacement technique
used, there are several factors
common to all displacements that
influence a good displacement and
prevent cross contamination.
• Density. It is desirable to have the displacing
fluid slightly heavier than the
fluid being displaced. Because the displacing
fluid is below the fluid being
displaced in the annulus, the heavier
density maintains segregation of the
two fluids (the lighter fluid tends to
float, the heavier fluid tends to sink).
If a lower-density, oil-base mud must
be used to displace a higher density
fluid, it may be advantageous to
reverse circulate.
• Spacers. The ideal spacer would thin
the fluid, maintain turbulence of the
fluid being displaced and viscosify the
displacing fluid. The difference in the
viscosity at the interface reduces the
tendency of the fluids to intermix.
Conditioning the existing fluid to
reduce the viscosity and yield point is
just as important as the spacer fluid.
Reducing viscosity, using a thinning
spacer and turbulent flow in the fluid
being displaced reduces channeling
and intermixing. Spacer volume is
usually selected based on some annular
length, with a 200- to 500-ft (61-
to 152-m) column in the annulus
being typical. These lengths should
be selected with well control and
other engineering factors considered.
Typical spacers are:
1. Water-base being displaced with
oil-base:
• Water or,
• Water, followed by viscosified oil
or viscous oil-base mud.
2. Oil-base being displaced with
water-base:
• Oil or,
• Oil, followed by viscosified water
or viscous water-base mud.
Displacements
It is desirable
to have the
displacing
fluid slightly
heavier
than the
fluid being
displaced.
Oil-Base Systems
Oil-Base Systems 12.19 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
CHAPTER
12
• Pipe position and movement. Drill
pipe is usually not positioned concentrically
even in a vertical well, and will
be close to the wall of the hole. This
eccentric annulus causes fluids to
channel up through the larger side of
the hole (just like the hole-cleaning
situation in a horizontal well). This
leaves a portion of the annular cross
section uncirculated so that old mud is
left behind the drill pipe on the narrow
side of the hole. For this reason,
the pipe should always be rotated and
reciprocated during all displacements.
Rotating the pipe forces the mud from
behind the pipe out into the flow
stream and moves the pipe around in
the annulus. This changes the flow
path and allows the entire cross section
to be circulated, producing a
more uniform displacement.
• Pump rate. Displacements should
always be done at a pump rate high
enough to ensure turbulent flow, if
possible. The velocity profile in turbulent
flow is flat and covers all of
the annulus, with only a small
boundary layer. This accomplishes
several things. It results in minimal
intermixing of the two fluids. It promotes
a more thorough displacement
of the mud in the hole by “scrubbing”
the hole with turbulence, and
it can clean wall cake better if an
open hole section is exposed.
• Contamination. Contamination of
some of the displacing fluid by the
fluid being displaced may occur. Any
fluid that is noticeably contaminated
with water-base mud or wall cake
should be discarded. The remaining
contamination should be treated with
emulsifier and/or wetting agent to
ensure that water becomes emulsified
and that the solids are in an oil-wet
condition. Pretreatment for contamination
is not recommended. The
most effective treatments can be
made after the displacement.
• Conditioning and stabilization.
Once an oil-base mud system has
been displaced, a period of circulating
and conditioning time is required
before it becomes fully stabilized. This
is especially evident in newly prepared
systems. Contamination from
the waterbase mud system during the
displacement can destabilize a system,
making the importance of a good
displacement even more important.
After displacement, it is usually necessary
to use higher than normal treatments
for a few days until the system
becomes stabilized. These increased
treatments may include emulsifiers,
wetting agents and viscosifiers.
• Completed displacement indicators.
In some instances, it is difficult
to identify when the displacing fluid
returns to the shale shaker, especially
when minimal intermixing occurs
so that a viscous interface is not
seen. Occasionally a few sacks of
Lost-Circulation Material (LCM) are
pumped in the leading edge of the
displacing fluid as a marker. While
pit volume and pump strokes are the
best measures to use, other indicators
listed below aid in determining
when the displacement is complete
or when to start returning mud to
the active pits:
1. Mud weight measurements, if the
weight of the two fluids differ.
2. Electrical stability measurements
or pH.
3. Change in viscosity.
4. Change in color or surface
appearance from grainy to
glossy or shiny.
5. Presence and subsequent elimination
of water-wet solids on the
shaker screens.
Drill pipe is
usually not
positioned
concentrically
even in a
vertical
well…
The velocity
profile in
turbulent
flow is flat
and covers
all of the
annulus,
with only
a small
boundary
layer.
Oil-Base Systems
CHAPTER
12
Oil-Base Systems 12.20 Revision No: A-0 / Revision Date: 03·31·98
Lost circulation with oil muds can
quickly become intolerable due to
the costs involved. In some instances,
the chances of losing returns increase
with oil-base drilling fluids due to the
viscosifying effect of pressure on oil
as compared to water. Consequently,
strict controls must be maintained to
minimize the viscosity and/or circulation
rate. This will reduce the annular
pressure losses and decrease the
risk of losing circulation.
Another reason for the increased risk
of losing returns with oil-base muds is
their low leak-off values. The properties
of oil make it an excellent fracture fluid,
thereby increasing the chance of breaking
down the formation. Its oil-wetting
character hinders the formation’s healing.
For this reason, oil muds are not
recommended for testing casing shoes
and fracture pressures.
Increasing pump rates too rapidly after
connections and trips can cause lost circulation
with oil-base fluids. Oil muds
thin with increasing temperatures generated
while circulating and thicken with
lower temperatures during periods of
quiescence. The failure to bring the
pumps up to speed slowly can put
much higher circulating pressures on
the formation. It is not uncommon
for circulating standpipe pressures to
decrease more than 100 psi as the mud
heats to circulating temperature.
The procedures to follow in the event
of lost circulation are similar to those
with a water-base mud system. The use
of LCM pills may be helpful under certain
conditions. From 30 to 50 lb/bbl
(86 to 143 kg/m3) of lost-circulation
material should be spotted at the thief
zone. It is recommended that medium
and/or fine grades of mica and/or
NUT PLUGT be used in these pills. A
blend of sized calcium carbonate particles
has been used successfully in some
areas. Fibrous, shredded materials such
as wood fiber, shredded newspaper,
etc. should be used with caution due
to their detrimental effects upon the
emulsion. In instances of severe lost
circulation, a specially formulated
high-fluid-loss diatomaceous earth
slurry squeeze (DiasealT M type), gunk
squeeze or a cement squeeze may be
the most practical approach.
In the most severe cases of lost circulation,
where procedures have failed
to regain total returns, the oil-base
system should be displaced with a
conventional water-base mud system.
Lost Circulation
Packer Muds
VERSA system fluids make excellent
packer fluids for leaving in the annulus
above a tubing packer after the well
is completed. An oil-base packer offers
the advantages of excellent temperature
stability over long periods of time,
excellent weight suspending characteristics
and lasting protection of the
metal goods from the effects of corrosion.
Few, if any, water-base mud
systems can offer these advantages
simultaneously. For a more thorough
discussion of this application see the
section on packer fluids in the chapter
on Non-Aqueous Emulsions.
Increasing
pump rates
too rapidly
after connections
and
trips can
cause lost
circulation
with oil-base
fluids.

 
 
Glycol System
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ۳:٠۸ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱۳
 

 

Glycol System

 

 

 

SYSTEM INFORMATION & GUIDELINES

 

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

The benefits realised with the Glycol System system include: -

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

 

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

 

Principal Application;

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

 

The GLY-DRILL™ System

Products

+

Technology

Shale Inhibition

 

Glycol software

Shale Stabilisation (encapsulation)

 

Quantification

Glycols

 

Shale characterisation

Viscosifiers

 

 

Fluid Loss Control

 

 

Salinity

 

 

Alkalinity

 

 

 


 

Shale Inhibition

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

 

 

 

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

• Pore pressure transmission

• Capillary effects

• Cloud point behaviour

 

Pore Pressure Transmission

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

 

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

 

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

 

 

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

 

 

 

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

 

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

 

Capillary Effects

 

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

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

Cloud Point Behaviour

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

 

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

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

 

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

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

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

 

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

 

Cloud Point

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Engineering Cloud Point

 

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

 

• water salinity

• glycol concentration

 

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

 

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

 

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

 

 

 

 

 

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

 

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

 

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

 

Shale Inhibition and Drilling Performance

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

 

Above the Cloud Point

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

 

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

 


 

 

Below the Cloud Point

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

 

 

 

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

 

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

 

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

 

 

 

 

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

 

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

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

 

 

Formation Damage

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

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

 

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

 

Filter Cake

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

 

Well Clean-Up

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

 

Viscosity Effect

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Shale Stabilisation

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

 

GLY-DRILL System Additives           

 

 

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

 

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

 

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

                    

 

 

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

 

 

 

 

 

 

Viscosifiers

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

 

Fluid Loss Control

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

 

Salinity

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

 

Alkalinity (pH)                      

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

 

Technology

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

 

Quantification

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

 

 

Shale Characteristics

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


 
 
سیمان و افزایه های شیمیائی مربوطه
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:۳٩ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱۳
 

"سیمان و افزایه های شیمیائی مربوطه"

ردیف

نوع ماده شیمیایی

نام ماده شیمیایی

کاربرد ماده شیمیایی

مشخصات فیزیکی /شیمیایی ماده

1

Light Weight Additives

Bentonite

این ماده کاهنده وزن و افزاینده حجم دوغاب سیمان میباشد.

- پودری به رنگ زرد کمرنگ

S.G = 2.65 -

Bulk Density = 60 lb/ft3 -

Absolute Volume = 0.0453 gal/lb -

Dylite.Diacel

- پودری با رنگ قهوه ای کم رنگ

S.G=2.10 -

Bulk Density = 16.7 lb/ft3 -

Absolute Volume = 0.0572 gal/lb -

2

Accelerators

CaCl2

این ماده تسریع کننده زمان بندش دوغاب سیمان میباشد و نیز در غلظتهای پائین کاهنده ویسکوزیته و در غلظتهای بالا افزاینده ویسکوزیته میباشد.

-     پودر جامد سفید رنگ- بی بو

-     S.G = 1.96

-     Bulk Density = 51 lb/ft3

-     Absolute Volume = 0.0612 gal/lb

-     PH  = 10

NaCl

این ماده در غلظتهای پائین به عنوان تسریع کننده زمان بندش  کاربرد دارد( و در غلظتهای بالا به عنوان تند کننده زمان بندش دوغاب سیمان کاربرد دارد.)

- جامد سفید کریستالی – بی بو

-  قابلیت انحلال آن در 100 سی سی آب در دمای 20 درجه سانتیگراد ،7/35 گرم است.

S.G= 2.17 -

Bulk Density = 71 lb/ft3-

3

Dispersants

CD-31

این ماده کاهنده اصطکاک درونی و پائین آورنده گرانروی دوغاب میباشد

-     پودری با وزن ملکولی بالا

-     S.G = 1.35

-     Absolute Volume = 0.0889 gal/lb

CD-32

-     پودری با رنگ قهوه ای روشن – بوی ملایم

-     قابل انحلال در آب

-     S.G = 1.34

Absolute Volume = 0.0895 gal/lb

CD-1B

 

DIS-13

-     پودری به رنگ قرمز

-     قابل انحلال در آب

-     PH(1%Solution)  = 7 - 9

D-065

-     پودر قهوه ای رنگ – بوی خفیف

-     قابل انحلال در آب در دمای  F ْ68

-     S.G = 0.8(680f)

-     Bulk Density = 608 kg/m3

PH (@ 10 g/l & 680f  ) = 9 - 11 -

4

Retarders

CR-128

این ماده کند کننده زمان بندش دوغاب سیمان در دماهای بالا میباشد.(H.T.R)

 

R12-s

-     به شکل پودر

 Bulk Density = Approx  620 kg/m3+10 % -

-     Active Matter = Approx 97%

- PH(10 % Solution)  =Approx 7- 8.5

- Temperature Stability = max 2600C

R-5s

این ماده کند کننده  زمان بندش دوغاب سیمان از دمای کم تا متوسط میباشد.

-     پودر قهوه ای رنگ

-     قابل انحلال در آب

-     S.G =  1.28-1.36

D-013

این ماده کند کننده زمان بندش دوغاب سیمان در دماهای پائین میباشد.(L.T.R)

-     پودر قهوه ای رنگ- بوی خفیف

-     قابل انحلال در آب

-     S.G = 1.2

-     Bulk Density = 480 kg/m3

-     PH  = 8.6

5

Fluid Loss Controller

FL-3

این ماده کنترل کننده عصاره دوغاب در دماهای بالا میباشد.F.L.C(H.T)

-  پودری با دانه های نرم

Bulk Density = Approx 580 kg/m3 +10% -

-     PH (10 % Solution) =6. 5-8. 5

-     Active Matter = Min 92%

CFL-109

این ماده کنترل کننده عصاره دوغاب در آبهای شیرین میباشد.F.L.C(F.W)

-     پودری به رنگ کرم روشن

 

6

Cements

Cement class A

این سیمان جهت سیمانکاری لوله های جداری سطحی و تزریقی بصورت خالص یا همراه با افزایه از سطح زمین تا عمق 6000 فوت(1830 متری) و تا دمای

  F ْ170 بکار میرود.

-     S.G =3.16

-     Absolute Volume = 0.0051 ft 3/ lb

Cement class D

این سیمان جهت سیمانکاری لوله های جداری ،آستری و تزریقی از عمق6000 (1830 متری) تا عمق 10000 فوت(3050متری) بصورت خالص یا همراه با افزایه و تا دمای  F ْ230 بکار میرود.

-     S.G =3.15

-     Absolute Volume = 0.0051 ft 3/ lb

Cement class E

این سیمان جهت سیمانکاری لوله های جداری ،آستری و تزریقی از عمق6000 (1830 متری) تا عمق 14000 فوت(4270متری) و در شرایط حاد حرارت و فشار تا دمای  F ْ290 بکار میرود.

-     S.G = 3.16

-     Absolute Volume = 0.0051 ft 3/ lb

Cement class G

این سیمان جهت سیمانکاری لوله های جداری از سطح زمین تا عمق 8000 فوت(2440 متری) و تا دمای  F ْ200 بکار میرود.

-     S.G =3.18

-     Absolute Volume = 0.0051 ft 3/ lb

7

Gilsonite

-

این ماده کاهش دهنده وزن دوغاب و کنترل کننده گمشدگی دوغاب سیمان میباشد.

-     پودری جامد با دانه های ریز(نوعی هیدروکربن)

-     S.G =1.07

8

Heavy Weight

Additives

Hidense

این ماده به عنوان یک ماده وزن افزا در سیمانهای سنگین می باشد.

- پودری مایل به قرمز با دانه های بسیار نرم- بی بو

-  غیر قابل انحلال در آب

S.G=5.2 -

Bulk Density = 165 lb/ft3 -

Absolute Volume = 0.0231 gal/lb -

9

Magneset

-

از این ماده جهت نصب مجرابند در مخازن نفت و گاز استفاده می شود.

- پودری نرم به رنگ قهوه ای روشن مایل به زرد و خاکستری- بی بو

-  قابلیت انحلال کمتر از 1 درصد

S.G= 3 -

Bulk Density = 89.5 lb/ft3 -

Absolute Volume = 0.039968 gal/lb -

10

Magneset Retarder

-

این ماده کند کننده زمان بندش دوغاب مگنستی میباشد.

-     جامد سفید رنگ- بی بو

-     S.G =  1.7

-     Boil Point =  3200C

-     PH(5 % Solution)  = 9.3

11

magneset thinner

CD-1F

این ماده رقیق کننده دوغاب مگنستی میباشد.

 

-     مایع قهوه ای رنگ – بوی ملایم

-     قابل انحلال در آب

-     S.G =  1.21

-     Boil Point = 100 0C

Freezing Point = -4 0C –

- PH(2 % Solution)  =Approx 7.5

12

Silica Four

-

کنترل کننده استحکام سیمان در دمای بالاتر از  F ْ230 میباشد.

- به شکل پودر

- غیر قابل انحلال در آب

S.G=2.65 -

Bulk Density = 70 lb/ft3 -

Absolute Volume = 0.0456 gal/lb -

13

Boric Acid

-

این ماده هم به عنوان کند کننده زمان بندش دوغاب (Retarder) و هم به عنوان کاهنده اصطکاک درونی دوغاب(Dispersant) کاربرد دارد.

-     پودر جامد سفید رنگ

-     S.G = 1.730

-     Bulk Density = 52.50 lb/ft3

-     PH (3.89% Solution) = 9. 3

14

Spacers

Novosolve

در عملیات سیمانکاری از این ماده به عنوان حائل میان گل و سیمان استفادهمیشود.

-     مایع شفاف رنگ 

-     S.G@ 160C = 0.96-0.97

-     Vapour Pressure = 120 pa @ 250 C

-     Flash Point = 680 / Closed Cup

-     PH  =Approx  5

15

Anti Foam

FP-9L

این ماده از بین برنده کف موجود در دوغاب سیمان میباشد

-     مایع زرد کم رنگ

-     قابل انحلال در آب

-     S.G = Approx  0.86

-     Boil Point = Approx  2050C

-     Pour Point = Less than  50C

16

Gas Block Additive

CFL-386

این ماده از مهاجرت گاز از سازند به درون دوغاب جلوگیری مینماید

 

-     مایع سفید غیر شفاف

-     S.G = Approx  1.02

-     PH  = 7 - 9

-     Activity = 50% nominal


 
 
دستور العملهای ارزیابی مواد گل حفاری
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:٢٩ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱۳
 

دستور العملهای ارزیابی مواد گل حفاری

ردیف

       عنوان دستورالعمل

   کد سند

صفحه

توضیحات

1-

2-

3-

4-

5-

6-

7-

8-

9-

10-

11-

12-

13-

14-

15-

16-

17-

18-

19-

20-

21-

22-

23-

24-

25-

26-

دستورالعمل ارزیابی باریت

دستورالعمل ارزیابی لایمستون پودر

دستورالعمل ارزیابی فروبار

دستورالعمل ارزیابی بنتونایت

دستورالعمل ارزیابی آهک

دستورالعمل ارزیابی کلسیم اکساید

دستورالعمل ارزیابی کاستیک سودا

دستورالعمل ارزیابی کربنات سدیم

دستورالعمل ارزیابی بی کربنات سدیم

دستورالعمل ارزیابی پتاسیم کلراید

دستورالعمل ارزیابی سدیم کلراید

دستورالعمل ارزیابی کلسیم کلراید

دستورالعمل ارزیابی کلسیم بروماید

دستورالعمل ارزیابی زینک کربنات و اکساید

دستورالعمل ارزیابی نشاسته سیب زمینی

دستورالعمل ارزیابی نشاسته گندم

دستورالعمل ارزیابی صمغ طبیعی

دستورالعمل ارزیابی کربوکسی متیل سلولز کم قوام

دستورالعمل ارزیابی کربوکسی متیل سلولز پرقوام

دستورالعمل ارزیابی اکسی پلیمر

دستورالعمل ارزیابی پک پرقوام

دستورالعمل ارزیابی پک کم قوام

دستورالعمل ارزیابی پک آر

دستورالعمل ارزیابی میکا درشت

دستورالعمل ارزیابی میکا متوسط

دستورالعمل ارزیابی صدف آهکی متوسط

WQTE452/2000

WQTE452/2100

WQTE452/2200

WQTE452/2300

WQTE452/2400

WQTE452/2500

WQTE452/2600

WQTE452/2700

WQTE452/2800

WQTE452/2900

WQTE452/3000

WQTE452/3100

WQTE452/3200

WQTE452/3300

WQTE452/3400

WQTE452/3501

WQTE452/3600

WQTE452/3700

WQTE452/3800

WQTE452/3900

WQTE452/4000

WQTE452/4100

WQTE452/4200

WQTE452/4300

WQTE452/4400

WQTE452/4500

 

 

 

 

 

 

ردیف

         عنوان دستورالعمل

  کد سند

صفحه

توضیحات

27-

28-

29-

30-

31-

32-

33-

34-

35-

36-

37-

38-

39-

40-

41-

42-

43-

44-

45-

46-

47-

48-

49-

50-

51-

52-

دستورالعمل ارزیابی صدف آهکی درشت

دستورالعمل ارزیابی پوست گردو

دستورالعمل ارزیابی فوم آب شیرین

دستورالعمل ارزیابی فوم آب شور

دستورالعمل ارزیابی ضد کف (آنتی فوم)

دستورالعمل ارزیابی دی ام ای (آب شور)

دستورالعمل ارزیابی اف ال سی گل روغنی

دستورالعمل ارزیابی ویسکازیفایر گل روغنی

دستورالعمل ارزیابی گل روغنی O.M.C

دستورالعمل ارزیابی امولسیون ساز اولیه وثانویه گل روغنی

دستورالعمل ارزیابی پکیج گل روغنی

دستورالعمل ارزیابی گل پایه روغنی و پایه آبی عملیاتی

دستورالعمل ارزیابی گازوئیل (روغنی)

دستورالعمل ارزیابی بیت لوب

دستورالعمل ارزیابی پایپ لاکس

دستورالعمل ارزیابی ماده ضد خوردگی H2S

دستورالعمل ارزیابی چادر برزنتی

دستورالعمل ارزیابی آنالیز آب

دستورالعمل ارزیابی گل های تحقیقاتی کاربردی

دستورالعمل ارزیابی فایبرلاک

دستورالعمل ارزیابی ریگ واش

دستورالعمل ارزیابی زینک بروماید

دستورالعمل ارزیابی STABILE HOLE

دستورالعمل بازرسی ونمونه گیری ازمحموله های گل حفاری

دستورالعمل  گزارش آمار سالیانه آزمایشات

دستور العمل ارزیابی وزن مخصوص مواد پودری به روش لوشاتلیه

WQTE452/4600

WQTE452/4700

WQTE452/4800

WQTE453/4900

WQTE452/5000

WQTE452/5100

WQTE452/5200

WQTE452/5300

WQTE452/5400

WQTE452/5500

WQTE452/5600

WQTE452/5700

WQTE452/5800

WQTE452/5900

WQTE452/6000

WQTE452/6100

WQTE452/6200

WQTE452/6300

WQTE452/6400

WQTE452/6500

WQTE452/6600

WQTE452/6700

WQTE452/6800

WQTE452/6900

WQTE452/7000

WQTE452/7100

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی باریت

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت باریت از نظر PH، وزن مخصوص، میزان گرانروی، دانه بندی، مقدار مواد جامد محلول در آب و مقدار فلزات قلیایی خاکی محلول بر اساس استاندارد:

API SPEC. 13A. FEB. 2004 و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/6700

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

باریت ماده ای وزن افزا با وزن مخصوص GR/CM3 2/4 می باشد که در گلهای حفاری بعنوان ماده وزن افزا جهت تأمین وزن مخصوص بیشتر از 75PCF در لایه های غیر تولیدی مانند گچساران استفاده می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3         تعیین میزان PH :

35 گرم باریت را با 350 میلی لیتر آب شهر مخلوط کرده، PH آنرا توسط کاغذ PH سنج یا دستگاه PH متر اندازه می گیریم.  مخلوط را به دمای F 180 رسانده و مجدداً PH  آن اندازه گیری می شود.

2-3  وزن مخصوص:

وزن مخصوص باریت با روش لوشاتلیه انجام می گیرد.  به این صورت که حدود 200 گرم باریت را در OVEN خشک می کنیم.  در ظرف لوشاتلیه تا خط نشان صفر،  نفت می ریزیم و به مدت یکساعت در حمام آب با دمای ثابت F89 قرار می دهیم تا حداکثر انبساط نفت را پس از یکساعت یادداشت کنیم (حجم اولیه). باریت خشک شده را در استوانه ای فلزی ریخته (با ضربه زدن به استوانه حباب هوا بین ذرات را خارج می کنیم) تا کاملاً پر شود.  استوانه و باریت داخل آن وزن می شود و به عنوان وزن اولیه یادداشت می شود.  پس از یکساعت که نفت حداکثر انبساط خود را در دمای F 890 پیدا کرد، ظرف لوشاتلیه را از حمام خارج کرده و باریت خشک شده درون استوانه فلزی را  به آن اضافه می کنیم تا ارتفاع نفت بعد از اضافه شدن باریت به 18 برسد.  (حین ریختن باریت، به ظرف لوشاتلیه ضربات خفیف وارد  می کنیم تا باریت چسبیده شده به دیواره ظرف در نفت قرار گیرد) ظرف لوشاتلیه را مجدداً در حمام آب قرار می دهیم. 

 

 

 

استوانه فلزی همراه باریت باقیمانده در آن را مجدداً وزن کرده به عنوان وزن ثانویه یادداشت می کنیم پس از یک ساعت حجم لوشاتلیه را خوانده بعنوان حجم ثانویه یادداشت می کنیم.

 
 

وزن ثانویه  -  وزن اولیه =     M  

حجم اولیه  -  حجم ثانویه =V     

 

 

 

 

جدول (1-3) مکمل روش لوشاتلیه بوده و برای تأیید صحت این روش می توان از این جدول نیز استفاده کرد.

3-3         تعیین میزان گرانروی:

با استفاده از فرمول روبرو: 

=مقدار باریت مورد نیاز

(2/4) وزن مخصوص باریت D=

حجم آب مقطر جهت آزمایش (CC 250) V=

ماکزیمم وزن مخصوص گل با افزایش باریت (GR/CC  5/2)d2=

(GR/CC 1) وزن مخصوص آب  مقطرd1=

 

مقدار باریت مورد نیاز 927 گرم می باشد که در 250 میلی لیتر آب مقطر ریخته، مخلوط می کنیم وزن آنرا توسط ترازوی گل تعیین می کنیم که باید عدد GR/CC 5/2  را نشان دهد.  گل ساخته شده را به مدت 24 ساعت درون ظرف شیشه ای در بسته قرار می دهیم. پس از 24 ساعت گل را به مدت 10 دقیقه مخلوط می کنیم و توسط دستگاه ویسکومتر،600  را خوانده گرانروی ظاهری را محاسبه
 می کنیم.

 

        =گرانروی ظاهری

پس از آن به گل 3/2 گرم گچ اضافه کرده، 10 دقیقه مخلوط می کنیم و مجدداً 600و گرانروی ظاهری را بدست می آوریم.

4-3         تعیین دانه بندی با شستشو بوسیله الک:

از دوالک با مش های200 و 325 استفاده می کنیم به هر کدام 100 گرم باریت اضافه کرده و با آب تحت
فشار  PSI15 شستشو می دهیم،  تا جائیکه آب خارج شده از زیر الک زلال باشد.  الک ها را در OVEN خشک کرده مقدار باریت هر کدام را وزن می کنیم و بر حسب درصد وزنی ثبت می کنیم.

 

 

 

 

5-3         مقدار مواد جامد محلول در آب:

25 گرم باریت را به 50 میلی لیتر آب مقطر در ارلن مایر اضافه کرده 5 دقیقه هم می زنیم.  حدود5 دقیقه ساکن نگه می داریم.  با استفاده از کاغذ صافی 42 صاف می کنیم.  50 میلی لیتر آب مقطر گرم روی مواد جامد مانده در ارلن مایر ریخته و مراحل بالا را تکرار می کنیم.  برای بار سوم این کار را با 50 میلی لیتر آب مقطر سرد تکرار می کنیم پس از سه مرحله حدود  CC 150 صاف آب درون ظرف شیشه ای خواهیم داشت.  ظرف شیشه ای را روی دستگاه تبخیر که قبلاً روشن شده، قرار می دهیم تا آب درون ظرف
شیشه ای کاملاً تبخیر شود.  ظرف شیشه ای را درون OVEN قرار می دهیم تا کاملاً خشک شود.  ظرف شیشه ای محتوی رسوب خشک را وزن می کنیم و از کم کردن این وزن از وزن ظرف شیشه ای خالی، وزن مواد جامد محلول در آب بدست می آید.  برای رسیدن به درصد مواد جامد محلول در آب عدد حاصل را در 4 ضرب می کنیم.

6-3  تعیین مقدار فلزات قلیایی خاکی محلول:

100 گرم باریت را به 100 میلی لیتر آب مقطر اضافه کرده، روی دستگاه لرزان (شیکر) هم می زنیم.
10 دقیقه همزدن و 10 دقیقه سکون، سه مرتبه تکرار می کنیم.  فاز مایع را با استفاده از کاغذ صافی 42 صاف کرده صاف آب را در ظرف شیشه ای جمع می کنیم.

در یک ارلن مایر، CC50 آب مقطر، 6-5 مقطر بافر،6-5 قطره شناساگر E.B.T و CC 10
صاف آب نمونه ریخته، روی هم زن مغناطیسی قرار داده بوسیله محلول ورسونایت (EDTA) PPM 400 تیتر می کنیم تا رنگ قرمز محلول تبدیل به رنگ آبی شود.

 

مقدار ورسونایت مصرفیx 400=درصد مواد قلیایی خاکی

                                10

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی لایمستون پودر (کربنات کلسیم)

  1. 1.     هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت لایمستون پودر از نظر وزن مخصوص، دانه بندی و میزان مواد نا محلول در اسید،  بر اساس استانداردNISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره QTE452/6600    

 

  1. 2.     دامنه کاربرد:

این ماده جهت افزایش وزن مخصوص گلهای پایه آبی و روغنی و سیالات تکمیلی حفاری تا PCF 90 و خصوصاً در حفاری لایه های تولیدی بدلیل محلول بودن در اسیدکلریدریک استفاده می شود.  میزان مصرف آن بستگی به وزن مخصوص گل حفاری مورد نیاز دارد.

 

  1. 3.     شرح کار:

1-3     تعیین مواد نامحلول در اسید:

10 گرم پودر نمونه را در بشر ریخته، به آرامی 300 میلی لیتر اسید کلریدریک 15% به آن اضافه می کنیم و 20 دقیقه هم می زنیم. برای ته نشین شدن مواد جامد چند دقیقه ساکن نگه می داریم، بر روی کاغذ صافی 42 توزین شده، صاف کرده تمام محتویات بشر را روی کاغذ صافی منتقل می کنیم.  در پایان کاغذ صافی را با آب مقطر شستشو داده و کاغذ صافی را در OVEN خشک کرده، توزین می کنیم تا وزن رسوب بر روی کاغذ صافی بدست آید.  درصد مواد نامحلول از ضرب 10 در وزن مواد نا محلول بر روی کاغذ صافی بدست می آید.

2-3  تعیین وزن مخصوص:

1-2-3    روش لوشاتلیه:   مراجعه شود به دستورالعمل شماره (WQTE 452/2000) – (2-3)

2-2-3    روش عملیاتی:

16  گرم نشاسته گندم را با 350 میلی لیتر آب نمک اشباع به مدت 20 دقیقه مخلوط کرده، 113 گرم لایمستون پودر به آن اضافه می کنیم و به مدت 15-10 دقیقه مخلوط می کنیم و بوسیله ترازوی گل وزن مخصوص گل اندازه گیری می شود که باید عدد PCF 85 را نشان دهد.

3-3  شستشو بوسیله الک:

از سه الک با مش های 100، 200 و 325 استفاده کرده، به هر کدام 100 گرم لایمستون پودر اضافه می کنیم.  تحت فشار 15 PSI بوسیله آب شستشو می دهیم تا جائیکه آب خارج شده از زیر الک زلال باشد.  الک ها را دستگاه OVEN قرارداده پس از خشک شدن محتویات آنها را وزن می کنیم.  باقیمانده روی هر الک را از میزان کل (100GR)  کم نموده و مقدار عبوری را که به صورت درصد وزنی ثبت نموده، گزارش می کنیم.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی فروبار

  1. 1.     هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت فروبار از نظر وزن مخصوص، مقدار PH، دانه بندی، میزان مواد جامد محلول در آب و میزان فلزات قلیایی خاکی براساس استانداردهای:
 NISOC DRILL. SPEC.و API SPEC.13A, FEB.2004  وثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/6800

 

  1. 2.     دامنه کاربرد:

فروبار ماده ای است وزن افزا با وزن مخصوص GR/CC 7/4 که برای افزایش وزن مخصوص گل تحت شرایط خاص در عملیات استفاده می شود.

 

  1. 3.     شرح کار

1-3         تعین­ مقدار PH :

35 گرم فروبار رادر 350 میلی لیتر آب مقطر مخلوط کرده، PH آنرا در دمای اتاق و دما  F180قرائت
 می کنیم.

2-3  تعین مقدار وزن مخصوص:

همانند روش لوشاتلیه در دستورالعمل شماره WQTE452/2000 –(2-3) انجام می شود.

3-3         تعیین دانه بندی با شستشو بوسیله الک:

همانند دستورالعمل شماره WQTE452/2000  - (4-3) انجام شود.

4-3  تعیین مقدار مواد جامد محلول در آب:

همانند دستورالعمل شماره WQTE452/2000 (5-3) انجام می شود.

5-3  تعیین مقدار فلزات قلیایی خاکی محلول:

همانند دستورالعمل شماره WQTE452/2000 – (6-3) ا نجام می شود.

6-3         ارزیابی خاصیت جذب مغناطیسی:

100 گرم فروبار را روی یک صفحه کاغذی ریخته و بوسیله آهن ربا، آهن های آنرا جدا می کنیم تا وقتی که از عدم وجود ذرات آهن در فروبار مطمئن شویم میزان آهن جدا شده را وزن می کنیم. مقدار بدست آمده درصد آهن در فروبار خواهد بود.


 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی بنتونایت

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت بنتونایت از نظر بازدهی، آب از دست دادگی، رطوبت و دانه بندی بر اساس استانداردهای API SPEC. 13A, FEB. 2004 و NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/6900

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

بنتونایت خاک رس از نوع مونت موریلونایت میباشد که افزاینده ویسکوزیته گل های حفاری و ایجاد کننده حالت ژله ای در مایعات حفاری آب شیرین و آب دریا می باشد.  همچنین کاهش دهنده صاف آب می باشد و همراه پلیمرها ایجاد اندود غیر قابل نفوذ در دیواره چاه می نماید.  مقدار مصرف در گل های حفاری
25-10 پوند در بشکه می باشد.

 

  1. 3.  روش کار:

1-3         ارزیابی بازدهی:

سه مقدار تقریبی بنتونایت را بطور جداگانه در 400 میلی لیتر آب مقطر مخلوط کرده به گونه ای که سه گرانروی مختلف به شرح زیر به ما بدهد:

25-20  CP            20-15CP            15-10CP

پس از مخلوط کردن بنتونایت و آب مقطر به مدت 15 دقیقه، دیواره تراش کرده و 10 دقیقه دیگر نیز مخلوط می کنیم.  گرانروی ظاهری (  (  را بوسیله دستگاه VISCOMETER اندازه گیری می کنیم زمانی که سه گرانروی مورد نظر بدست آمد، سه گل را به مدت 24 ساعت در سه ظرف شیشه ای دربسته نگهداری می کنیم.  پس از 24 ساعت گل ها را 10 دقیقه به هم زده و مجدداً گرانروی ظاهری آنها قرائت می شود.

سه گرانروی بدست آمده را بر روی نمودار نیم لگاریتمی مخصوص منتقل کرده، سه نقطه را بهم وصل می کنیم (نمودار بر حسب گرانروی بر مقدار بنتونایت برداشته شده می باشد) نقطه 15 از  محور عمودی (گرانروی) را به خط رسم شده از سه گرانروی ظاهری عمود کرده، نقطه بدست آمده را بر محور افق عمود می کنیم. عدد بدست آمده را یادداشت می کنیم.

0.4 + (مقدار برداشتی بنتونایت جهت CP 15برای CC 100 آب  100)= بازدهی (YP)

 

 

 

در این صورت میزان آب (بر حسب M3 ) مورد نیاز برای اینکه با یک تن بنتونایت مخلوط شود و گرانروی
 CP 15 را بدهد، بدست خواهد آمد.  (یک تن بنتونایت باید بتواند بیشتر از 16 متر مکعب آب مقطر را به گرانروی CP 15 برساند)

2-3         ارزیابی میزان آب از دست دادگی

گلهای ساخته شده برای آزمایش ارزیابی بازدهی را درون سیلندرهای دستگاه FILTER PRESS ریخته، تحت فشار PSI100به مدت 30 دقیقه قرائت کرده، میزان آب از دست دادگی را تعیین می کنیم.

مقادیر آب از دست دادگی بدست آمده را روی جدول نیمه لگاریتمی منتقل کرد، آنها را به هم وصل
می کنیم.  نقطه 7.5 روی خط افق (مقدار مصرف بنتونایت) را به خط راست کشیده شده با سه نقطه آب از دست دادگی عمود کرده و از آنجا به محور عمودی وصل می کنیم.  این نقطه میزان آب از دست دادگی را نشان خواهد داد.  (بر مبنای مصرف 5/7 گرم بنتونایت در CC 100 آب مقطر میزان W.L را
تعیین می کنیم)

1-4         ارزیابی رطوبت:

10 گرم از بنتونایت را در دستگاه رطوبت سنج به مدت 60 دقیقه تحت دمای C  110 قرار می دهیم و میزان رطوبت را از صفحه نمایشگر قرائت می کنیم.

4-3  ارزیابی دانه بندی توسط الک تر:

14گرم بنتونایت را در350 میلی لیتر آب مقطر به مدت 15 دقیقه مخلوط کرده به آن 2 /. گرم سدیم ارتوفسفات اضافه می کنیم و به مدت 5 دقیقه مخلوط می کنیم.  مخلوط بدست آمده را روی الک بامش 200 ریخته و با آب با فشار PSI 15می شوییم.  الک را در OVEN خشک کرده،  وزن رسوب باقیمانده روی الک را یادداشت می کنیم.

 

     100 وزن جامد باقیمانده روی الک   =درصد جامد باقیمانده روی الک

                                   14

5-3         ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

100 گرم بنتونایت را روی الک بامش 100 ریخته به مدت 15 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار می دهیم.  باقیمانده بنتونایت روی الک را وزن می کنیم.  درصد ذرات باقیمانده روی الک 100 بدست  می آید.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی آهک

  1. 1.     هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت آهک از نظر میزان رطوبت و PH، دانه بندی و میزان درجه خلوص بر اساس استاندارد .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:  452/7000

 

  1. 2.     دامنه کاربرد:

به منظور افزایش PH در گل های پایه آبی و تامین حالت قلیایی در گل های پایه روغنی به منظور تشکیل صابون کلسیمی جهت ایجاد پایداری بهتر و تشکیل امولسیون با ثبات تر به کار می رود. میزان مصرف 1-5/ . پوند در بشکه در گل های پایه آبی و +12 پوند در بشکه برای
گل های روغنی می باشد.

 

  1. 3.     شرح کار:

1-3         ارزیابی درجه خلوص بر اساس هیدرات کلسیم:

5/. گرم از آهک خشک شده در OVEN را در بشر ریخته، CC 25 آب مقطر به آن اضافه کرده ، بوسیله همزن مغناطیسی خوب مخلوط می کنیم و مقداری حرارت می دهیم. 3 تا 5 قطر شناساگر فنل فتالئین اضافه می کنیم تا رنگ محلول ارغوانی شود.  با اسید سولفوریک نرمال تیتر می کنیم.  تا جائیکه رنگ محلول سفید شیری رنگ شود، به محلول چند دقیقه زمان می دهیم تا مطمئن شویم رنگ محلول سفید شده و اثری از رنگ صورتی در آن نباشد.  جهت اطمینان CC 10 اسید سولفوریک اضافه روی محلول می ریزیم و مدت نیم ساعت به آرامی و با اعمال حرارت مخلوط می کنیم. در نهایت با محلول سود نرمال تیتر می کنیم تا رنگ محلول ارغوانی شود.

 

CC 10+ مقدار مصرفی اسید سولفوریک = حجم کل مصرفی اسید سولفوریک نرمال

مقدار مصرفی سود نرمال  - حجم کل مصرفی اسید سولفوریک  = مقدار واقعی اسید سولفوریک نرمال

100× 37./ .  × مقدار نرمال واقعی اسید سولفوریک نرمال  = درجه خلوص آهک

5/ .

 

2-3         ارزیابی مقدار رطوبت:

مقدار 10 گرم آهک را در ترازوی حرارتی رطوبت سنج به مدت یک ساعت تحت دمای  C110 قرار می دهیم. پس از یک ساعت، میزان رطوبت را از روی صفحه دیجیتال قرائت می کنیم.

3-3  ارزیابی PH :

مقدار یک گرم آهک را در CC 350 آب شهر مخلوط نموده با دستگاه PH متر، PH آنرا قرائت می کنیم.

4-3  ارزیابی دانه بندی بوسیله الک تر:

از دو الک با مش های 30 و 60 استفاده کرده به هر کدام 100 گرم آهک اضافه کرده با آب فشار 20-15 PSI شستشو می دهیم  تا جایی که آب زلال از الک خارج شود.  الک ها را دستگاه OVEN خشک کرده، باقیمانده روی الک ها را جداگانه وزن می کنیم، از صد کم کرده و مقدار مواد عبور داده شده از الک ها گزارش می شود.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کلسیم اکساید

  1. 1.    هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت کلسیم اکساید از نظر درجه خلوص، دانه بندی و میزان رطوبت و PH ، براساس استانداردNISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/7100

 

  1. 2.    دامنه کاربرد:

اکسید کلسیم جهت تبدیل عامل امولسی فایر به صابونهای پایه کلسیمی بکار می رود که این حالت باعث بهبود وضعیت خواص فیزیکی امولسیون های معکوسINVERTED) EMULSION) می شود.

در اثر مجاورت با رطوبت، ئیدراته شده و به ئیدروکسید کلسیم یا LIME تبدیل می شود.

   گرما CaO + H20              Ca (OH)2 +   

 

  1. 3.    شرح کار:

1-3  ارزیابی درجه خلوص:

5 /. گرم ازکلسیم اکساید خشک شده در OVEN را  در بشر ریخته، CC 25 آب مقطر به آن اضافه می کنیم و بوسیله همزن مغناطیسی خوب مخلوط می کنیم و مقداری حرارت می دهیم.  3 تا 5 قطره شناساگر فنل فتالئین اضافه می کنیم تا رنگ محلول ارغوانی شود. با اسیدسولفوریک نرمال تیتر می کنیم تا جائیکه رنگ محلول سفید شیری رنگ شود.  به محلول چند دقیقه زمان می دهیم تا مطمئن شویم رنگ محلول سفید شده و اثری از رنگ صورتی در آن نباشد.  جهت اطمینان CC10 اسید سولفوریک اضافه روی محلول می ریزیم و مدت زمان نیم ساعت به آرامی و با اعمال حرارت مخلوط می کنیم.  در نهایت با محلول سود نرمال تیتر می کنیم تا رنگ محلول ارغوانی شود.

 

CC10+ مقدار مصرفی اسید سولفوریک = حجم کل مصرفی اسید سولفوریک نرمال

مقدار مصرفی سود نرمال  - حجم کل مصرفی اسید سولفوریک  = مقدار واقعی اسید سولفوریک نرمال

100X 37./ . X   مقدار واقعی اسید سولفوریک N  = درجه خلوص کلسیم اکسید

                                      5/ .


 

 

2-3         ارزیابی مقدار رطوبت:

مقدار 10 گرم کلسیم اکسید را در ترازوی حرارتی رطوبت سنج به مدت یک ساعت تحت دمای
 C  110 قرار می دهیم پس از یکساعت، میزان رطوبت را از روی صفحه دیجیتال قرائت
می کنیم.

3-3         ارزیابی PH :

مقدار یک گرم کلسیم اکسید را در CC350 آب شهر مخلوط نموده با دستگاه PH متر، PH آنرا قرائت می کنیم.

4-3         ارزیابی دانه بندی:

از دو الک با مش های 30 و 60 استفاده کرده به هر کدام 100گرم کلسیم اکساید اضافه کرده با آب با فشار 20-15 PSI شستشو می دهیم تا جایی که آب زلال از الک خارج شود.  الک ها را در دستگاه OVEN خشک کرده باقیمانده روی الک ها را جداگانه وزن می کنیم، از صد کم کرده و مقدار مواد عبور داده شده از الک ها گزارش می شود.

 

 


 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کاستیک سودا (هیدروکسید سدیم)

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت کاستیک سودا از نظر درجه خلوص و PH بر اساس استاندارد
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/7200

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

برای افزایش PH مایعات حفاری از این ماده استفاده می شود.  همچنین در ایجاد قلیایی لازم برای پراکنده شدن ذرات رسی به منظور ایجاد بازدهی بهتر در گل های حفاری بکار می رود در ایجاد PH بالا به منظور کنترل خوردگی و کاهش آلودگی های ناشی از کلسیم و منیزیم
(به صورت ئیدروکسید) نیز کاربرد دارد.

3.   شرح کار:

2-3         ارزیابی درجه خلوص:

5 /. گرم نمونه هیدروکسید سدیم را در ارلن مایر ریخته و 35 سی سی آب مقطر به آن اضافه می کنیم.  ظرف را روی همزن برقی قرار داده تا خوب مخلوط شود.  سپس چند قطره فنل فتالئین اضافه می کنیم تا رنگ محلول ارغوانی گردد.  توسط اسید سولفوریک نرمال تیتر
می کنیم.

درجه خلوص= حجم مصرفی اسید سولفوریک  8

                                  

2-3  ارزیابی مقدار PH:

یک گرم از نمونه هیدروکسید سدیم را در 350 میلی لیتر آب معمولی به مدت 10 دقیقه مخلوط کرده و توسط دستگاه PH متر، میزان PH آن اندازه گیری می شود.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کربنات سدیم (سودا اش)

 

0

0

7

2

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت کربنات سدیم از نظر درجه خلوص و میزان قلیائیت بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/7300

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت رسوب دادن یون کلسیم محلول در گل های پایه آبی (بصورت رسوب کربنات کلسیم) با PH پائین مورد استفاده قرار می گیرد.  مقدار مصرف بستگی به مقدار کلسیم محلول در حفاری دارد و مقدار 2-1 پوند بر بشکه حد میانگین استفاده بوده ولی تا رسیدن به حد مطلوب قابل افزایش است.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3         ارزیابی درجه خلوص:

یک گرم نمونه را به CC 50 آب مقطر اضافه کرده و روی همزن برقی خوب به هم می زنیم.  5 قطره شناساگر فنل فتالئین اضافه نموده تا رنگ محیط ارغوانی شود.  سپس با اسید سولفوریک 10/ N نرمال تیتر کرده تا رنگ محیط سفید شود.

درجه خلوص= حجم اسیدسولفوریک مصرفی  06/1

 

2-3         ارزیابی میزان قلیایی:

یک گرم نمونه را در CC 350 آب معمولی به مدت 10 دقیقه مخلوط کرده و سپس توسط دستگاه PH متر، PH آنرا اندازه گیری می کنیم.

 

 

 


 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی  بی کربنات سدیم

 

0

0

8

2

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی وکنترل کیفیت بی کربنات سدیم ازنظردرجه خلوص و میزان قلیائیت براساس استاندارد:

NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/7400

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت رسوب دادن یون کلسیم محلول ناشی از آلودگی سیمان یا ایندرید (گچ متبلور) در گلهای حفاری پایه آبی با PH بالاتر از 3/8 به کار برده می شود.

مقدار مصرف از 5/ . پوند در بشکه شروع و تا رسیدن به حد مطلوب قابل افزایش است.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3         ارزیابی درجه خلوص:

یک گرم نمونه را به CC 50 آب مقطر اضافه کرده و روی همزن برقی خوب به هم می زنیم.  5 قطره شناساگر فنل فتالئین اضافه نموده تا رنگ محیط ارغوانی شود.  سپس با اسید سولفوریک
10/ N نرمال تا رسیدن به رنگ سفید تیتر می کنیم.

 

درجه خلوص= حجم اسید سولفوریک مصرف شده  68/1

2-3         ارزیابی میزان قلیایی:

یک گرم نمونه را در CC 350 آب معمولی به مدت 10 دقیقه مخلوط کرده و سپس توسط دستگاه PH متر، PH  آنرا اندازه گیری می کنیم.


 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی پتاسیم کلراید

 

0

0

9

2

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت پتاسیم کلراید از نظر درجه خلوص، میزان رطوبت، PH ، دانه بندی و میزان مواد جامد نا محلول بر اساس استاندارد NISOC DRILL SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE452/7500

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

استفاده در گل های پایه آبی به منظور حفاظت از رس های سازندها و ممانعت از تورم این
رس ها که از آبهای فیلتر شده گل ایجاد می گردد.  و بعبارت دیگر Inhibitor سازندهای شیلی و مارلی است.  مقدار مصرف آن بنا به موقعیت از 5 تا 10 پوند در بشکه می باشد.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3  ارزیابی میزان رطوبت:

10 گرم از پودر KCL برداشته در دستگاه رطوبت سنج در دمای C 110 قرار می هیم.   پس از یک ساعت میزان درصد رطوبت را از صفحه دستگاه رطوبت سنج می خوانیم.

2-3  ارزیابی PH:

مقدار35 گرم از پودر KCL را در 350 میلی لیتر آب شهر حل کرده بوسیله دستگاه PH متر، PH آنرا اندازه می گیریم.

3-3         ارزیابی دانه بندی بوسیله الک:

سه الک با شماره های 5 و 10 و 14 بر داشته، آنها را روی هم قرار داده و مقدار GR 100 نمک پتاسیم کلراید روی الک 5 که بالاتر قرار گرفته است می ریزیم.  این مجموعه را به مدت 10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار داده و پس از این مدت مقدار نمک مانده روی هر کدام از الک ها را وزن کرده و بر حسب درصد عبور نمک گزارش می کنیم.

4-3         ارزیابی میزان مواد جامد نامحلول:

10 گرم پودر پتاسیم کلراید خشک شده در OVEN و سرد شده در دسیکاتور را برداشته، درون بشر می ریزیم CC 300 آب مقطر به آن می افزاییم و روی همزن مغناطیسی خوب هم

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

می زنیم تا پتاسیم کلراید بخوبی در آب حل شود.  محلول را از کاغذ صافی عبور می هیم و کاغذ صافی و بشر را بخوبی با آب مقطر می شوییم ، کاغذ صافی را در OVEN قرار داده تا کاملاً خشک شود.  آنرا وزن کرده و از وزن اولیه کاغذ صافی کم می کنیم. مقدار رسوب بدست آمده را در 10 ضرب می کنیم  و برحسب درصد وزنی گزارش می دهیم.

5-3         ارزیابی درجه خلوص بر اساس میزان +K:

برای تعیین درجه خلوص یا در واقع مقدار +K در محلول تهیه شده از KCL ، از دستگاه FLAME PHOTOMETER استفاده می شود.

BLANK دستگاه را با آب مقطرروی صفرتنظیم کرده، با استاندارد PPM 3 از محلول + K، دستگاه را کالیبره می کنیم.

مقدار 4/1 گرم از پودر KCL را برداشته در یک بالن CC 1000   در مقداری آب مقطر حل کرده به حجم 1000 می رسانیم. یک سی سی از این محلول را برداشته به حجم 250 میلی لیترمی رسانیم. حدود 10 سی سی از این محلول تهیه شده را دستگاه فلیم فوتومتر قرار داده عدد قرائت شده توسط دستگاه را ثبت می کنیم.  عدد بدست آمده را برای 9/2 تقسیم کرده درصد خلوص بر حسب +K بدست می آید.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی سدیم کلراید

 

0

0

0

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت سدیم کلراید از نظر درجه خلوص، میزان مواد جامد نامحلول، رطوبت، وزن مخصوص، مقدار یون کلراید و مقدار فلزات قلیایی خاکی محلول، بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/7600

  1. 2.  دامنه کاربرد:

به عنوان ماده وزن افزا در بیشتر میادین در حفاری TOP HOLE به کار می رود که می تواند از وزن آب شیرین (PCF 4/62 ) تا وزن آب نمک اشباع (PCF 75) را ایجاد کند.  استفاده از نمک در گل سنگین، محیطی را ایجاد کند که از تخریب شدن استارچ جلوگیری می کند.  همچنین در سیالات تکمیلی نیز می تواند استفاده شود.  در حفاری سازندهای دارای نمک (سازند گچساران) می توان با ساخت گل حفاری اشباع از نمک، از ورود این یونها به درون گل حفاری جلوگیری کرد.

  1. 3.  شرح کار:

1-3         ارزیابی درجه خلوص:

30 گرم نمک را به مدت 15 دقیقه درون OVEN خشک می کنیم و سپس 10 گرم از آن را جدا کرده و درون بشر ریخته و CC 50 آب مقطر به آن اضافه می نماییم و روی همزن مغناطیسی خوب به هم زده  تا نمک در آب مقطر حل گردد. سپس مدتی آنرا ساکن نگه داشته تا مواد جامد و نمک حل نشده ته نشین شود.  سپس آنرا از کاغذ صافی دارای 42 = MESH عبور می دهیم تا درون یک بالن حجمی یک لیتری بریزد.  (باید قبل از این کار وزن کاغذ صافی را یادداشت نمود تا در آزمایش مواد نامحلول در آب، استفاده شود)

سپس CC 50 آب مقطر گرم را مجدداً به نمک باقیمانده در ظرف اضافه می کنیم و مراحل بالا را تکرار می نماییم.  این کار باید برای سومین بار نیز با CC 50 آب مقطر سرد انجام پذیرد.  در پایان ظرف شیشه ای و کاغذ صافی را به دقت با آب مقطر تمیز می نماییم تا احیاناً اگر نمک به دیواره ظرف چسبیده بود، کاملاً وارد آب نمک درون بالن حجمی شود.  حال بوسیله آب مقطر، حجم بالن را به CC 1000 می رسانیم. سپس CC 10 از آنرا درون ارلن ریخته و
4-3 قطره پتاسیم کرومات و به عنوان شناساگر به آن اضافه می کنیم.

 

 

 

ارلن را روی همزن مغناطیسی قرار داده و در حالی که محتویات آن به هم می خورد، بوسیله نیترات نقره 10/ N نرمال، تیتر می کنیم تا محلول به رنگ قرمز آجری درآید.

 

درجه خلوص =    حجم نیترات نقره مصرفی  5/58

                          مقدار نمونه برداشته شده

2-3         ارزیابی میزان مواد جامد نا محلول:

پس از پایان ارزیابی درجه خلوص، کاغذ صافی را درون OVEN قرار داده تا خشک شود. سپس آنرا وزن کرده و با کم کردن وزن اولیه کاغذ صافی از آن، حاصل رادر عدد 10 ضرب می کنیم تا درصد مواد جامد نامحلول بدست آید.

3-3         ارزیابی میزان رطوبت:

10 گرم نمک را درون دستگاه رطوبت سنج تحت دمای C110 و به مدت 60 دقیقه قرار می دهیم.  سپس میزان رطوبت را از روی صفحه نمایشگر دستگاه قرائت می کنیم.

4-3  ارزیابی دانه بندی بوسیله الک خشک:

ابتدا سه الک با مش های  5، 10 و 14 را روی هم قرار داده و مقدار GR 100 نمک را روی الک 5 که بالاتر قرار دارد می ریزیم و این مجموعه را به مدت 10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار داده و پس از این مدت مقدار نمک مانده روی هر کدام از الکها را وزن می کنیم و بر حسب درصد عبور نمک گزارش می کنیم.

5-3         ارزیابی عملیاتی وزن مخصوص نمک در محیط اشباع:

به میزان 127 گرم از نمکی را که د رoven خشک کرده بودیم، وزن کرده و با cc 350  آب مقطر مخلوط می کنیم. سپس مدتی ظرف را ساکن گذاشته تا ذرات معلق درون آن خوب ته نشین شود.  سپس با استفاده  از ترازوی گل وزن آب نمک را اندازه گیری می کنیم که باید عدد PCF 75 را نشان دهد.

6-3         ارزیابی میزان یون کلراید (Cl-) در محیط اشباع:

CC 10 آب مقطر را درون یک ارلن ریخته و به آن 4-3 قطره شناساگر پتاسیم کرومات اضافه
می کنیم. سپس CC 1 آب نمک اشباع را که در مرحله (5-3) تهیه شده بود، به آن اضافه

 

 

 


نموده و روی همزن مغناطیسی قرار می دهیم.  حال با استفاده از نیترات نقره PPM 20000 تا زمانی که رنگ محلول قرمز آجری شود، آنرا تیتر می کنیم.

 

(PPM) Cl-  مقدار = حجم نیترات نقره مصرف شده  20000

7-3          ارزیابی میزان فلزات قلیایی خاکی محلول مانند Mg 2+ , + Ca2در محیط اشباع:

CC 10 آب مقطر را درون ارلن ریخته و 5-4 قطره شناساگر E.B.T و همچنین 5-4 قطره بافر برای تثبیت محیط به آن اضافه می کنیم.  حال CC 1 آب نمک اشباع تهیه شده در مرحله (5-3) را به آن می افزاییم رنگ محلول قرمز می شود. سپس با محلول ورسونایت
PPM 400 شروع به تیتر کردن محتویات ارلن کرده و تا زمانی که رنگ محلول آبی شود، عمل تیتر را ادامه می دهیم.

 

PPM

 

میزان یون کلسیم و منیزیم بر حسب        = حجم ورسونایت مصرف شده  400

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کلسیم کلراید

 

0

0

1

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت کلسیم کلراید از نظر درجه خلوص، میزان مواد جامد نامحلول در آب، میزان رطوبت، PH ، دانه بندی، وزن مخصوص و ته نشینی مواد جامد نامحلول بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/7700

  1. 2.  دامنه کاربرد:

از این ماده به چند منظور استفاده می شود: الف: استفاده در تهیه گل روغنی تا حد اشباع به منظور کنترل اکتیویته آن جهت تعادل با اکتیویته سازندهای شیلی آسماری ب:  تهیه گل پایه آبی عاری از جامدات تا حد PCF 82    ج: استفاده در سیمانکاری چاهها به منظور کاهش زمان بندش دوغاب های سیمان.

  1. 3.  شرح کار:

1-3         ارزیابی درجه خلوص:

2 تا 5/2 گرم از CaCl2  که رطوبت آن گرفته شده است را در مقداری آب مقطر در بالن حجمی یک لیتری حل کرده، حجم آن را به 1000 میلی لیتر می رسانیم و با قرار دادن این بالن روی همزن مغناطیسی محلول را خوب هم می زنیم.  در یک ارلن مقداری آب مقطر ریخته و CC 5 از محلول CaCl 2 تهیه شده به آن اضافه می کنیم، چند قطر بافر برای تثبیت PH محیط و چند قطره شناساگر E.B.T به ارلن اضافه می کنیم.  رنگ محلول ارغوانی می شود.  بوسیله ورسونایت (EDTA) PPM 400 تیتر می کنیم تا رنگ محلول آبی شود.

 

درصد خلوص =   حجم ورسونایت مصرفی  2/22

                                  میزان کلسیم کلراید مورد استفاده

2-3         ارزیابی میزان مواد جامد نامحلول در آب:

10 گرم از CaCl 2 را در بشر ریخته و CC 300 آب مقطر به آن اضافه می کنیم، روی همزن مغناطیسی قرار داده تا خوب مخلوط شود.  یک کاغذ صافی 4 را وزن کرده، محلول کلسیم کلراید را از آن عبور می دهیم، ظرف شیشه ای و کاغذ صافی را با آب مقطر خوب شستشو
می دهیم تا همه کلسیم کلراید به محلول زیر صافی منتقل شود.  کاغذ صافی را در OVEN

 

 

 

 

قرار داده تا خشک شود، سپس آنرا وزن کرده با کم کردن وزن اولیه کاغذ صافی از آن وزن مواد نامحلول در آب را  بدست می آوریم.  مقدار بدست آمده را در 10 ضرب می کنیم  تا درصد مواد جامد نا محلول در آب بدست آید.

3-3         ارزیابی میزان رطوبت:

10 گرم از کلسیم کلراید را درون دستگاه رطوبت سنج تحت دمای C 110 به مدت یک ساعت قرار داده میزان رطوبت را از روی صفحه دیجیتال دستگاه قرائت می کنیم.

4-3  ارزیابی میزان PH :

35 گرم از کلسیم کلراید را با CC 350 آب شهر مخلوط کرده، توسط دستگاه PH سنج، PH آن را اندازه گیری می کنیم.

5-3  ارزیابی دانه بندی بوسیله الک خشک:

2 الک با مشهای 8/3 و 40 را روی هم قرار داده و 100 گرم کلسیم کلراید را وزن کرده روی الک 8/3 می ریزیم، مجموعه الک ها را روی دستگاه الک لرزان قرار می دهیم پس از 10 دقیقه میزان کلسیم  کلراید باقیمانده روی الک ها را یادداشت می کنیم.

6-3  ارزیابی وزن مخصوص و ته نشینی مواد جامد نامحلول در محیط اشباع:

280 گرم از کلسیم کلراید را  با CC 350  آب شهر مخلوط کرده، پس از 20 دقیقه محتویات ظرف را درون استوانهCC 500 ریخته، به مدت 24 ساعت در جایی ساکن قرار می دهیم.  مقدار مواد ته نشینی را پس از 24 ساعت در ته استوانه بررسی می کنیم. سپس با استفاده از ترازوی گل، وزن مخصوص محلول بالا را اندازه گیری می کنیم.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کلسیم بروماید

 

0

0

2

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

1.  هدف :

ارزیابی و کنترل کیفیت کلسیم بروماید از نظر دانسیته ، نقطه کریستاله شدن، PH و محدوده خوردگی بر اساس استاندارد OCMA. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE : 452/7800

 

2. دامنه کاربرد:

جهت تهیه سیالات تکمیلی بدون مواد جامد وزن افزا حفاری با وزن مخصوص حداقل 106 پوند بر فوت مکعب (PPG 2/14) مورد استفاده قرار می گیرد.گاهی نیزاز این ماده به همراه نمک کلسیم کلراید استفاده می گردد.

3. شرح کار:

1- 3: ارزیابی PH :

 PH مایع کلسیم بروماید را توسط دستگاه PH متر یا کاغذ PH سنج اندازه گیری می کنیم.

2-3 : ارزیابی دانسیته:

برای اندازه گیری دانسیته، مایع کلسیم بروماید را در ترازوی گل ریخته و دانسیته بر حسب پوند بر گالن خوانده می شود که باید تقریبا PPG 2/14 باشد. سپس به CC 302 از کلسیم بروماید CC 10 از محلول اشباع کلسیم کلراید (PCF 7/86 ) و 103 گرم کلسیم کلراید خشک با درصد خلوص 80 اضافه کرده و میکس می کنیم. حال مجددا بوسیله ترازوی گل دانسیته مخلوط فوق را بر حسب پوند بر گالن اندازه گیری می کنیم که باید دانسیته PPG 15 حاصل گردد. 

3-3 : نقطه کریستاله شدن:

برای اندازه گیری نقطه کریستاله شدن، نمونه به آزمایشگاه مرکزی اداره شیمیایی ارسال می گردد.

4-3 : محدوده خوردگی:

برای تعیین محدوده خوردگی، نمونه به آزمایشگاه مرکزی اداره شیمیایی ارسال می گردد.

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی زینک کربنات و اکساید( میل گارد)

0

0

3

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت زینک کربنات و اکساید از نظر میزان رطوبت، میزان حلالیت در آب، میزان حلالیت در اسید کلریدریک 10 % و درصد وزنی کربنات و اکسید روی بر اساس استاندارد          NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/10700

 

2. دامنه کاربرد:

 جهت خنثی نمودن یا زدودن سولفیدهای محلول در گل های پایه آبی در سازندهای محتوی گاز هیدروژن سولفوره به کار می رود.

 

3. شرح کار:

ارزیابی کیفی این ماده در آزمایشگاه مرکزی اداره شیمیایی انجام می گیرد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی  نشاسته سیب زمینی

 

0

0

4

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت نشاسته سیب زمینی از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/8100  

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

نشاسته حفاری به عنوان کاهش دهنده صاف آب و ایجاد اندود مؤثر و غیر قابل نفوذ در دیواره چاه و معلق کننده وزن افزاها در گلهای حفاری پایه آبی استفاده می شود.  معمولاً در گلهای سنگین و حداکثر تا دمای  F180 تا F 200 کارائی دارد و در دماهای بالاتر تخریب می شود.   میزان مصرف آن متفاوت و معمولاً از 10 تا 14 پوند در بشکه است.

 

  1. 3.  شرح کار:

14 گرم نشاسته را با 350 میلی لیتر آب نمک اشباع به مدت 20 دقیقه مخلوط کرده، توسط مواد وزن افزا (باریت و فروبار) وزن آن را  به PCF 150 می رسانیم.

مقادیر باریت و فروبار توسط فرمول وزن افزا محاسبه می شود:

 

مقدار ماده وزن افزا مورد نیاز =   D x350 x (w2 – w1)

 برای رسیدن به وزن موردنظر          D x 4/62 – w2

 

 

D =  دانسیته ماده وزن افزا       

W2= وزن مخصوص مورد نظر     

W1وزن مخصوص اولیه          

 

*  تا وزن مخصوص PCF 135، وزن گل را توسط باریت افزایش می دهیم.

*  از وزن مخصوص PCF 135 تا PCF 150 از فروبار و باریت به نسبت 1 به 3 استفاده
می شود.

 

 

 

 

        شاخص

           2+ 72             گرانروی ظاهری    

                                             600   

                                         300  

          2+ 65                      PV

          2+ 18                       YP

       1+7 / 1+ 5                 GEL

        5/ . + 7                      PH

           ندارد                    ته نشینی

     ML 9 /. 5 /.     آب از دست دادگی

 

 

باریت و فروبار را به آب نمک اشباع و نشاسته اضافه نموده و به مدت 20 دقیقه مخلوط
می کنیم.  سپس به مدت 4 ساعت تحت دمای F200 در دستگاه ROLLING OVEN قرار می دهیم. پس از 4 ساعت، بمبها را خارج کرده و محتویات آنها را در لیوان دستگاه مخلوط کن ریخته و چند دقیقه مخلوط می کنیم.  با استفاده از دستگاه ویسکومتر تحت دمای
 F140، مقادیر زیر اندازه گیری می شود و با شاخص ها مقایسه می گردد:

 

 

 

-                    صاف آب باید توسط دستگاه فیلتر پرس تحت

فشار PSI 100 به مدت 30 دقیقه اندازه گیری شود.

 

 

 

 

 

حال باید به گل آب لایه گچساران اضافه نمود:

 
   

 

 

                             Liter  1                         آب شهر

آب لایه گچساران           CaCL2                       5/82  GR    

                                              MgCl2                        5/33  GR

                                 NaCl                          375   GR

 

در این مرحله میزان CC 400 از گل را برداشته و 15% حجمی گل (CC 60) آب لایه گچساران به آن اضافه می کنیم و به مدت 10 دقیقه مخلوط می کنیم.  به علت پایین آمدن وزن گل، باید وزن گل را با اضافه کردن مجدد باریت و فروبار به PCF 150 برسانیم.   پس از اینکه خوب مخلوط شد، آن را مانند مرحله قبل به مدت 4 ساعت تحت دمای F200 درون دستگاه ROLLING OVEN قرار داده و بعد پارامترهای زیر قرائت می شود (در
دمای  F140):

 

 

 

ارزیابی ته نشینی نیز به این صورت انجام می گیرد  که              

پس از خروج پمپ از دستگاه ROLLING OVEN  

مواد ته نشین شده را با استفاده از یک کاردک که به

کف بمب کشیده می شود بررسی می کنند.

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی نشاسته گندم و ذرت

1

0

5

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت نشاسته گندم و ذرت از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندار NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/8000

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

نشاسته گندم و ذرت به عنوان کاهش دهنده آب و ایجاد اندود موثر و غیر قابل نفوذ در دیواره چاه و معلق کننده وزن افزاها در گل های حفاری پایه آبی استفاده می شود.  معمولاً در گل های نیم سنگین با وزن حداکثرPCF130 بکار می رود و در دمای حداکثر
  F180 –  F200 کارایی دارد.

 

  1. 3.  شرح کار:

روش کار ارزیابی نشاسته گندم و ذرت مشابه روش کار ارزیابی نشاسته سیب زمینی (دستورالعمل شماره WQTE452/3400 می باشد با این تفاوت که در دو وزن 100 و 135 پی سی اف ارزیابی می شود.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی صمغ طبیعی

 

0

0

6

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت صمغ طبیعی از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/8200

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده همانند نشاسته پلیمر آبخواه می باشد و جهت به حالت تعلیق در آوردن ذرات و همچنین کنترل آب از دست دادگی در گلهای سبک مورد استفاده قرار می گیرد.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3      جهت ارزیابی این ماده، سه لیوان گل بر طبق جدول زیر تهیه می گردد:

 

3

2

1

ترکیبات

350

8

113

-

5/9-9

مقدار کم

85

350

8

08/5

-

5/9-9

مقدار کم

5/75

350

8

-

-

5/9-9

مقدار کم

75

آب نمک اشباع ML

صمغ طبیعی GR

لایمستون پودر GR

باریت GR

PH

محلول آهک

دانسیته PCF

 

ابتدا 8 گرم صمغ طبیعی را در CC 350 آب نمک اشباع به مدت 20 دقیقه مخلوط می کنیم.

پس از مخلوط شدن، PH را اندازه گرفته در صورت نیاز مقداری از محلول آهک به آن اضافه
‌‌‌‌می کنیم تا PH حدود 9 شود، پس از آن لایمستون پودر را به آن اضافه می کنیم. 10 دقیقه مخلوط می کنیم و به مدت 4 ساعت تحت دمای F220 درون دستگاه ROLLING قرار داده،

پس از 4 ساعت تحت دمای F140، بوسیله دستگاه ویسکومتر 600و 300 ، PV ،Y.P ، GEL و گرانروی ظاهری آنرا قرائت می کنیم  و بوسیله دستگاه APIفیلتر پرس تحت فشارPSI 100 به مدت نیم ساعت میزان آب از دست دادگی آن اندازه گیری می شود.

میزان PH را پس از رولینگ نیز اندازه گیری می کنیم.

ارزیابی ته نشینی نیز به این صورت انجام می گیرد که پس از خروج بمب از دستگاه ROLLING OVEN مواد ته نشین شده در کف بمب را با استفاده از کاردکی
بررسی می کنند.

برای ارزیابی میزان کف، 8 گرم صمغ طبیعی را در CC 350 آب نمک اشباع به مدت 20 دقیقه مخلوط کرده و سپس آنرا درون استوانه مدرج CC 500 ریخته و پس از یک دقیقه حجم کف را یادداشت می کنیم.

2-3  ارزیابی صمغ طبیعی از نظر شناسایی استارچ احتمالی موجود در نمونه صمغ:

برای شناسایی استارچ در نمونه صمغ طبیعی، ابتدا CC 350 آب شهر را با gr 8 نمونه صمغ به مدت 20 دقیقه مخلوط می کنیم.  سپس حداکثر CC 10 محلول ید به گل ساخته شده،
می افزاییم.  چنانچه رنگ گل آبی شود، نشان دهنده وجود نشاسته در نمونه صمغ می باشد.

3-3  ارزیابی صمغ طبیعی از نظر شناسایی بنتونایت احتمالی موجود در نمونه صمغ:

ابتدا به  CC 350 آب شهر، gr 10 صمغ طبیعی افزوده و به مدت 20 دقیقه مخلوط می کنیم. CC 10 از گل ساخته شده را درون یک بشر ریخته و به آن CC 10 آب مقطر، CC 15 آب اکسیژنه و CC 5/. اسید سولفوریک 5 نرمال اضافه کرده و به مدت 10 دقیقه می جوشانیم.  سپس حجم محلول فوق را توسط آب مقطر به CC 50 می رسانیم.  حال محلول متیلن بلو را به وسیله بورت قطره قطره به محلول بالا اضافه می کنیم.  بعد از چکیدن هر 10 قطره  متیلن بلو، شیر بورت را بسته و در حالی که محلول هم زده می شود،  پس از 30 ثانیه با یک میله شیشه ای، یک قطره از آن را روی کاغذ صافی می ریزیم.  چند لحظه صبر می کنیم تا کاغذ صافی قطره را جذب و منتشر کند و ذرات جامد رنگ گرفته گل، در وسط قطره و روی کاغذ خشک شوند.  اگر یک حلقه آبی متمایل به سبز دور ذرات  جامد روی کاغذ صافی تشکیل شد، 2 دقیقه صبر کرده بعد یک قطره دیگر از محلول را روی کاغذ صافی و کنار قطره اول می چکانیم. اگر حلقه آبی متمایل به سبز تشکیل شد، نقطه پاپان آزمایش رسیده است. در غیر اینصورت سنجش محلول را به وسیله متیلن بلو ادامه می دهیم که مجدداً 10 قطره متیلن بلو به محلول موردنظر افزوده و عملیات قبل را تکرار می کنیم.  این کار را تا وقتی که به نقطه پایان برسیم، ادامه
می دهیم.  در پایان حجم محلول متیلن بلو مصرف شده را بر حسب CC یادداشت می کنیم.

5 (حجم گل مصرف شده  حجم متیلن بلو مصرفی)= مقدار بنتونایت(LB/BBL)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کربوکسی متیل سلولز کم قوام(CMC.LV)

 

0

0

7

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت کربوکسی متیل سلولز کم قوام از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره (FQTE:452/8300)

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

ماده فوق یک نوع پلمیر آنیونیک است.  این ماده جهت کاهش صاف آب در انواع گلهای حفاری پایه آبی بدون اینکه ویسکوزیته را افزایش دهد، به کار برده می شود. به دلیل داشتن حالت محافظت کلوئیدی، باعث تعلیق ذرات جامد غیر فعال در گل حفاری میگردد.  میزان مصرف 4 الی 8 پوند در هر بشکه گل می باشد.

 

  1. 3.  شرح کار:

در چهار لیوان مخصوص دستگاه مخلوط کن، طبق جدول (1-3) مقدار CC 350 آب نمک اشباع ریخته و زیر دستگاه مخلوط کن قرار می دهیم. سپس مطابق جدول CMC.LV را وزن کرده  و به آرامی به آب نمک اشباع اضافه می کنیم و 20 دقیقه زمان می دهیم تاخوب مخلوط شود. پس از آن شروع به افزودن مواد وزن افزا می کنیم و به مدت 10 دقیقه زمان می دهیم تا مخلوط شوند. در حین به هم خوردن مواد، باید دقت کرد که مواد وزن افزا به بدنه لیوان نچسبد که توسط کاردک بدنه لیوان را دیواره تراشی کرده تا ذرات باقیمانده روی دیواره با گل
مخلوط شوند.

4

3

2

1

ترکیب

350

350

350

350

آب نمک اشباع (M1)

8

8

8

8

CMC.LV    (GR)

-

-

113

-

پودر کربنات کلسیم (GR)

830

226

-

-

باریت                (GR)

45

-

-

-

فروبار                 (GR)

کمی

کمی

کمی

کمی

محلول آهک         (قطره)

145

100

85

75

وزن مخصوص      (PCF)           

      جدول   (1-3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

حال PH گلها را اندازه گیری می کنیم و اگر لازم بود با دو یا سه قطره محلول آهک، PH آنها را به 5/9-9 می رسانیم. سپس گلها را درون بمب ریخته به مدت 4 ساعت تحت دمای F250 درون دستگاه ROLLING OVEN قرار  می دهیم. پس از 4 ساعت، بمبها را خارج کرده و تحت دمای F 140 مقادیر زیر اندازه گیری می شود:

 

 

* ارزیابی ته نشینی نیز به این صورت انجام می گیرد که پس از خروج بمب از دستگه ROLLING OVEN ، مواد ته نشین شده توسط کاردکی بررسی می شود.

 

1-    گرانروی ظاهری                     (CPS)

2-          600                                     (RPM)

3-          300                                         (RPM)

4-            PV                                         (CPS)

5-           Y.P                                         ()

6-           GEL                                       ()

7-           PH

8­-           (صاف آب) آب از دست دادگی                    (ML)

9-           ته نشینی

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی کربوکسی متیل سلولز پر قوام  (CMC.HV)

 

0

0

8

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت کربوکسی متیل سلوز پر قوام (CMC. HV) از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/8400

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده یک پلیمر آنیونیک است که به منظور تولید ویسکوزیته در :  الف) آبهای شور و شیرین که گاهی اوقات ممکن است همراه با ذرات بنتونایت یا رسهای ناشی از سازندها باشد  ب) در گلهای دارای مواد جامدکم (LOW SOLID MUDS) و همچنین به منظور پیل غلیظ در هرزرویهای سازند آسماری نیز استفاده می شود.  میزان مصرف در عملیات گل حفاری به مقدار 5/ . تا 2 پوند در بشکه است.

  1. 3.  شرح کار:

1-      گرانروی ظاهری   

2-                600

3-               300

4--              pv

5-              y.p

6-                GEL

7-                 PH

8-       آب از دست دادگی

9-               ته نشینی  

 

این ماده باید در آب شهر (آب شیرین) ، آب نمک اشباع و آب کلسیم کلراید آزمایش شود. به همین منظور سه لیوان مخصوص دستگاه مخلوط کن برداشته، در لیوان اول مقدار 4 گرم CMC.HV را با 350 میلی لیتر آب شهر، در لیوان دوم مقدار 4 گرم CMC.HV را با 350 میلی لیتر آب نمک اشباع مخلوط می کنیم.  در لیوان سوم ابتدا 4 گرم CMC.HV را در CC 259 آب شهر مخلوط کرده و سپس 202 گرم کلسیم کلراید به آن اضافه می کنیم
(به این ترتیب مخلوط کردن CMC در آب کلسیم کلرایدی تاثیر بهتری خواهد داشت).  پس از مخلوط شدن مواد، PH محتویات لیوانها را اندازه گیری می کنیم و چنانچه پایین بود با یک یا دو قطره محلول آهک، PH را به حدود 5/9-9 می رسانیم. سپس محتویات لیوانها را درون بمبها ریخته و به مدت 4 ساعت تحت دمای F 200 درون ROLLING OVEN گذاشته و پس از 4 ساعت، باید تحت دمای F140 ، موارد زیر اندازه گیری شود:

 

3

2

1

ترکیبات

259

-

350

آب شهر (ML)

-

350

-

آب نمک اشباع (M1)

4

4

4

CMC. HV  (GR)

202

-

-

پودر کلسیم کلراید (GR)

مقدار کم

مقدارکم

مقدارکم

محلول آهک     (قطره)

5/9-9

5/9-9

5/9-9

PH

82

75

4/62

M.W (PCF)


 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی اکسی پلیمر

 

0

0

9

3

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت اکسی پلیمر از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/8500

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده جهت ایجاد گرانروی در سیالات حفاری پایه آبی (جهت تهیه پیل) می باشد یکی از بهترین استفاده های این ماده در حفاری های انحرافی با شدت انحراف زیاد می باشد.  این ماده از نظر ساختاری شبیه CMC.HV است ولی نسبت به آن در آب نمک کارآیی بهتری دارد و در دمای F 220 و گاهی حتی تا F300 نیز کارایی دارد.

 

  1. 3.  شرح کار:

این ماده باید در آب شهر، آب نمک اشباع و آب کلسیم کلراید آزمایش شود.  طبق روش زیر، در سه لیوان جداگانه 2 گرم XC-POLYMER را به ترتیب با آب شهر، اب نمک اشباع و آب کسیم کلراید مخلوط کرده و به مدت 20 دقیقه زمان می دهیم تا خوب مخلوط شود:

            3              2                1

259           -              350

  -           350               -

202           -                 -

  2             2                 2

(ML)                آب شهر

(ML)               آب نمک اشباع

              (GR) کلسیم کلراید

(GR)               اکسی پلیمر

 

دقت کنید اگر محلول کف کرده باشد، باید مقدار کف تولید شده گزارش شود و بعد برای از بین بردن آن، چند قطره ضد کف می افزاییم.  این امر در قرائت دقیقتر رئولوژی موثر می باشد.  PH سه لیوان اندازه گیری شود و اگر لازم بود 2 قطره محلول آب آهک به آن اضافه می کنیم تا PH آن به 9 برسد.

بعد از آن باید گلها را به مدت 4 ساعت تحت دمای  F250 درون دستگاه ROLLING OVEN قرار داد. سپس گلها را از دستگاه خارج کرده و تحت دمای F 140 رئولوژی آن قرائت می شود.  در پایان مقدار آب از دست دادگی (صاف آب) آنها توسط دستگاه فیلترپرس بررسی می شود (تحت فشار PSI 100 و به مدت نیم ساعت)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 موارد زیر برای هر گل بررسی می شود:

 

1-   گرانروی ظاهری                     

2-                                              600

3-                                              300

4-                                                 PV

5-                                                Y.P

6-                                              GEL

7-                                                 PH

8-                    آب از دست دادگی

9-                                 ته نشینی

 

 

 

*  ارزیابی ته نشینی نیز به این صورت انجام

 می گیرد که پس از خروج  بمب از  دستگاه

شده ROLLING OVEN، میزان مواد ته

 نشین توسط یک کـاردک که به ته بمب

کشیـده می شود، بررسی می گردد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی پک پر قوام (PAC.HV)

 

0

0

0

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت پک پر قوام (PAC HV) از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/8600

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

برای افزایش گرانروی سیال حفاری مخصوصاً در چاههای عمیق با دمای بالاتر از F 220 کاربرد دارد.

 

  1. 3.  شرح کار:

برای ارزیابی پک پرقوام مواد را مطابق جدول زیر مخلوط کرده سه نمونه گل تهیه می کنیم.  سه لیوان آماده کرده،

3

2

1

ترکیبات

259

-

4

202

کمی

5/9-9

82

-

350

4

-

کمی

5/9-9

75

350

-

4

-

کمی

5/9-9

4/62

آب شهر                        (M1)

آب نمک اشباع                (M1)

(GR)                        PAC.HV

کلسیم کلراید                 (GR)

محلول آهک                  (قطره)

PH

M.W     (PCF)

 

در لیوان اول مقدار 4 گرم PAC.HV را با 350 میلی لیتر آب شهر و در لیوان دوم مقدار 4 گرم PAC.HV را با 350 میلی لیتر، آب نمک اشباع مخلوط می کنیم.  در لیوان سوم ابتدا 4 گرم PAC.HV را در 259 میلی لیتر شهر مخلوط کرده و سپس 202 گرم کلسیم کلراید به آن اضافه می کنیم.

پس از مخلوط شدن مواد، PH محتویات لیوانها را اندازه گیری می کنیم. چنانچه پایین بود با چند قطره محلول آهک PH رابه حدود 5/9-9 می رسانیم.  سپس محتویات لیوانها را درون بمب ها ریخته به مدت 4 ساعت تحت دمای  F250 درون دستگاه ROLLING OVEN گذاشته و پس از 4 ساعت، باید تحت دمای 140 درجه فارنهایت رئولوژی گلها

 

 

 

 

 

 

 

 

 

قرائت شود.  با استفاده از دستگاه ویسکومتر 600 ، 300 PV و Y.P، گرانروی ظاهری و GEL تعیین می شود و با استفاده از دستگاهAPI  فیلتر پرس تحت فشار PSI 100  و به مدت 30 دقیقه  میزان آب از دست دادگی ارزیابی می شود.

PH گل را نیز پس از رول شدن اندازه گیری می کنیم.

ارزیابی ته نشینی نیز به این صورت انجام میشود که پس از خروج بمب از دستگاه ROLLING OVEN مقدار مواد ته نشین شده در کف بمب بوسیله کاردکی بررسی
می شود.

 


 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی پک کم قوام (PAC. LV)

 

0

0

1

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت پک کم قوام  (PAC.LV) از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/8700

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

به منظور کاهش فلوئیدلاس در سیال حفاری  و نیز ایجاد تعلیق پذیری مواد جامد موجود در سیال کاربرد دارد که تا دمای  F300 می تواند مناسب باشد.

 

  1. 3.  شرح کار:

شرح ارزیابی پک کم قوام مشابه شرح کار ارزیابی کربوکسی متیل سلولز کم قوام (دستورالعمل شماره WQTE452/3700 ) می باشد با این تفاوت که دمای ROLLING شدن بمب ها در دستگاه ROLLING OVEN ، F 3000 می باشد.

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی (PAC. R)

 

0

0

2

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت پک آر از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/8800

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده برای افزایش گرانروی سیال حفاری و نیز کنترل آب از دست دادگی در آن به کار
می رود.

 

  1. 3.  شرح کار:

برای ارزیابی این ماده سه لیوان گل  بر طبق جدول زیر تهیه می شود:

 

3

2

1

ترکیبات

259

-

350

آب شهر           (میلی لیتر)

-

350

-

آب نمک اشباع   (میلی لیتر)

4

4

4

PAC-R            (گرم)

202

-

-

پودر کلسیم کلراید (گرم)

4

3

2

محلول آهک        (قطره)

5/9

5/9

5/9

PH

82

75

4/62

M.W      (PCF)

 

سه گل بالا را به مدت 4 ساعت تحت دمال F250 در دستگاه ROLLING OVEN

قرار داده و پارامترهای زیر را تحت دمای F 140 می خوانیم:

 

 

 

1)  گرانروی ظاهری               (CPS)                                   

2)   600                         (RPM)

3)   300                         (RPM)

4)     PV                           (CPS)

5)      )                       Y.P(

6)    GEL                      ) (

7)     PH

8)     میزان آب از دست دادگی   (میلی لیتر)

9)     ته نشینی

 

*   میزان آب از دست دادگی توسط دستگاه فیلتر پرس در فشار PSI 100 و به مدت 5/ . ساعت بررسی می شود.

*   ارزیابی ته نشینی نیز به این صورت انجام می گیرد که پس از خروج بمب از دستگاه ROLLING OVEN، مقدار مواد ته نشین شده توسط یک کاردک که به ته پمپ کشیده می شود، بررسی می گردد.

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی میکا درشت

 

0

0

3

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت میکا درشت از نظر دانه بندی بر اساس استاندارد
.NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/8900

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده در گروه مواد کنترل کننده هرزروی (L.C.M) قرار دارد که به دلیل غیر قابل حل بودن در اسید، برای کنترل هرزروی در سازندهای غیر از PAYZONE که دارای منافذ متعدد میباشند و نیز مسدود کردن درزها و شکافهای موجود در سازند یا بوجود آمده از عملیات حفاری، استفاده می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3-               ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

به ترتیب از بالا به پایین چهار الک 8/3، 4، 10، 40 را روی هم قرار داده و به مقدار GR 100 از میکا درشت وزن کرده و روی الک 8/3 می ریزیم و این مجموعه را روی دستگاه الک لرزان به مدت 10 دقیقه قرار می دهیم سپس میزان میکا باقیمانده روی الک ها را وزن کرده و برحسب درصد باقیمانده روی الک گزارش می کنیم.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی میکا متوسط

 

0

0

4

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت میکا متوسط از نظر دانه بندی بر اساس استاندارد
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9000

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده در گروه مواد کنترل کننده هرزروی (L.C.M) قرار دارد که بدلیل غیر قابل حل بودن در اسید، برای کنترل هرزروی در سازندهای غیر از PAYZONE که دارای منافذ متعدد می باشند و نیز مسدود کردن درزها و شکافهای موجود در سازند یا بوجود آمده از عملیات حفاری، استفاده می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3-               ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

به ترتیب از بالا به پایین سه الک 4، 10و40 را روی هم قرار داده و به میزان GR 100 از میکا متوسط را روی الک 4 ریخته و این مجموعه را به مدت 10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار می دهیم.  سپس میزان میکا باقیمانده روی الک ها را وزن کرده و برحسب درصد باقیمانده روی الک، گزارش می کنیم.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی صدف آهکی متوسط

 

0

0

5

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت صدف آهکی متوسط از نظر میزان مواد جامد نامحلول در اسید و دانه بندی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/4100

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده در گروه مواد کنترل کننده هرزروی (L.C.M) قرار دارد که به دلیل قابل حل بودن در اسید، برای مسدود کردن شکافهای موجود در مخزن در مواردی که هرزروی شدید در مخزن اتفاق بیفتد، به کار می رود. به هنگام تولید از چاه، این مواد توسط اسیدکاری مخزن، خارج می شوند.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3-               ارزیابی میزان مواد جامد نا محلول در اسید:

به مقدار 10 گرم صدف آهکی را به CC 350 اسید هیدروکلریک % 15، افزوده و خوب به هم می زنیم.  سپس مدتی زمان می دهیم تا اسید به دمای محیط رسیده و همگن شود.  یک کاغذ صافی 42 ضد اسید را ابتدا وزن کرده و سپس محلول اسید و صدف آهکی را از صافی عبور می دهیم تا مواد نامحلول بر روی صافی قرار گیرند.  پس از خشک شدن کاغذ صافی، آنرا وزن کرده و وزن جدید را از وزن اولیه کاغذ صافی کم کرده و عدد بدست آمده را در 10 ضرب می کنیم.  تا درصد وزنی مواد نامحلول بدست آید.

 

2-3-               ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

به ترتیب از بالا به پایین سه الک 4، 10، 40 را روی هم قرار داده و به میزان GR 100 از صدف آهکی متوسط را روی الک 4 ریخته و این مجموعه را به مدت 10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار می دهیم.  سپس میزان صدف باقیمانده روی الک ها را وزن کرده و بر حسب درصد باقیمانده روی الک، گزارش می کنیم.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی صدف آهکی درشت

 

0

0

6

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت صدف آهکی درشت از نظر میزان مواد جامد نامحلول در اسید بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9200

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده در گروه مواد کنترل کننده هرزروی(L.C.M) قرار دارد که به دلیل قابل حل بودن در اسید، برای مسدود کردن شکافهای موجود در مخزن به کار می رود.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3- ارزیابی مواد جامد نامحلول در اسید:

ماده مذکور از لحاظ مواد جامد نامحلول در اسید، مانند صدف آهکی متوسط ارزیابی می شود.

2-3- ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

به ترتیب از بالا به پایین سه الک 8/3 ، 8و 40 را روی هم قرار داده و به مقدار 100 گرم صدف آهکی درشت را روی الک 8/3 ریخته و به مدت 10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار
می دهیم.  سپس میزان صدف باقیمانده روی الک ها را وزن کرده و بر حسب درصد باقیمانده روی الک، گزارش می کنیم.

 


 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی پوست گردو

 

0

0

7

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت پوست گردو از نظر دانه بندی بر اساس استاندارد
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9300

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده در گروه مواد کنترل کننده هرزروی (L.C.M) قرار دارد که بدلیل غیر قابل حل بودن در اسید،  برای کنترل هرزروی در سازندهای غیر ازPAYZONE  که دارای منافذ متعدد می باشند و نیز مسدود کردن درزها و شکافهای موجوددرسازندیا بوجود آمده ازعملیات حفاری،استفاده می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3- ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

به ترتیب از بالا به پایین پنج الک 4/1، 5، 10، 20، 40 را روی هم قرار داده، مقدار GR 100 پوست گردو را روی الک 4/1 ریخته و این مجموعه را به مدت 10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار می دهیم.  سپس میزان پوست گردو باقیمانده روی الک ها را وزن کرده، بر حسب درصد باقیمانده روی الک گزارش می کنیم.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی فوم آب شیرین

 

0

0

8

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت فوم آب شیرین بر اساس استاندارد .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9400

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

در سازندهای کم فشار، برای کاهش فشار هیدروستاتیک سیال حفاری و افزایش حجم سیال به کار می رود.

 

  1. 3.  شرح کار:

چهار لیوان مخصوص دستگاه مخلوط کن را برداشته و به ترتیب در آنها CC 100 آب مقطر، آب معمولی، آب دریا و آب نمک اشباع ریخته و سپس به هر کدام 5 /. درصد حجمی
(CC 5 /. ) از مایع کف ساز اضافه می گردد.  به مدت 1 دقیقه لیوانها را زیر دستگاه مخلوط کن قرار داده تا محتویات آنها مخلوط شوند.  سپس محتویات هر لیوان را در استوانه مدرج ریخته و میزان افزایش حجم حاصل از کف تولید شده را بررسی می کنیم.

در هر مرحله بعد، استوانه های مدرج را در یک محل ساکن قرار داده و به مدت زمانی
(بر حسب ثانیه) را که طول می کشد تا CC 50 آب از کف جدا شود، ثبت می کنیم.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی فوم آب شور

 

0

0

9

4

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت فوم آب شور بر اساس استاندارد . NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/4500

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

در سازندهای کم فشار، برای کاهش فشار هیدروستاتیک سیال حفاری و افزایش حجم سیال به کار می رود.

 

  1. 3.  شرح کار:

نحوه ارزیابی کیفی این ماده دقیقاً مانند فوم آب شیرین (طبق دستورالعمل شماره WQTE452/4800 ) می باشد.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی ضدکف (آنتی فوم)

 

0

0

0

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل ضد کف بر اساس استاندارد: .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9600

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

به منظور جلوگیری و رفع کف بوجود آمده در سیال حفاری به کار می رود.  زیرا برخی از مواد موجود در سیال مانند پلیمرها، ایجاد کف کرده و یا گاهی در اثر حرکت سیال به مرور زمان کف ایجاد می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

برای ارزیابی ماده ضد کف سه گل طبق جدول زیر تهیه می شود:

 

زمان مخلوط شدن (دقیقه)

3

2

1

ترکیبات

-

350

350

350

آب دریا             ML

10

4

4

4

کربنات سدیم       GR

10

15

15

15

کلراید پتاسیم      GR

20

8

8

8

نشاسته              GR

20

6

6

6

صمغ طبیعی        GR

 

480

480

480

حجم گل           ML

 

50

50

50

وزن مخصوص گل  PCF

 

20

15

10

ماده ضد کف       قطره

 

گل های تهیه شده را در استوانه های مدرج ریخته، حجم اولیه را پس از ریختن مواد در استوانه مدرج یادداشت می کنیم.  به محض ریختن مواد در استوانه مدرج زمان سنج را روشن کرده، مدت زمانی را که طول می کشد تا کف دیگر نخوابد و به حالت پایدار درآید ثبت می کنیم.

بعد از به حالت پایدار در آمدن کف، حجم ثانویه را یادداشت کرده، وزن نهایی گل ها را با استفاده از ترازوی گل تعیین می کنیم.

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی دی ام ای آب شور

 

0

0

1

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت دی ام ای آب شور از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/4700

  1. 2.  دامنه کاربرد:

در صورتیکه ماده ای بتواند مایعات سبک تر از آب رادر آب پخش کند، می توان به مخلوطی سبک تر از آب دست یافت.  برای این منظور از DME جهت مخلوط کردن آب و گازوئیل استفاده می شود.  DME دارای یک سر با زنجیره پلیمری (چربی دوست) و یک سر آبدوست  Na و O الکلی، صابونی و ....) می باشد.

  1. 3.  شرح کار:

جهت تست این ماده باید سه گل به شرح زیر تهیه نمود.

30/70                    40/60               40/60                 نسبت آب / روغن

آب دریا (میلی لیتر)         140                 140                      105

(میلی لیتر)  D.M.E            5/3                   5/3                       5/3

گازوئیل (میلی لیتر)              210                 210                      245

 (گرم) CMC HV             -                           5/ .                     –

ابتدا آب دریا را درون سه لیوان ریخته در دستگاه مخلوط کن قرار می دهیم، توسط سرنگ، 1% حجمی آب و گازوئیل (معادل 5/3 میلی لیتر) DME به آب دریا اضافه کرده و به مدت 5 دقیقه مخلوط می کنیم.   پس از آن شروع به اضافه کردن گازوئیل نموده و 5 دقیقه مخلوط می کنیم. لیوان شماره 1و 3 را دردو استوانه مدرج ریخته و به لیوان شماره2به مقدار5/ . گرم CMC HV اضافه می نمائیم، به مدت 5 دقیقه مخلوط می کنیم و در استوانه مدرج 
می ریزیم.  در استوانه ها ارتفاع گل و پایداری آنرا بررسی می نمائیم.  پس از 30 دقیقه، یک، دو، چهار، هشت و بیست و چهار ساعت نیز پایداری بررسی می شود.(با بررسی جدا شدن فاز روغن از آب)  پس از 24 ساعت محتویات استوانه ها را در مخلوط کن ریخته به مدت 5 دقیقه مخلوط می کنیم و مقادیر 600 ، 300 ، APP VIS ، PV، Y.P و GEL را با استفاده از دستگاه ویسکومتر تعیین می کنیم.  PH آنرا نیز اندازه گیری می کنیم.

پس از آن محتویات لیوانها را  به مدت 4 ساعت تحت دمای F 180 درون دستگاه ROLLING OVEN قرار داده و پایداری را پس از حرارت دیدن نیز بررسی می کنیم.

PH خود نمونه DEM نیز باید اندازه گیری شود.

 


 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی F.L.C گل روغنی

 

0

0

2

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت F.L.C گل روغنی از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9800

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت کنترل هرزروی فاز مایع در گل روغنی کاربرد دارد.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3 برای ارزیابی کیفی F.L.C ، باید چهار نوع گل را طبق دستورالعمل موجود در جدول پایین صفحه تهیه کرد.  قابل ذکر است که به جز F.L.C ، برای سایر مواد از استانداردهای موجود در آزمایشگاه استفاده می شود.

پس از طی مراحل کامل تهیه گل ها، آنها را درون بمبهای دستگاه
ROLLING OVEN ریخته و به مدت 4 ساعت در دمای F200 در دستگاه قرار
 می دهیم.  پس از طی 4ساعت، محتویات درون بمبها را به لیوانهای مخصوص دستگاه مخلوط کن منتقل کرده و چند دقیقه مخلوط می کنیم.  به محض اینکه دمای گلها به
 F140رسید، رئولوژی آنها را توسط دستگاه ویسکومتر قرائت می کنیم. 600 ، 300 ، PV، Y.P ، GEL ).

همچنین بوسیله دستگاه E.S مقاومت الکتریکی گلها را در برابر عبور جریان اندازه گیری می نماییم.  سرانجام گلها را در دستگاه H.P.H.T فیلترپرس تحت فشار PSI 500 و دمایF180، به مدت نیم ساعت قرارمیدهیم ومیزان فلوئیدلاس گلهارا محاسبه می کنیم:

 

2  حجم سیال خارج شده از دستگاه = فلوئیدلاس (ML)

 

20/80

40/60

20/80

40/60

مواد اختلاط

مدت زمان مخلوط کردن به دقیقه

5/181

5/187

5/181

5/187

گازوئیل (ML)

10

5/10

5/10

5/10

5/10

امولسیفایراولیه (ML)

8

12

8

12

آهک (GR)

10

10

13

10

13

F.L.C    (GR)

15

-

-

57

140

آب نمک اشباع (ML)

20

57

140

-

-

آب کلسیم کلراید (ML)

5/3

5/3

5/3

5/3

امولسیفایرثانویه(ML)

15

5/ .

5/ .

5/ .

5/ .

ویسکازیفایر

15

238

-

245

-

لایمستون پودر (GR)

15

90

64

90

64

وزن مخصوص (PCF)

کل زمان 100

 

 

 

 

 

 

 

2-3                 ارزیابی میزان حلالیت F.L.C در گازوئیل:

13 گرم از نمونه F.L.C را به CC 350 گازوئیل افزوده و به مدت 10 دقیقه مخلوط
می کنیم.  حال ظرف محتوی مخلوط F.L.C و گازوئیل را به مدت 30 دقیقه در حمام آب گرم با دمای F100 قرار می دهیم.  پس از این مدت، مخلوط بالا را به مدت 10 دقیقه با دستگاه مخلوط کن، به هم زده و آن را درون بمب مخصوص دستگاه API فیلترپرس ریخته و تا زمانی که همه گازوئیل آن خارج شود، تحت فشار PSI 100 قرار می دهیم.  باید توجه داشت که صافی قرار داده شده در ته بمب دستگاه فیلترپرس، دارای دو لایه توری بوده که توری بالائی دارای مش 325 و توری پائینی دارای مش 60
می باشد.  همچنین قبل از استفاده از این صافی باید آن را وزن کرده و وزن آن را به عنوان وزن اولیه یادداشت نمود.  همچنین باید زمانی را که طول می کشد تا همه گازوئیل خارج شود، یادداشت نمود.

پس از خارج شدن همه گازوئیل از دستگاه فیلتر پرس، صافی را که روی آن یک لایه کیک تشکیل شده، در OVEN تحت دمای C 110  به مدت 60 دقیقه خشک کرده و سپس آن را به مدت 60 دقیقه در دسیکاتور قرار می دهیم تا خنک شود. 

حال صافی را مجدداً وزن کرده و با کم کردن وزن اولیه صافی از این مقدار، وزن کیک باقی مانده روی صافی را که نشان دهنده میزان جامد غیر قابل حل موجود در نمونه F.L.C می باشد، بدست می آوریم.

مواردی که باید هنگام خارج کردن صافی از دستگاه فیلترپرس به آنها توجه کرد، عبارتنداز :

1. زمان عبور گازوئیل از صافی:  هر چه این زمان کمتر باشد، نشان می دهد که کیک مناسبی تشکیل نشده است.  در ضمن این زمان نباید خیل هم طولانی باشد چون تشکیل کیک ضخیم نیز مشکلات فراوانی را حین حفاری ایجاد می کند.

2. وضعیت ظاهری کیک:  کیک باید کاملاً یکدست باشد و حالت ترک خورده نداشته باشد.

  1. 3.     ضخامت کیک: ضخامت کیک هرچه کمتر باشد، مناسب تر است.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی ویسکازیفایر گل روغنی

 

0

0

3

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت ویسکازیفایر گل روغنی بر اساس استاندارد:
NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/9900

  1. 2.  دامنه کاربرد:

برای افزایش گرانروی گل روغنی به کار می رود که این امر در سازندهای شیل دار و آبدوست دارای اهمیت زیادی است.

  1. 3.  شرح کار:

 

4

3

2

1

ترکیبات

20/80

20/80

20/80

20/80

نسبت  آب/ روغن

5/181

5/181

5/181

5/181

گازوئیل (میلی متر)

5/10

5/10

5/10

5/10

امولسیفایر اولیه (میلی لیتر)

8

8

8

8

آهک (گرم)

10

10

10

10

F.L.C (گرم)

-

-

57

57

آب نمک اشباع (میلی لیتر)

57

57

-

-

آب کلسیم کلراید (میلی لیتر)

5/3

5/3

5/3

5/3

امولسیفایر ثانویه(میلی لیتر)

2

-

2

-

ویسکازیفایر (گرم)

238

238

245

245

لایمستون پودر (گرم)

90

90

90

90

(PCF)  وزن مخصوص

در ارزیابی کیفی ویسکازیفایر، چهار نمونه گل روغنی طبق جدول بالا تهیه می گردد و به مدت 4 ساعت در دمای F 200 در دستگاه ROLLING OVEN قرار داده می شوند. 

پس از این مدت، بمبهای حاوی گل را از دستگاه خارج نموده و پس از مخلوط کردن گلها به وسیله دستگاه مخلوط کن و رساندن دمای آنها به F 140، بوسیله دستگاه ویسکومتر رئولوژی آنها قرائت می شود. (600 ,300  (GEL, YP, PV,

سپس با دستگاه E.S میزان مقاومت الکتریکی هر چهار گل را در برابر عبور جریان بررسی
می کنیم و در آخر، بوسیله دستگاه HPHT فیلترپرس، میزان فلوئیدلاسن گلها در دمای F180، تحت فشار PSI 500 و به مدت 5/ . ساعت اندازه گیری شود.

نتایج بدست آمده با شاخص های مورد نظر مقایسه می شوند.

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی  O.M.C گل روغنی

(OIL MUD CONDITIONER

 

0

0

4

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت O.M.C گل روغنی از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL SPEC و ثبت نتایج در فرم شمارهFQTE: 452 /10000  

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

باعث کاهش گرانروی در گل روغنی شده و در زمانی که گل روغنی GEL UP می کند، از این ماده برای کاهش GEL UP استفاده می کنند.

 

  1. 3.  شرح کار:

در ارزیابی کیفی O.M.C ، ابتدا سه گل روغنی با وزن مخصوص PCF 90 طبق جدول زیر تهیه شده و سپس به مدت 4 ساعت در دمای F200 در دستگاه ROLLING OVEN قرار می دهیم.

 

20/80

20/80

20/80

RATIO  O/W

5/181

5/181

5/181

گازوئیل           (میلی لیتر)

5/10

5/10

5/10

امولسیفایر اولیه  (میلی لیتر)

8

8

8

آهک               (گرم)

10

10

10

F.L.C           (گرم)

57

57

57

کلسیم کلراید    (میلی لیتر)

5/3

5/3

5/3

امولسیفایر ثانویه (میلی لیتر)

-

5

5

ویسکازیفایر       (گرم)

238

238

238

لایمستون پودر   (گرم)

-

5/3

-

OMC            (میلی لیتر)

پس از 4 ساعت ROLLE شدن، گلها را از دستگاه خارج کرده و زیر مخلوط کن قرار
می دهیم تا خوب مخلوط شوند. به محض اینکه دمای گل ها به  F140رسید، رئولوژی آنها توسط دستگاه ویسکومتر خوانده می شود (600 ، 300 ، PV ، YP، GEL )

سپس با استفاده از دستگاه E.S ، مقاومت الکتریکی آنها در برابر عبور جریان اندازه گیری می شود.

در مرحله آخر با استفاده از دستگاه HPHT فیلتر پرس، میزان فلوئیدلاس گلهای روغنی تحت فشار PSI 500 و در دمای F180 به مدت 5 /. ساعت مورد بررسی قرار می دهیم.


 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی امولسیفایر اولیه و ثانویه گل روغنی

0

0

5

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت امولسیفایر اولیه و ثانویه گل روغنی از نظر خواص رئولوژی، بر اساس استانداردNISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره
FQTE: 452/10100

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت پراکنده کردن ذرات آب در بین ذرات گازوئیل و ایجاد امولسیون پایدار و مناسب بین آب و گازوئیل به کار می روند.

 

  1. 3.  شرح کار:

برای ارزیابی کیفی باید چهار نوع گل طبق دستورالعمل موجود در جدول صفحه بعد تهیه کرد. قابل ذکر است که بجز امولسیفایر اولیه و ثانویه سایر موارد از استانداردهای موجود در آزمایشگاه استفاده می شود.  پس از طی مراحل کامل تهیه گل ها، آنها را درون بمب های دستگاه ROLLING OVEN ریخته و به مدت 4 ساعت در دمای F 200 در ROLLING OVEN قرار می دهیم.  پس از 4 ساعت محتویات بمب ها را درون لیوانهای مخصوص دستگاه مخلوط کن ریخته و آنها را چند دقیقه مخلوط می کنیم. به محض اینکه دمای گل به F 140رسید، رئولوژی آنها را توسط دستگاه ویسکومتر قرائت
می کنیم.   ) 600 , 300   (GEL, YP, PV,

بوسیله دستگاه E.S مقاومت الکتریکی گل ها را در برابر عبور جریان اندازه گیری می کنیم. سرانجام گل ها را درون سلهای دستگاه H.P.H.T فیلتر پرس ریخته و با اعمال فشار
500 PSI به مدت نیم ساعت میزان فلوئیدلاس گلها را محاسبه می کنیم.

 

2  حجم سیال خارج شده از دستگاه = فلوئید لاس (ML)

 

20/80

40/60

20/80

40/60

مواد اختلاط

مدت زمان مخلوط کردن

5/181

5/187

5/181

5/187

گازوئیل (ML)

10

5/10

5/10

5/10

5/10

امولسیفایر (ML)

10

8

12

8

12

آهک (GR)

15

10

13

10

13

F.L.C  (GR)

20

-

-

57

140

آب نمک اشباع   (ML)

20

57

140

-

-

آب کلسیم کلراید (ML)

5/3

5/3

5/3

5/3

امولسیفایر ثانویه  (ML)

15

5/ .

5/ .

5/ .

5 /.

ویسکازیفایر TGD

15

238

-

245

-

لایمیستون پودر (GR)

15

90

64

90

64

وزن (PCF)

کل زمان  100

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی پکیج گل روغنی

 

0

0

6

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت مواد  اصلی تشکیل دهنده گل روغنی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/10200

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت تهیه گل پایه روغنی به کار برده می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

دستور کار ارزیابی پکیج گل روغنی مشابه دستورالعمل شماره WQTE452/5200
می باشد.  در این آزمایش بجز FLC ، ویسکازیفایر و امولسیفایر اولیه و ثانویه، برای سایر مواد از استاندادهای موجود در آزمایشگاه استفاده می شود.

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی گل پایه روغنی و پایه آبی عملیاتی

 

0

0

7

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت گل پایه روغنی و پایه آبی عملیاتی از نظر رئولوژی، ALKALINITY ، درصد ذرات جامد و آب و روغن، میزان کلراید (CL-) ،
وزن  مخصوص، PH و میزان فلزات قلیایی خاکی محلول و ......بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/10300 و FQTE:452/16400

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

ارزیابی کیفی گلهای عملیاتی تهیه شده در سر چاهها و بررسی مشکلات و ارائه راه حل برای رفع آن.

 

  1. 3.  شرح:

1-3- ارزیابی رئولوژی گل پایه روغنی و پایه آبی عملیاتی در دمای محیط:

مقداری از گل موردنظر  را درون لیوان دستگاه مخلوط کن ریخته و پس از مخلوط کردن، بوسیله ویسکومتر، رئولوژی آن قرائت می شود.

2-3- ارزیابی رئولوژی گل پایه روغنی وپایه آبی عملیاتی دردمای گل هنگام خروج از چاه در Flow Line و بررسی ته نشینی آنها:

گلهای موردنظر را درون بمب ها ی مخصوص دستگاه ROLLING OVEN ریخته و تا زمانی که به دمای Flow Line برسد، آنها را ROLLE می کنیم.  سپس گلها را از دستگاه خارج کرده و بعد از برداشتن سر بمب ها، بوسیله کاردک میزان ته نشینی گلها بررسی می شود. رئولوژی گل ROLLE شده را پس از مخلوط کردن، مجدداً بوسیله دستگاه ویسکومتر قرائت می کنیم.

3-3-   بررسی میزان پایداری امولسیون گل پایه روغنی عملیاتی:

پس از قرائت رئولوژی گل در دمای FLOW LINE ، بوسیله دستگاه E.S ، میزان پایداری امولسیون و مقاومت گل روغنی در برابر عبور جریان اندازه گیری می شود.

4-3- تعیین میزان آب، روغن و مواد جامد موجود در گل پایه روغنی و پایه آبی عملیاتی:

  مقدار CC 10 از گل عملیاتی را در کاپ دستگاه RETORT KIT ریخته و به مدت 5/ . ساعت، میزان فلوئید خارج شده از گل را در یک استوانه CC 10 ، جمع می کنیم.  سپس میزان آب، روغن و ذرات جامد درون استوانه مدرج را برحسب درصد
 بیان می کنیم.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5-3- ارزیابی میزان مصرف آهک در یک بشکه (ALKALINITY) در گل پایه روغنی عملیاتی:

 ابتدا در یک ارلن CC 10 مخلوط الکل ایزو پروپیلیک/ زایلین 50 :50 ، CC 1 گل روغنی، CC 75 آب مقطر و 10 قطره فنل فتالئین به عنوان شناساگر ریخته که رنگ محلول قرمز می شود.

سپس آنرا توسط اسید سولفوریک 10/ N نرمال تیتر می کنیم.  البته در حین کار، کمی حرارت می دهیم و مدام زمان داده و صبر می کنیم تا مطمئن شویم رنگ محلول دیگر قرمز نمی شود و به طور کامل سفید رنگ باقی می ماند.

(LB/BBL)  مقدار آهک در یک بشکه=  مقدار اسید سولفوریک مصرفی  5/1

6-3-   ارزیابی میزان کلراید موجود در گل روغنی (SALINITY) :

در یک ارلن CC 10 ایتل متیل کتون، CC 15 استون، CC 2 گل پایه روغنی عملیاتی و CC 10 آب مقطر ریخته وسپس 15-10 قطره پتاسیم کرومات به عنوان شناساگر به آن اضافه می کنیم تا رنگ محیط زرد رنگ شود.

سپس با نیترات نقره 282/ . نرمال آنرا تا زمانی که رنگ محلول قرمز رنگ شود، تیتر
می کنیم. باید به محلول آنقدرزمان داد که مطمئن شویم دیگررنگ محلول زرد نمی شود.

*  اگر در گل پایه روغنی آب کلسیم کلراید استفاده شده باشد، میزان کلراید بر حسب PPM به روش زیر محاسبه می شود:

  PPM Cl-   =

 

 106 6/15 مقدار مصرفی نیترات نقره           

 2000 در صد آب+ (6/15 مقدار مصرفی نیترات نقره)    

*   اگر در گل پایه روغنی آب نمک سدیم کلراید استفاده شده باشد :

 

= PPM Cl-

 

 106 5/16 مقدار مصرفی نیترات نقره          

2000 در صد آب + (5/16 مقدار مصرفی نیترات نقره)

 

 

 

7-3-    بررسی میزان فلوئیدلاس گل پایه روغنی و گل پایه آبی عملیاتی:

میزان فلوئیدلاس گل پایه روغنی توسط دستگاه HPHT فیلتر پرس و طبق دستورالعمل شماره (WQTE452/5300) اندازه گیری می شود.

میزان آب از دست دادگی گل پایه آبی توسط دستگاه فیلترپرس و طبق دستورالعمل (WQTE452/3500) محاسبه می شود.

8-3-    ارزیابی میزان PH گل پایه آبی عملیاتی:

توسط دستگاه PH متر میزان PH گل قرائت می شود.

9-3-    ارزیابی میزان کلراید موجود در گل پایه آبی عملیاتی:

CC 1 از صاف آب حاصل از مرحله 7-3 را در یک ارلن ریخته و به آن CC 10 آب مقطر و چند قطره شناساگر پتاسیم کرومات می افزاییم و توسط نیترات نقره PPM 20000 تیتر
می کنیم.

10-3-   ارزیابی میزان فلزات قلیایی خاکی موجود در گل پایه آبی عملیاتی مانند
Ca2+ و Mg2+: در این مرحله نیز از صاف آب حاصل از مرحله 7-3 استفاده می شود که مطابق دستورالعمل شماره (WQTE452/2000) عمل می شود.

10-3-    اندازه گیری وزن مخصوص گل پایه روغنی و پایه آبی عملیاتی بر اساس PCF بوسیله ترازوی گل.

 


 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی گازوئیل

 

0

0

8

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

1. هدف:

  ارزیابی و کنترل کیفیت گازوئیل از نظر دانسیته در دمای 60 و 140، تعیین نقطه اشتعال و میزان مواد جامد و آب  درون گازوئیل و ... بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/ 10400 .

 

دامنه کاربرد:

این ماده برای تهیه گل های امولسیونی پایه آبی/  پایه روغنی  و همچنین به عنوان فاصله انداز تعویض گل پایه آبی به پایه روغنی مورد استفاده قرار می گیرد.این ماده به لحاظ داشتن دانسیته پایین تر از نفت به عنوان سیال تکمیلی چاه بکار می رود و نیز در پایان حفر چاه از گازوئیل به عنوان سیال جایگزین به جای گل قبلی استفاده می گردد.

2. شرح کار:

1-3.   ارزیابی دانسیته در دمای 60 و 140 :

برای انجام این ارزیابی دانسیته گازوئیل را بوسیله ترازوی گل در دو دمای 60 و 140 بر حسب gr/cm3 می خوانیم که به ترتیب 83/0 و 81/0 گرم بر سانتیمتر مکعب می باشد.

2-3.   ارزیابی میزان مواد جامد و آب و مواد آسفالتی موجود در گازوئیل:

جهت انجام این ارزیابی به میزان کدورت، مواد جامد موجود و همچنین دو فاز شدن گازوئیل توجه می- کنیم.

3-3.   ارزیابی ویسکازیته ظاهری در دمای 100 :

جهت این ارزیابی ویسکازیته ظاهری گازوئیل را در دمای 100 بوسیله دستگاه ویسکومتر می- خوانیم. 2/( θ600   )

توجه:

نمونه گازوئیل جهت ارزیابی نقطه اشتعال، نقطه آنیلین و محدوده خوردگی به آزمایشگاه مرکزی اداره شیمیایی ارسال می گردد.

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی بیت لوب

 

0

0

9

5

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت بیت لوب از نظر قابلیت انحلال در گازوئیل، قابلیت پخش شدن در آب و ... بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم FQTE: 452/10500 .

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

بیت لوب یک نمونه ماده شیمیایی سطح فعال(Surface active agent) با پایه روغن است که جهت روان چرخیدن لوله ها و مته حفاری و کاهش اصطکاک با دیواره چاه بکار می رود که میزان مصرف آن بسته به نیاز عملیات، حداقل 8-7 لیتر در یک بشکه گازوئیل می باشد.

 

  1. 3.  روش کار:

بیت لوب جهت ارزیابی کیفی به پژوهشگاه تهران ارسال می گردد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی پایپ لاکس

 

0

0

0

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.    هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت پایپ لاکس از نظر سیالیت در دمای 60 ، حلالیت در گازوئیل، قابلیت دیسپرس شدن در گل پایه آبی و... بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم    FQTE: 452/10600 .

 

  1. 2.    دامنه کاربرد:

این ماده جهت رهایی گیر لوله ها و تجهیزات درون چاهی استفاده می گردد میزان مصرف آن بر حسب نیاز حداقل 8-7 لیتر پایپ لاکس در یک بشکه گازوئیل است.

 

  1. 3.    روش کار:

 ارزیابی کیفی این ماده در پژوهشگاه تهران انجام می گیرد.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی ماده ضد خوردگی H2S

 

0

0

1

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.     هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت ماده ضد خوردگی H2S از نظر قابلیت انحلال در گازوئیل، قابلیت دیسپرس شدن در آب نمک اشباع، سیالیت در دمای 60 و ... بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/7900 .

 

  1. 2.     دامنه کابرد:

این ماده در دو فاز آب و نفت با ایجاد فیلم بر سطوح لوله های جداری و حفاری، مانع از خوردگی آنها توسط گاز H2S می گردد.

  1. 3.     روش کار:

 جهت ارزیابی کیفی ماده ضد خوردگی H2S ، نمونه به آزمایشگاه مرکزی اداره شیمیایی فرستاده می شود.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی چادر برزنتی

 

0

0

2

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت چادر برزنتی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/10800

 

  1. دامنه کاربرد:

به منظور محفوظ نگه داشتن مواد شیمیایی در سر چاهها به هنگام بارندگی و خطرات جوی دیگر، از چادر برزنتی استفاده شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3-   بررسی کیفیت ظاهری از لحاظ ابعاد، رنگ ، نرمی و ...........

2-3-   بررسی میزان نفوذپذیری آب درچادر بعد از 24 و 48 ساعت.

در این ارزیابی، روی قطعه ای از چادر را که در زیر آن تشتی قرار داده شده، آب ریخته و میزان نفوذ آب در چادر بعد 24 ساعت و 48 ساعت بررسی می شود.  که این میزان با ید بسیار کم باشد.

همچنین با ریختن آب در محل درزهای بین قطعات چادر، میزان نفوذ آب در آن بخش بررسی می شود.

 


 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی آنالیز آب

 

0

0

3

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت آب از نظر میزان یون کلراید و فلزات قلیایی خاکی محلول در آب، میزان مواد جامد نامحلول در آب، PH و وزن مخصوص بر اساس استاندارد:
 .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/10900

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت تهیه آب مناسب از نظر میزان یونهای Ca 2+ و Mg2+ و کلراید برای ساخت گلهای حفاری مناسب.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3- تعیین میزان فلزات قلیایی خاکی محلول:

در یک ارلن مایر، CC 10 از نمونه آبی، 6-5 قطره بافر و 6-5 قطره شناساگرE.B.T می ریزیم و سپس توسط محلول ورسونایت (EDTA) PPM 400 تیتر می کنیم تا زمانی که رنگ قرمز محلول به رنگ آبی تبدیل شود.

40 حجم ورسونایت مصرفی= میزان مواد قلیایی خاکی (PPM)

2-3- ارزیابی میزان یون کلراید(Cl- ) :

دریک ارلن مایر، CC 10 نمونه آبی و چند قطره شناساگر پتاسیم کرومات اضافه می کنیم و در حالی که روی همزن مغناطیسی به هم زده می شود، با استفاده از نیترات نقرهPPM 20000، آنرا تیتر می کنیم.  عمل تیتر کردن تا زمانی که رنگ محلول قرمز آجری شود، ادامه می یابد.

(PPM) Cl -  مقدار=  حجم نیترات نقره مصرف شده  20000

                                                 10

3-3- ارزیابی دانسیته نمونه آبی:

نمونه آبی را در ترازوی گل ریخته و دانسیته آن را بر حسب PCF اندازه گیری می کنیم.

4-3- ارزیابی PH :

بوسیله دستگاه PH متر،PH آب مورد نظر را اندازه گیری می کنیم.

 

 

 

5-3- ارزیابی میزان مواد جامد محلول در آب:

CC 100از آب نمونه را در یک ظرف شیشه ای که قبلاً وزن شده، ریخته و روی دستگاه تبخیر قرار می دهیم تا آب درون ظرف شیشه ای کاملاً تبخیر شود، ظرف شیشه ای را درون OVEN قرار می دهیم تا کاملاً خشک شود.

مجدداً ظرف شیشه ای را وزن کرده و از وزن اولیه آنرا کم می کنیم.  عدد حاصل درصد مواد جامد محلول در آب را نشان می دهد.

6-3- ارزیابی میزان مواد جامد نامحلول در آب:

CC 50 آب نمونه را از کاغذ صافی که قبلاً وزن شده ، عبور می دهیم و سپس کاغذ صافی را در OVEN خشک کرده و مجدداً وزن می کنیم.  با کم کردن وزن اولیه کاغذ صافی از آن، عدد حاصل را در 2 ضرب کرده و درصد مواد جامد نامحلول در آب را محاسبه می کنیم.

 


 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی گلهای تحقیقاتی کاربردی

 

0

0

4

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت گلهای تحقیقاتی کاربردی از نظر خواص رئولوژی بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/11100

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

بررسی کیفیت گل حفاری قبل از انجام عملیات و ارزیابی کاربردی بودن مواد جدید در عملیات.

 

  1. 3.  شرح کار:

بر طبق نیاز واحد علیات گل شناسی، دستورالعمل جدید برای تهیه گل حفاری ارائه می شود که مطابق با این برنامه، گلهای تحقیقاتی مورد نظر تهیه و به مدت 4 ساعت در دستگاه ROLLING OVEN در دمای مورد نظر قرار داده می شوند.

بعد از این مدت گلها را از دستگاه خارج و چند دقیقه زیر مخلوط کن قرار می دهیم و سپس در دمای F140 رئولوژی گلها ) 600 ,300  (GEL, YP, PV, توسط دستگاه ویسکومتر تعیین می شود.  د رمرحله بعد، در صورتیکه گلهای تحقیقاتی از نوع گل روغنی باشند، باید مقاومت الکتریکی آنها در برابر جریان توسط دستگاه E.S اندازه گیری شود.

برای تعیین میزان فلوئیدلاس، گلهای پایه روغنی را در دستگاه HPHT فیلتر پرس تحت دمای F180و به مدت 5/ . ساعت با فشار PSI 500 و گلهای پایه آبی را در دستگاه API فیلترپرس به مدت 5/ . ساعت تحت فشار PSI 100 قرار مید هیم و پس از جمع آوری صاف آب آنها، میزان فلوئیدلاس تعیین می شود.  در بررسی گلهای تحقیقاتی باید به حالت ظاهری ، بو، میزان ته نشینی مواد و ........ نیز توجه شود.

 

 

عنوان سند:  دستورالعمل ارزیابی فایبر لاک

 

0

0

5

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

بررسی و کنترل کیفیت فایبر لاک بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/16600

  1. 2.  دامنه کاربرد:

فایبرلاک برای کنترل هرزروی در حفره های بزرگ و جاهایی که هرزروی شدید می باشد، به کار می رود.  بخش عمده این ماده از پشم درست شده است.

  1. 3.  شرح کار:

1-3-      بررسی کیفی فایبرلاک از لحاظ میزان اجزاء تشکیل دهنده آن

برای بررسی کیفی فایبر لاک، ابتدا میزان ترکیبات تشکیل دهنده آن را که مهمترین آنها الیاف لیفی و سلولزی می باشد، مورد بررسی قرار می دهند.  الیاف لیفی و سلولزی باید بیش از 50% اجزاء فایبرلاک را تشکیل دهد.  سایر اجزاء تشکیل دهنده آن مانند میکا، سبوس برنج و خاکه های سبک وزن هر کدام در حدود 20-10 درصد اجزاء فایبر لاک را شامل
می شوند. 

این بررسی با مشاهده چشمی نمونه مورد نظر، انجام می شود. 

2-3-      بررسی میزان معلق بودن فایبرلاک در پیل CMC.HV

4 گرم CMC.HV را در CC 350 آب نمک اشباع به مدت 10 دقیقه مخلوط کرده و سپس 20 گرم از نمونه فایبرلاک را به آن می افزاییم و خوب مخلوط می کنیم.

اگر نمونه فایبرلاک مناسب باشد، باید پس از مخلوط شدن در پیل، به صورت معلق باقی بماند و تشکیل دو فاز ندهد.  همچنین فایبرلاک نباید در اطراف تیغه های مخلوط کن جمع شود.  پس از طی این مرحله، مدتی این مجموعه را به حال سکون رها کرده و بعد از 1تا 2 ساعت فایبرلاک باید روی سطح پیل قرار گرفته باشد. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی ریگ واش

0

0

6

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت ریگ واش از نظر قابلیت انحلال در گازوئیل، آب شیرین، آب دریا و روغن،تعیین درصد پاک کنندگی و ... بر اساس استاندارد OCMA SPEC. و ثبت نتایج در فرم

 FQTE: 452/16700 .

  1. دامنه کاربرد:

 این ماده جهت برطرف نمودن آلودگی های ناشی از روغن و گریس توام با گرد و خاک از روی وسایل و تجهیزات حفاری مورد استفاده قرار می گیرد.

  1. روش کار:

1-3. بررسی قابلیت انحلال:

بررسی ریگ واش از نظر قابلیت انحلال پذیری در گازوئیل، آب شیرین، آب دریا وآب سخت و نیز میزان پایداری امولسیونی در آب شیرین، به طور مقایسه ای با مایع ظرفشویی ریکا صورت می گیرد.

2-3.   تعیین درصد پاک کنندگی :

     ابتدا گلی با مخلوط کردن CC 3 روغن موتور استفاده شده، gr 1 لایمستون پودر و CC 10 آب سخت تهیه می کنیم.  یک صفحه فلزی را به گل ساخته شده آغشته کرده و میزان ماده ریگ واش مورد نیاز برای تمیز کردن آن را تعیین می کنیم.

     

 

 

 

 

 

 

 

عنوان سند:  دستورالعمل ارزیابی زینک بروماید

 

0

0

7

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.    هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت زینک بروماید از نظر دانسیته، نقطه کریستاله شدن، PH ، محدوده خوردگی و  بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC.  و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE: 452/16500 .

  1. 2.    دامنه کاربرد:

 جهت تهیه سیالات تکمیلی بدون مواد جامد وزن افزا حفاری با وزن مخصوص بالاتر ازPCF 107 مورد استفاده قرار می گیرد.زینک بروماید یا به صورت مستقیم و یا همراه با کلسیم بروماید به کارمی رود. 

  1. 3.    روش کار:

1-3 .  ارزیابی دانسیته:

برای ارزیابی دانسیته به دو صورت می توان عمل کرد:

الف) استفاده از ترازوی گل: مایع زینک بروماید را در ترازوی گل ریخته و دانسیته آن را بر حسب پوند بر فوت مکعب می خوانیم.

ب )استفاده از هیدرومتر: مایع زینک بروماید را در استوانه مدرج ریخته و هیدرومتر را در آن قرار می دهیم. از روی قسمت مدرج هیدرومتر، عددی را که با سطح مایع مماس است به عنوان دانسیته قرائت می کنیم و بر حسب gr/cm3 گزارش می دهیم.

2-3 .  ارزیابی PH :

برای ارزیابی PH از دستگاه PH متر یا کاغذهای PH سنج استفاده می شود.

 

 

3-3 .  ارزیابی نقطه کریستاله شدن و محدوده خوردگی:

برای اندازه گیری نقطه کریستاله شدن و محدوده خوردگی، نمونه به آزمایشگاه مرکزی اداره شیمیایی ارسال می گردد.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل ارزیابی STABILE  HOLE

 

0

0

8

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

ارزیابی و کنترل کیفیت STABILE HOLE از نظر خواص رئولوژی و دانه بندی بر اساس استاندارد .NISOC DRILL. SPEC و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/16300

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

این ماده در گلهای پایه آبی جهت پایداری لایه های سست و شیلی (جلوگیری از تورم و ریزش در دهانه چاه) موجود در سازندهای آسماری و پائین تر به کار گرفته می شود.  در واقع این ماده به عنوان تثبیت کننده لایه های سست و شیل ها عمل کرده و در مجموع خطر ریزش دیواره چاه و گیر لوله ها را در طبقات شیلی و رسی کاهش می دهد.

 

  1. 3.  شرح کار:

1-3- ارزیابی دانه بندی توسط الک خشک:

به ترتیب از بالا به پایین چهار الک با مش های 4، 100 ، 200 و 325 را روی هم قرار داده و به مقدار 100 گرم STABILE HOLE روی الک 4 ریخته و این مجموعه را به مدت 15-10 دقیقه روی دستگاه الک لرزان قرار می دهیم. سپس میزان STABILE HOLE باقیمانده روی الک ها را وزن کرده و بر حسب درصد باقیمانده روی الک گزارش می کنیم.

2-3- ارزیابی کارآیی STABILE HOLE :

ابتدا سه نمونه گل را طبق جدول تهیه کرده و بعد گل شماره 1 و 3 در دستگاه ROLLING OVEN به مدت 4 ساعت تحت دمای F180قرار می دهیم و گل شماره 2 را در دمای
 F220 به مدت 4 ساعت ROLLE می کنیم.

 

 

 

 

 

 

3

2

1

ترکیب

140

-

350

آب شهر (F.W)

-

350

-

آب نمک اشباع (S.S.W)

5/3

-

-

DME (CC)

-

-

25

          (GR)         بنتونایت

-

8

-

(GR)    صمغ طبیعی

-

5/ .

5/ .

                (GR)آهک

210

-

-

            (CC)گازوئیل

2

4

4

STABILE HOLE (GR)

5/ .

-

-

CMC.HV     (GR)

350

350

350

(CC)       حجم نهایی

+56

75

+65

    (PCF)    وزن مخصوص

 

 

پس از خارج کردن گلها از دستگاه، در دمای F140 بوسیله ویسکومتر رئولوژی آنها قرائت گردیده و سپس میزان مقاومت الکتریکی آنها توسط دستگاه E.S اندازه گیری می گردد.

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل بازرسی و نمونه گیری از محموله های گل حفاری

 

0

0

9

6

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

بررسی کیفیت مواد مورد نیاز سر چاهها و تأیید یا عدم تأیید آنها توسط بخش شیمی، بر اساس استاندارد NISOC DRILL. SPEC. و ثبت نتایج در فرم شماره FQTE:452/11200

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

نمونه گیری از انبارها (انبار سپیدان و آهاران و سایر انبارها ی شیمیایی متفرقه) ، با ورود نمونه جدید مواد شیمیایی به انبارها صورت می گیرد که معمولاً یا به صورت سرزده و یا با هماهنگی قبلی از طریق دریافت نامه یا تماس تلفنی از طرف انبارها، توسط بخش شیمی اداره  حفاری انجام می شود.

 

  1. 3.  شرح کار:

پس از اینکه مسئول نمونه گیری به انبار مربوطه اعزام شد، کارهای زیر انجام می شود:

1-3- شمارش استاکهای موجود در انبار برای مشخص کردن مقدار مواد موجود و بررسی مطابقت محموله با بارنامه از نظر آمار، جنس، کیسه بندی و تاریخ.

2-3- بررسی منظم یا نامنظم بودن استاکها و ترتیب چیدن آنها در انبار:

هنگام چیدن کیسه ها در انبار حداقل ارتفاع استاک 20 کیسه و حداکثر 40 کیسه، طول استاک حدود 40 کیسه و عرض آن حدود 40-20 کیسه می باشد.

3-3  بررسی کیسه بندی مواد از نظر استحکام، جنس، تعداد لایه های تشکیل دهنده کیسه و دارا بودن پلاستیک آستری، آرم و مشخصات شرکت تولید کننده روی کیسه و .......

4-3- توزین کیسه ها برای مشخص کردن وزن آنها:

برای توزین کیسه های 25 و 50 کیلوگرمی، 10 تا 20 کیسه را اتفاقی انتخاب و وزن  می کنند و سپس وزن میانگین آنها را محاسبه می کنند.

در مورد کیسه های بیگ بگ 5/1 تنی، 2 کیسه توزین می شود.

5-3- نمونه گیری:

تعداد کیسه های مورد نیاز برای نمونه گیری، از همه قسمتهای استاک انتخاب می شود که تعداد آنها بسته به مقدار محموله، حداقل 5 کیسه و حداکثر 20 کیسه می باشد.

 

 

 

 

 

-    برای نمونه گیری از کیسه های کوچک 25 و 50 کیلوگرمی، بوسیله لوله نمونه برداری از سر و ته کیسه های انتخاب شده، نمونه برداشته می شود.

-    برای نمونه گیری از کیسه های بیگ بگ، در کیسه ها از قسمت بالا باز شده و سپس به وسیله لوله نمونه برداری، نمونه مورد نیاز برداشته می شود.

-    برای نمونه گیری از نمونه های مایع که درون بشکه های 55 گالنی قرا دارند، حداقل 2 و حداکثر 10 بشکه را انتخاب و پس از غلتاندن بشکه ها روی زمین و مخلوط کردن محتویات آنها، بوسیله کاپ مخصوص، نمونه گیری صورت می گیرد.

 

6-3- موجودی قبلی مواد در انبار بررسی شده و در پایان کروکی مواد موجود در انبار رسم
می شود.

 

 

 

 

عنوان سند:  دستور العمل  ارزیابی وزن مخصوص مواد پودری به روش لوشاتلیه

0

0

1

7

/

2

5

4

E

T

Q

W

 

  1. 1.  هدف:

تعیین وزن مخصوص مواد پودر به روش لوشاتلیه

 

  1. 2.  دامنه کاربرد:

جهت تعیین وزن مخصوص افزایه های پودری گل و سیمان حفاری

 

  1. 3.  شرح کار:

حدود GR 200 از ماده مورد  نظ را در OVEN خشک می کنیم.

در ظرف لوشاتلیه تا خط نشان صفر، نفت می ریزیم و به مدت یک ساعت در حمام آب با دمای ثابت F89 قرار می دهیم تا حداکثر انبساط نفت را پس از یک ساعت یادداشت کنیم
(حجم اولیه).

ماده خشک شده را در استوانه فلزی مخصوص ریخته (با ضربه زدن به استوانه، حباب هوا بین ذرات را خارج می کنیم) تا کاملاً پر شود.  سپس استوانه فلزی را وزن کرده و به عنوان وزن اولیه یادداشت می شود.

پس از یک ساعت که نفت حداکثر انبساط خود را در دمای F89 پیدا کرد، ظرف لوشاتلیه را از حمام خارج کرده و  از ماده خشک شده درون استوانه فلزی به آن اضافه می کنیم و تازمانی که ارتفاع نفت به 18 برسد این کار را ادامه می دهیم.

حین ریختن ماده مورد نظر در ظرف لوشاتلیه، به بدنه ظروف ضربات خفیف وارد می کنیم تا ذرات چسبیده شده به دیواره ظرف در نفت قرار گیرد.

ظرف لوشاتلیه را مجدداً در حمام آب قرار می دهیم.  سپس استوانه فلزی و محتویات آن را وزن کرده و به عنوان وزن ثانویه یادداشت می کنیم.  پس از یک ساعت حجم لوشاتلیه را خوانده و به عنوان حجم ثانویه یادداشت می کنیم.

 

                                                                                                              M=  وزن ثانویه – وزن اولیه

 

                      V=  حجم اولیه – حجم ثانویه

 

 

 

 

BARITE

 

  1. 1.  نوع و نام علمی ماده با فرمول:

سولفات باریم)  (BaSO4 که معروفترین نامهای تجارتی آن باریت (BARITE) می باشد، در عملیات حفاری به نامهای تیف (TIFF) و یا هیوی اسپار (HEAVY SPAR) نیز نامیده می شود.

  1. 2.  موارد و مقدار کاربرد:

در گلهای حفاری از آن به عنوان ماده وزن افزا جهت تأمین وزن مخصوص بیشتر از
PCF 75 در لایه های غیر تولیدی مانند گچساران استفاده می شود.

مقدار مصرف آن بستگی به وزن مخصوص گلهای حفای مورد نیاز دارد.

  1. 3.  مشخصات عمومی و اختصاصی در حفاری:

 

API SPEC. 13A,FEB.2004

خواص

واحد

مشخصات مورد نیاز

جرم مخصوص

گرم بر سانتی مترمکعب

حداقل 2/4

مقدار فلزات قلیایی خاکی محلول در آب
+Mg2+)
(Ca2+

قسمت در میلیون (میلی گرم در هر لیتر)

حداکثر 250

شستشو به وسیله الک (ASTM):

باقیمانده روی الک شماره 200   (200 MESH)

 (ذرات بزرگتر از 75 میکرون)   

ذرات کروی با قطر کمتر از 6 میکرون

باقیمانده روی الک شماره 325  (325 MESH )  

(OCMA  SPEC.)

 

درصد وزنی

 

در صد وزنی

درصد وزنی

 

حداکثر 3

 

حداکثر 30

5+10

OC MA-DFCP-3 1978

نتیجه عملکرد

گرانروی ظاهری قبل از افزایش گچ*

گرانروی ظاهری بعد از افزایش گچ*

 

سانتی پویز

سانتی پویز

 

حداکثر 125

حداکثر 125

مواد جامد محلول در آب

درصد وزنی

حداکثر 1/.

* گچ شامل GYPSUM بوده و فرمول شیمیائی آن  CaSO4.2H2Oمی باشد.

** توجه:  قابل ذکر است که طبق دستورالعمل NISOC DRILL. SPEC.، مقدار مجاز ترکیبات SiO2 ، Fe2O3، FeO و Pb به ترتیب، 2 درصد وزنی (حداکثر)، 1 درصد وزنی (حداکثر)، و  درصد وزنی مشخص شده است  که به دلیل وقت گیر بودن این ارزیابی و

 

 

 

 

نیاز عملیاتی چاهها به ارسال سریع مواد اولیه، این آزمایش روی همه نمونه ها انجام نشده و آنالیز به صورت غیر مستمر و در موارد خاص به طور انتخابی روی بعضی از نمونه ها انجام می شود.

ارزیابی این ماده به دلیل کاربرد در میادین مختلف عملیات حفاری مناطق نفتخیز جنوب و دستیابی به کیفیت و کارایی مطلوب،  طبق دستورالعمل شماره WQTE452/2000 و بر اساس استانداردهای:
API SPEC. 13A,SIXTEEN EDITION, FEB. 2004 و OCMA- DFCP-3, 1978  در آزمایشگاه گل حفاری صورت می گیرد.

  1. 4.  خواص کاربردی  و  شیمیایی:

ماده ای است غیر فعال که بر روی خواص شیمیایی گل حفاری اثری ندارد.

5. منابع شناخته شده و نامهای تجارتی:

کلیه سازندگان مجاز مورد تایید ( از نظر فنی ) موجود در فهرست تهیه شده در اداره مهندسی استانداردها. 

6. بسته بندی و شماره رمز کالا:

واحد صدور این ماده بر حسب تن و به دو صورت میباشد:

-        بصورت پاکتهای 25 کیلوگرمی کاغذی 5 لایه با یک لایه ضد رطوبت. 

  شماره رمز کالا:  8907557082

-         بصورت کیسه های بزرگ پروپیلنی ضخیم 5/1 تنی (BIGBAG) استاندارد.

شماره رمز کالا:

7. شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

الف)  در محلی سرپوشیده و مسقف نگهداری شود.

ب)  باریت ماده ایست غیر سمی و در هنگام کار با آن باید از ماسک ضد گرد و غبار استفاده شود.


 

SALT WATER CLAY

  1. 1.   نوع و نام علمی ماده شیمیایی:

خاک رس نمکی یا آتاپولجایت( ATTAPULGITE (به نامهای تجاری
 SALT CLAY SALT WATER CLAY, یا SALT GEL معروف است.  فرمول شیمیایی آن سیلیکات منیزیم وآلومنیوم آبدار،HYDROUS MAGNESIUM ALUMINUM SILICATE ، می باشد.

  1. 2.   موارد و مقدار کاربرد:

الف:    برای افزایش گرانروی (VISCOSIFIRE) در گلهای آب نمکی و همچنین بعنوان تعلیق کننده (SUSPENDING AGENT) در آب نمک اشباع بکار می رود.

ب: در سیمانکاری لوله های جداری سطحی در حفاری دریایی بعلت وجود آب دریا، استفاده می شود.

-                          مقدار مصرف بستگی به نوع نیاز در موارد فوق دارد.

  1. 3.   مشخصات عمومی و فیزیکی:

الف-  مشخصات عمومی:

رنگ:  بژ

بو:    ندارد

حالت:پودر

وزن مخصوص+ 6/2  گرم بر سانتی متر مکعب

ب-  مشخصات اختصاصی در حفاری:

 

خواص

واحد

مشخصات مورد نیاز

وضعیت سوسپانسیون:

 

 

قرائت600 (با استفاده از(FANN VISCOMETER

دور در دقیقه (RPM)

حداقل 30

شستشو به وسیله الک (ASTM)

باقیمانده روی الک شماره200:        (200 MESH)        (ذرات با قطر بزرگتر از 75 میکرون)

 

درصد وزنی

 

حداکثر 8

میزان رطوبت

درصد وزنی

حداکثر 16

این ماده طبق دستورالعمل استاندارد ذیل در آزمایشگاه گل حفاری ارزیابی می گردد:

API SPECIFICATION 13 A, SIXTEEN EDITION, FEB. 2004.

 

 

 

 

 

  1. 4.   خواص کاربردی و شیمیایی:

این ماده تحت شرایط بهم زدن زیاد ((HIGH SHEARING قادر است گرانروی زیادی در آبهای شور تولید نماید و بعنوان جلوگیری کننده از هرزروی (Loss) در سازند گچساران همراه با دایلایت نیز بکار برده می شود.

همچنین از خاک رس نمکی بعنوان HIGH VISCOSITY PILL در آبهای شور نیز استفاده می شود.

5. منابع شناخته شده و نامهای تجارتی:

کلیه سازندگان مجاز مورد تایید ( از نظر فنی ) موجود در فهرست تهیه شده در اداره مهندسی استانداردها.

6.  بسته بندی و شماره رمز کالا:

واحد صدور این ماده بر حسب تن و به دو صورت می باشد:

الف:  پاکت 25 کیلوگرمی کاغذی 5 لایه با یک لایه ضد رطوبت

ب:  کیسه های بزرگ 1 تنی (BIG BAG) استاندارد،  دارای تسمه ای بصورت ضربدری، دریچه فوقانی جهت پر نمودن و نمونه گیری، دریچه تحتانی مخصوص (همراه طناب برای باز نمودن دریچه) جهت تخلیه و یک لایه ضد رطوبت می باشد.

شماره رمز کالا در کیسه های 25 کیلوگرمی:  8914933102

شماره رمز کالا در کیسه های یک تنی:

7.  شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

- ماده ای غیر سمی است و در هنگام کار با آن بهتر است که از ماسک ضد گرد و غبار
استفا ده شود.

- این ماده باید در محل سرپوشیده و مسقف و دور از رطوبت نگهداری شود.

 

 

 

FER-O- BAR

 

1. نوع و نام علمی ماده با فرمول:

هماتیت یا اکسید فریک دارای فرمول شیمیایی  Fe2O3 می باشد و نام تجارتی آن
فروبار است.

 

2. موارد و مقدار کاربرد:

به لحاظ داشتن وزن مخصوص بیش از حداقل 05/5 گرم بر سانتی متر مکعب از آن بعنوان ماده وزن افزا در گل های حفاری و با توجه به شرایط خاص عملیات حفاری
استفاده می شود.

 

3. مشخصات عمومی و اختصاصی د رحفاری:

 

 

خواص

واحد

مشخصات مورد نیاز

API SPEC. 13A,FEB.2004

جرم مخصوص

گرم بر سانتی متر مکعب

حداقل05/5*

مقدار فلزات قلیایی خاکی محلول در آب (Ca2++Mg2+)

میلی گرم در هر کیلوگرم (قسمت در میلیون)

حداکثر 100*

شستشو بوسیله الک ASTM)):

باقیمانده روی الک شماره 200 (ذرات بزرگتر از75 میکرون)

200 MESH ))

باقیمانده روی الک شماره 325 (ذرات بزرگتراز 45 میکرون)

(325 MESH)

ذرات کروی با قطر کمتر از 6 میکرون

 

درصد وزنی

 

درصد وزنی

 

درصد وزنی

 

حداکثر 5/1

حداکثر 15

حداکثر 15

NISOC DRILL. SPEC.

خاصیت جذب مغناطیسی

درصد وزنی

حداکثر 5

*  به لحاظ امکانات موجود در داخل کشور و وضعیت معادن ایران و هچنین شرایط عملیات حفاری مناطق نفتخیز، شاخص وزن مخصوص مورد نیاز در حد GR/CM3 7/4 و میزان فلزات قلیایی خاکی در حد PPM 250 تعیین گردیده و به مورد اجرا در می آیند.

-   ارزیابی این ماده طبق دستورالعمل شماره WQTE452/2200، بر اساس استاندارد:

API SPECIFICATION 13A, SIXTEEN EDITION,FEB 2004

و با توجه به نیازعملیات حفاری   NISOC DRILING SPECIFICATION

در آزمایشگاه گل حفاری صورت می گیرد.

 

 

 

 

 

4. خواص شیمیایی و کاربردی:

فروبار جزو مواد غیر فعال به حساب می آید و فقط با گازهایی نظیر گاز
سولفور هیدروژن H2S)) قابلیت ترکیب دارد.  به لحاظ داشتن ذرات کروی شکل، در مقایسه با باریت در گلهای سنگین گرانروی کمتری از خود نشان می دهد.

5. منابع شناخته شده و نامهای تجارتی:

کلیه سازندگان مجاز مورد تایید( از نظر فنی ) موجود در فهرست تهیه شده در اداره مهندسی استانداردها.

6. بسته بندی و شماره رمز کالا:

واحد صدور فروبار بر حسب تن و به دو صورت می باشد:

الف -  پاکت های 25 کیلوگرمی کاغذی 5 لایه با یک لایه ضد رطوبت.

ب‌-     کیسه های بزرگ 5/1 تنی BIG BAG استاندارد (پروپیلنی ضخیم)، دارای تسمه ای به صورت ضربدری، دریچه فوقانی جهت پر نمودن و نمونه گیری، دریچه تحتانی مخصوص (همراه طناب برای باز نمودن) جهت تخلیه و یک لایه ضد رطوبت می باشد.

شماره رمز کالا در کیسه های 25 کیلوگرمی:  8929051002

شماره رمز کالا در کیسه های 5/1 تنی:

7. شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

- فروبار ماده ای است غیر سمی و در هنگام کار با آن باید از  ماسک ضد گرد و غبار استفاده شود.

-      در جاهای سرپوشیده و مسقف و دور از رطوبت نگهداری شود.

 

 

 

CALCIUM CARBONATE

1. نوع و نام علمی ماده با فرمول:

پودر سنگ آهک (LIMESTON POWDER) با نام عملی کربنات کلسیم دارای فرمول شیمیایی CaCO3 می باشد که در عملیات حفاری مورد استفاده قرار می گیرد.

2. موارد و مقدار کاربرد:

این ماده جهت افزایش وزن مخصوص گلهای پایه آبی و روغنی و سیالات تکمیلی حفاری، خصوصاً در حفاری لایه های تولیدی بدلیل محلول بودن در اسید کلریدریک، مورد استفاده
قرار می گیرد.  میزان مصرف آن بستگی به وزن مخصوص گل حفاری مورد نیاز دارد.

3. مشخصات عمومی و اختصاصی در حفاری:

الف): مشخصات عمومی:         -  بو:  ندارد

-  رنگ:  سفید               -  وزن مخصوص:   حداقل gr/cm3 7/2

-  حالت:  پودر نرم               -  وزن ملکولی:     gr/mol 100

-  درجه خلوص:  حداقل 98 درصد    

 

 

ب) مشخصات اختصاصی در حفاری:

 

Nisoc drill. Spec.

خواص

واحد

نتایج مورد نیاز

مواد نامحلول در اسید کلریدریک 15 درصد

درصد وزنی

حداکثر 2

وزن مخصوص

گرم بر سانتی متر مکعب

حداقل 7/2

شستشو بوسیله الک  (astm ):

عبور از الک شماره100:           (100 MESH)

عبور از الک شماره 200:          ((200 MESH

عبور از الک شماره325:          325 MESH) )

 

درصد وزنی

درصد وزنی

درصد وزنی

 

100

حداقل 90

5+ 80

ارزیابی این ماده طبق دستورالعمل شماره WQTE452/2100 و با توجه به نیاز عملیات حفاری، بر اساس NISOC DRILL. SPEC.   در آزمایشگاه گل حفاری صورت  می- گیرد.

4. خواص کاربردی و شیمیایی:

جهت افزایش وزن مخصوص گلهای حفاری حداکثر تا PCF 90 استفاده می شود.  این ماده در مقایسه با باریت در گلهای حفاری پایه روغنی دارای خاصیت پراکندگی بهتری است.  نوع خالص آن همان گل سفید است و انواع متبلور آن بصورت سنگ مرمر و اسپات دیسلند در طبیعت یافت می شود.

 

 

 

 

 

 

کربنات کلسیم در اثر حرارت به آهک زنده و گاز کربنیک تجزیه می گردد و  به دلیل محلول بودن در اسید کلریدریک،  بهترین ماده وزن افزا در حفاری سازندهای تولیدی به حساب
می آید.

5. منابع شناخته شده و نامهای تجارتی:

کلیه سازندگان مجاز مورد تایید ( از نظر فنی ) موجود در فهرست تهیه شده در اداره مهندسی استانداردها.

6. بسته بندی و شماره رمز کالا:

این ماده به صورت پاکتهای 25 کیلوگرمی کاغذی 5 لایه با یک لایه ضد رطوبت یا بصورت کیسه های بزرگ پروپیلنی ضخیم استاندارد یک تنی (BIG BAG) بسته بندی می شود.

شماره رمز پاکتهای 25 کیلوگرمی :  8912421052

شماره رمز کیسه های بزرگ BIG BAG:

7. شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

-     در جاهای سرپوشیده و مسقف و دور از رطوبت نگهداری شود.

-      نیاز به نکات ایمنی خاصی ندارد و بهتر است که در هنگام کار با آن،  از ماسکهای ضد گرد و غبار استفاده شود.

 

 

 

 

BENTONITE (OCMA GRADE BENTONITE)

1. نوع و نام عملی ماده شیمیایی:

خاک رس از نوع سدیم مونت موریلونایت با نام تجارتی BENTONITE یا GEL نامیده شده و نوع WYOMING BENTONITE می باشد.

2. موارد و مقدار کاربرد:

بنتونایت ماده شیمیایی ارزان قیمت است که برای افزایش گرانروی (ویسکوزیته) و ایجاد حالت ژله ای در گلهای حفاری آب پایه (آب شیرین و آب دریا) بکار می رود.

بنتونایت علاوه بر مورد فوق الذکر جهت کاهش صاف آب (WATER LOSS) همراه با پلیمر به لحاظ ایجاد اندود غیر قابل نفوذ در دیواره چاه بکار می رود.

مقدار مصرف در گلهای حفاری 25-10 پوند در هر بشکه می باشد.

-               ماده شیمیایی فوق در دوغابهای سیمان بعنوان کاهش دهنده وزن مخصوص در لایه های کم فشار مورد استفاده  قرار می گیرد.

مقدار مصرف در دوغاب سیمان 16-4 در صد وزنی سیمان خشک می باشد.

3. مشخصات عمومی و اختصاصی در حفاری:

الف مشخصات عمومی:

رنگ:  سفید       حالت:  پودر

بو:  ندارد            وزن مخصوص:  5/2-4/2 گرم بر سانتی متر مکعب

ب:  اختصاصی در حفاری:

API SPECIFICATION 13A FEB. 2004

خواص

واحد

مشخصات مورد نیاز

وضعیت سوسپانسیون

 

 

قرائت    600( با استفاده از FANN VISCOMETER )

دوردر دقیقه (rpm)

حداقل 30

نسبت یلدپوینت (نقطه واروی) به ویسکوزیته پلاستیکی ( Y.P )

                                                                                      P.V

-

حداکثر 6

حجم صاف آب

سانتیمترمکعب

حداکثر 16

شستشو بوسیله الک (astm)

باقیمانده روی الک 200 (ذرات با قطر بزرگتر از 75 میکرون)

(200 MESH)

 

درصد وزنی

 

حداکثر 5/2

میزان رطوبت

درصد وزنی

حداکثر 13

OCMA-DFCP-4, 1973

بازدهی

مترمکعب برتن

حداقل 16

عصاره آب (API)

میلی لیتر

حداکثر 15

الک خشک (ASTM)

باقیمانده روی الک شماره 100                        (100 MESH)

 

درصد وزنی

 

حداکثر 2

 

 

 

 

-           ارزیابی این ماده بر طبق دستورالعمل استانداردهای :

 

API SPECIFICATION 13A, SIXTEEN EDITION, FEB. 2004-

OCMA – DFCP – 3,1978 -

و با در نظر گرفتن امکانات تولید داخلی و کیفیت معادن، در آزمایشگاه گل حفاری صورت
می گیرد.

4. خواص کاربردی و شیمیایی:

ذرات بنتونایت به علت داشتن خاصیت جذب آب به مقدار وسیعی متورم می گردد و گاهی اوقات به اندازه دو برابر حجم اصلی اش متورم می شود.

از بنتونایت در تهیه پیل های غلیظ در عملیات حفاری لایه های فوقانی بعنوان تمیز کننده چاه استفاده می شود و بعنوان یکی از عوامل جلوگیری کننده در هرزروی در ترک خوردگیهای طبقات نیز کاربرد دارد.

5. بسته بندی و شماره رمز کالا:

واحد صدور بر حسب تن و به دو صورت می باشد.

الف:  پاکت های 25 کیلوگرمی کاغذی 5 لایه با یک لایه ضد رطوبت

ب:    کیسه های بزرگ یک تنی BIG BAG استاندارد (دارای دسته کمربندی بصورت ضربدری، دریچه فوقانی جهت  پر نمودن و نمونه گیری، دریچه تحتانی مخصوص با طناب برای باز نمودن دریچه جهت تخلیه و بعلاوه یک لایه ضد رطوبت).

شماره رمز کالا در پاکت های 25 کیلوگرمی: 8914937082

شماره رمز کالا در کیسه های یک تنی:          

6. شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

در جاهای سر پوشیده و مسقف و دور از رطوبت نگهداری شود.

نیاز به نکته ایمنی خاصی ندارد.  ولی در هنگام استفاده بهتر است که از ماسک ضد گردو غبار استفاده شود. در صورت ریخت و پاش در محیط کار باید به سرعت شسته و تمیز گردد زیرا به علت لغزندگی ایجاد خطر می نماید.

 

 

 

 

1. نوع و نام علمی ماده با فرمول:

محلول برمورکلسیم (CALCIUM BROMIDE) با فرمول شیمیایی CaBr2+ H20

2. موارد و مقدار کاربرد:

جهت تهیه سیالات حفاری بدون مواد جامد وزن افزا تا وزن مخصوص 106 پوند بر فوت مکعب (7/1 گرم بر سانتی متر مکعب) مورد استفاده قرار می گیرد.  مقدار مصرف به وزن مخصوص گل حفاری مورد نیاز بستگی دارد.

3. مشخصات عمومی و اختصاصی در حفاری:

الف-   مشخصات عمومی:

رنگ:  قهوه ای روشن                      نقطه جوش:  129 درجه سانتیگراد

حالت: مایع                         ویسکوزیته در C 25:  8/6 سانتی پویز

وزن مخصوص(محلول):7/1گرم برسانتی مترمکعب    PH محلول:7 <

درجه خلوص (جامد): 95 درصد

وزن ملکولی:  91/199 گرم بر مول

نقطه ذوب جامد:  760 درجه سانتیگراد

ب‌-     مشخصات اختصاصی در حفاری:

 

خواص

واحد

مشخصات مورد نیاز

وزن مخصوص

پوند در هر گالن

حداقل2/14

نقطه کریستال شدن

درجه فارنهایت (F˚)

(10+)-(20-)

PH

-

حداقل 7

میزان خوردگی

MPY

حداکثر5

در صورت مخلوط شدن 302 سی سی از محلول برمور کلسیم با 10 سی سی محلول کلرورکلسیم PCF 7/86 به اضافه 103 گرم کلرور کلسیم خشک، مخلوط حاصل باید مشخصات مندرج در این دو ستون را داشته باشد.

 

وزن مخصوص

پوند در هر گالن

15

نقطه کریستال شدن

درجه فارنهایت (F˚)

67

 


 

این ماده بر اساس دستورالعمل استاندارد NISOC DRILL. SPEC. در آزمایشگاه گل حفاری ارزیابی می گردد.

4. خواص کاربردی و شیمیایی:

این سیال به خاطر داشتن وزن مخصوص نیمه سنگین و بدون داشتن مواد جامد وزن افزا،  عمدتاً جهت ساخت سیالات بدون مواد جامد وزن افزا در چاههای تکمیلی و تعمیری به عنوان PACKER FLUID مورد استفاده قرار می گیرد.  می توان از کلرورکلسیم و کلرور روی  جهت تغییر وزن مخصوص سیال همراه آن استفاده کرد.  استفاده از این سیال دارای محدودیتهایی از نظر نقطه کریستال شدن است که در هنگام ساخت سیال باید در نظر گرفته شود.  در مجموع این سیال را  آب سنگین یا HEAVY WATER نیز می نامند.

5. بسته بندی و شماره رمز کالا:

بسته بندی در بشکه های فلزی 55 گالنی که لایه درونی آن دارای پوشش پلاستیکی باشد، صورت می گیرد.

شماره رمز کالا:  8912442042

6. شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

انواع آبهای سنگین و ماده فوق روی پوست ایجاد سوزش نموده و در صورت تداوم میتواند سوختگیهای شیمیایی ایجاد نماید.  در مجموع شورابهای سنگین بصورت جدی سوزاننده بوده و در فلزات ایجاد خوردگی می نماید.

پوشیدن لباس محافظ، عینک ایمنی و دستکش ضد مواد شیمیایی در هنگام کار با این ماده الزامی است.  در صورت پاشیدن به چشم  و پوست با آب فراوان و صابون شستشو داده شود.  این ماده باید در انبارهای مسقف نگهداری شود.

 


 

1. نوع و نام علمی ماده با فرمول:

محلول برمور روی (ZINC BROMIDE) با فرمول شیمیایی+H2O   ZnBr2

2. موارد و مقدار کاربرد:

جهت تهیه سیالات حفاری بدون مواد جامد وزن افزا تا وزن مخصوص PCF 6/143 مورد استفاده قرار می گیرد.  مقدار مصرف به وزن مخصوص گل حفاری مورد نیاز بستگی دارد.

3. مشخصات عمومی و اختصاصی در حفاری:

الف- مشخصات عمومی:

رنگ:  بی رنگ تا زرد             حلالیت :کاملا" محلول در آب

حالت:  مایع                      PH :4 تا6

وزن مخصوص: GR/CM3304/2 (PCF 6/143)

وزن ملکولی:GR/MOL 19/225

ویسکوزیته (در F°70)  CPS :50                                             

نقطه جوش :C°135

نقطه کریستال شدن : °F20+

ب- مشخصات اختصاصی در حفاری:

خواص

واحد

مشخصات مورد نیاز

وزن مخصوص

پوند درهرگالن

حداقل 6/143

نقطه کریستال شدن

درجه فارنهایت (F°)

20+

PH

-

4<

میزان خوردگی

MPY

حداکثر 5

درصورت مخلوط شدن به حجم های مساوی  باCaBr2 PPG)2/14)

وزن مخصوص

پوند در هر گالن

حداقل 125

نقطه کریستال شدن

درجه فارنهایت (F°)

حداقل 8-

 

این ماده بر اساس دستورالعمل استاندارد .SPEC NISOC DRILL. در آزمایشگاه گل حفاری ارزیابی می گردد.

 

 

 

 

 

4. خواص کاربردی و شیمیایی:

این مایع بخاطر داشتن وزن مخصوص سنگین وفقدان مواد جامد، عمدتا" در ساخت مایعات بدون مواد جامد وزن افزا در چاههای تکمیلی و تعمیری بکار می رود .  در تهیه این ماده می توان از کلسیم بروماید و کلسیم کلراید جهت وزن های مختلف استفاده کرد.  استفاده از این مواد دارای محدودیتهایی از نظر تغییر نقطه کریستال شدن است که درهنگام ساخت باید در نظر
گرفته شود.

5. بسته بندی و شماره رمز کالا:

این ماده در بشکه های 120 لیتری کاملا" بسته با لایه پروپیلنی ذخیره می شوند.

شماره رمز کالا:

6. شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

این ماده باعث ایجاد سوزش چشم و پوست شده، در صورت تداوم تماس ایجاد حساسیت
پوستی می کند.  پوشیدن لباس محافظ، عینک ایمنی و دستکش ضد مواد شیمیایی در هنگام کار با این ماده الزامی است.

این ماده باید در مکانهایی با تهویه مناسب نگهداری شود.  

 

 

 

  1. 1.  نوع و نام علمی ماده شیمیایی:

سدیم کربوکسی متیل سلولز، LV-VIS- CMC (سی ام سی با گرانروی کم) با فرمول بسته  C6+2X H10+X O5+2X  .

  1. 2.  موارد و مقدار کاربرد:

این ماده جهت کاهش صاف آب WATER LOSS  در انواع گلهای حفاری آب پایه بدون افزایش ویسکوزیته به کاربرده می شود، به علت داشتن حالت محافظت کلوئیدی باعث تعلیق ذرات جامد غیر فعال در گل حفاری می گردد.

میزان مصرف 4 الی 8 پوند در هر بشکه گل می باشد.

 

  1. 3.  مشخصات عمومی و اختصاصی در صنعت حفاری:

الف:  مشخصات عمومی:

رنگ:  سفید

بو:  ندارد

حالت:  پودر نرم عاری از کلوفه

درصد خلوص:  58-56 درصد

قابلیت انحلال:  پراکنده در آب و آب نمک

ب:  مشخصات اختصاصی در صنعت حفاری:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

خواص

واحد

نتایج از رول شدن به مدت 4 ساعت در دمای F 250 و قرائت رئولوژی در° F 140

نمونه

شاخص

 

 

نمونه

شاخص

نمونه

شاخص

گرانروی ظاهری

CPS

 

15

 

20

 

25

 

85

600

RPM

 

-

 

-

 

-

 

-

300

RPM

 

-

 

-

 

-

 

-

P.V

LBS/100FT2

 

+2

 

+2

 

+2

 

+18

ژل

LBS/100FT2

 

1/2

 

2/1

 

2/1

 

+ 3/2

PH

-

 

5/9-7

 

5/9-7

 

5/9-7

 

5/9 -7

آب ازدست دادگی (API WL)

ML

 

15

 

10

 

5

 

5

ته نشینی

-

 

ندارد

 

ندارد

 

ندارد

 

ندارد

ارزیابی این ماده طبق دستورالعمل استاندارد  NISOC DRILL. SPEC در آزمایشگاه گل حفاری صورت می گیرد.

  1. 4.  خواص کاربردی و شیمیایی:

این ماده یک نوع پلیمر آنیونی است که درجه استنحلاف آن 95/. -85/. و رطوبت حداکثر 10 درصدمی باشد. محیط قلیایی با PH 12-8 حداکثراثر خودرا دارد. وجود یونهایی Ca2+ وmg 2+اثر ضعف روی تأثیر آن دارد و در شرایط عادی حرارت قابل تخمیر نمی باشد.

عمده کاربرد آن جهت کنترل صاف آب به خصوص در حرارتهائیکه است که نشاسته حفاری کارایی ندارد.

  1. 5.  بسته بندی و شماره رمز کالا:

بسته بندی در پاکت های 25 کیلویی چند لایه با یک لایه غیر قابل نفوذ آب از نوع پلی اتیلین روی پالت های چوبی (هر پالت حداکثر 40 کیسه) با پوشش پلاستیکی بسته شده با نوار غیر فلزی انجام می گیرد.

شماره رمز کالا:       8913446012

  1. 6.  شرایط نگهداری و نکات ایمنی:

این ماده نیاز به رعایت نکات ایمنی خاصی ندارد.  در صورت تماس با چشم با آب شستشو داده شود.  در انبار مسقف و دور از تابش مستقیم آفتاب نگهداری شود و در صورت پراکندگی به علت جذب آب، ایجاد لغزندگی می نماید.  و باید سریعاً تمیز شود.


 
 
افزاینده های پلیمری
نویسنده : رضا سپهوند - ساعت ٢:۱٧ ‎ب.ظ روز ۱۳٩٤/۸/۱۳
 

-9 افزاینده های پلیمری

تشکیلات شیمیایی با مولکول های بزرگ هستند که از بسیاری واحدهای کوچک تکراری که مونومر نامیده می شوند تشکیل شده اند.

پلیمرها به هنگام اضافه شدن در گل تغییرات کمتری در محتویات جامد گل ایجاد می کنند و به منظور کنترل صافی، اصطلاح ویسکوزیته، لختگی و مقاومت شیلی به گل اضافه می شوند.

گل های پلیمری توانایی بالایی در برابر شدت تنش های بالا دارند همچون زمانی که درون لوله حفاری و یا در مواجه با مته حفاری قرار می گیرند. بر این اساس یک سهم بزرگی از نیروهای هیدرولیکی موجود می تواند صرف مته شود و در نتیجه شدت نفوذ و پیشروی با سرعت و بهبود هیدرولیک حاصل خواهد شد.

استفاده پلیمرها از زمانی که نشاسته به عنوان افزاینده ای برای کنترل هرز روی گل به کار می‏رفت در گل های حفاری آغاز شد. از آن زمان به بعد پلیمرها منحصر به فردتر و مقبولیت آنها بیشتر گردید.

امروزه پلیمرها بخش مهمی از سیستم گل های پایه آبی را تشکیل می دهند، حتی تا حدی که بعضی از سیستم ها به طور کلی وابسته به پلیمرها هستند به عنوان مثال می توان از نشاسته که مبنای آن از منابع طبیعی است نام برد. پتانسیل نامحدود توسعه پلیمرها، آنها را بسیار کارآمد برای تقریباً همه انواع سیالات حفاری ساخته است.

با تکنولوژی پلیمرها امکان آنالیز وضعیتی، بر روی کی مرحله مولکولی و همچنین طراحی پلیمری با خصوصیات ویژه برای آن وضعیت ممکن شده است. به همین دلیل پلیمرها یک آینده نامحدود در سیالات حفاری دارند.

1-9-1 شیمی پلیمرها

یک پلیمر مولکولی بزرگی است تشکیل یافته از واحدهای پشت سر هم مشابه که این واحدهای کوچک منظم، مونومرها نامیده می شوند. پلیمریزاسیون زمانی اتفاق می افتد که مونومرها برای تشکیل مولکول پلیمر بزرگ، به هم وصل می شوند.

پلیمرها ممکن است وزن مولکولی در حد میلیون داشته باشند. پلیمرهایی که فقط از چند واحد پشت سر هم تشکیل شده باشند الیگومرها نامیده می شوند. برای بیان فرمول های نوشته شده برای یک پلیمر، فرمول تجربی تعداد واحد ساده و منظم است که بیان می شود برای مثال:

پلیمر پلی اتیلن[1]                   (C2H4)N

اتیلن نتیجه پلیمرازسیون مونومر اتیلن (CH2= CH4) است

در مدت فرآیند پلیمرازسیون جفت باند شکسته شده و پلیمر پلی اتیلن تشکیل می شود.

 

پلیمر پلی اتیلن بدست آمده متشکل از زنجیره بلندی از واحدهای پشت سر هم است. تعداد دفعاتی که مونومرها پشت سر هم قرار می گیرند معین و به عنوان درجه پلیمرازسیون است[2]. پلیمرها معمولاً درجه ای بزرگتر از 1000 دارند. پلی اتیلن مثال ساده ای از یک هوموپلیمر است. مثالهایی دیگر از هوموپلیمرها، پلی پروپیلن و پلی استایرن است.

کوپلیمرها، پلیمرهایی هستند که از دو یا تعداد بیشتری از انواع مونومرها تشکیل می شوند که مونومرها می توانند در نسبت های متعدد و در شرایط متفاوت در زنجیره واقع شوند. کوپلیمرها در طراحی پلیمرها از آزادی عمل بیشتری برخوردار هستند.

ساختار پلیمرها به صورت خطی، شاخه دار و شبکه ای دسته بندی می شوند.

از پلیمرهای خطی پر کاربرد در سیالات حفاری می توان از کربوکسی متیل سلولز[3] (CMC)     PHPA