發(fā)布時(shí)間：2018-01-13 06:21

  本文關(guān)鍵詞：防水鎖處理劑的配方研究及性能評(píng)價(jià)　出處：《東北石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

  更多相關(guān)文章： 防水鎖處理劑 界面張力 吸光度 破乳率

【摘要】：在油氣田的鉆采過(guò)程中,當(dāng)完井液、鉆井液以及壓裂液等外來(lái)流體進(jìn)入油氣田儲(chǔ)層后,由于毛細(xì)管力的滯留作用,在地層壓力的作用下滯留液體不能夠完全排出地層之外,導(dǎo)致儲(chǔ)層的含水飽和度不斷增加,同時(shí)滲透率不斷降低的現(xiàn)象稱為水鎖現(xiàn)象,水鎖現(xiàn)象廣泛存在于油氣田的開(kāi)發(fā)過(guò)程中。在我國(guó)低滲透油氣藏廣泛存在,在這些油氣藏的開(kāi)發(fā)利用過(guò)程中,由于水鎖現(xiàn)象的存在而導(dǎo)致不能對(duì)這些油氣藏進(jìn)行高效合理的開(kāi)發(fā)。因此,尋找能抑制或解除水鎖傷害的高效防水鎖劑,對(duì)油氣藏的保護(hù)具有重要意義。本文對(duì)不同組分的防水鎖處理劑的主劑和助劑進(jìn)行篩選,再通過(guò)特定的儀器對(duì)處理劑進(jìn)行界面張力、吸光度和破乳率等方面的計(jì)算,選出最優(yōu)方案。實(shí)驗(yàn)表明當(dāng)此處理劑采用主劑為1.5%SATRO,助劑為0.2%烷基磺酸鈉+0.2%FX-02的復(fù)配體系具有超低界面張力,破乳率為90.4%,且在高礦化度、高溫條件下體系比較穩(wěn)定,無(wú)新相生成,具有良好的耐溫耐鹽性。該處理劑配方即為本次實(shí)驗(yàn)研究的最優(yōu)配方。
[Abstract]:In the process of drilling and production of oil and gas field, when foreign fluids such as completion fluid, drilling fluid and fracturing fluid enter into oil and gas field reservoir, they are detained by capillary force. Under the action of formation pressure, the remaining liquid can not be completely discharged from the formation, which leads to the increase of water saturation and the decrease of permeability, which is called water lock phenomenon. The phenomenon of water lock exists widely in the development of oil and gas fields, and in the process of development and utilization of these reservoirs. Because of the existence of water lock phenomenon, these reservoirs can not be developed efficiently and reasonably. Therefore, the high efficiency waterproof locking agent can be found to restrain or relieve the damage of water lock. It is of great significance to protect oil and gas reservoirs. In this paper, the main agents and auxiliaries of different components of waterproof locking agents are screened, and then the interfacial tension of the treatment agents is carried out by special instruments. According to the calculation of absorbance and demulsification rate, the optimum scheme was selected. The experiment shows that the main agent is 1.5 and SATRO is used as the main agent. The complex system with 0.2% alkyl sulfonate 0.2 / FX-02 has ultra-low interfacial tension, and the demulsification rate is 90.4, and the system is stable under the condition of high salinity and high temperature. No new phase formation, good temperature and salt tolerance, the treatment agent formula is the best formula for this experiment.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE39

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本文編號(hào)：1417835