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ASP驱中石油磺酸盐在油水两相中的分配系数研究 总被引:3,自引:0,他引:3
该文介绍了克拉玛依油田二中区ASP驱中石油磺酸盐在油水两相中的分配系数研究成果。考察了盐浓度,碱浓度和磺酸盐浓度对分配系数的影响,结合二中区ASP驱,给出了ASP配方中磺酸盐在油水比(体积)为1:1时的分配系数,文中还介绍了用多维液相色谱法分别原油中的石油磺酸盐,该项研究为其它相关研究提供了重要依据,对ASP的现场试验具有一定的指导意义。 相似文献
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地对新疆石油管理局在二中驱进行的化学驱先导试验的管理模式进行了分析,在肯定该模式的科学性基础上,提出了一些需要正视的问题。 相似文献
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油田水中聚丙烯酰胺的凝胶色谱法分析 总被引:3,自引:0,他引:3
凝胶色谱分析油田水中的HPAM方法已在各油田广泛使用,其淋洗液是CH3OH/NaH2PO4二元体系,本分析了该体系存在的一些问题,在实际研究的基础上提出了NasCl单盐淋洗液体系。本报道的以0.2MNaCl为淋洗液的分析体系,能够快速、准确的分析油田的HPAM,解决了目前以CH3OH/NaH2PO4体系作淋洗液所存在的问题。 相似文献
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为了准确分析油田化学驱采出液油样中石油磺酸盐的含量,介绍了一种在油样中加入不同极性溶剂组成的萃取体系的预处理技术,将石油磺酸盐萃取到水相,利用液相色谱仪对其进行检测的方法。取适量油样,依次加入正己烷、二氯甲烷、无水乙醇和蒸馏水,振荡均匀后静置分层,取下层水相溶液进行色谱分析。色谱柱为阴离子交换柱,流动相为甲醇/水和甲醇/盐水(含0.2 mol/L乙酸和0.2 mol/L乙酸铵),梯度洗脱。实验结果表明,该预处理技术联合液相色谱法检测技术分析效率较高,加标回收率高于90%,液相色谱最小定量限10 mg/L,线性范围10~2000 mg/L。该方法可对油样中低含量的石油磺酸盐进行快速定量分析。 相似文献
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文章从仪器的验收和调试,仪器的使用,仪器的资料管理、环境安全几个方面,介绍了实验室大型仪器设备使用和管理工作的经验。 相似文献
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用激光散射仪测定了相对分子质量M标称值分别为1.0×10^7、1.5×10^7、1.8×10^7、2.5×10^7的4种KY系列商品抗盐聚合物(梳状聚合物)及M标称值分别为3.0×10^7和3.5×10^7的2种K系列商品普通聚合物(HPAM)在水溶液中的分子线团平均水动力学半径Rh;用压汞法测定了克拉玛依油田七东一克下组砾岩油藏的渗透率由0.055μm^2递增至4.75μm^2的5个岩心的孔喉直径均值Dm。根据Rh〉0.46(Dm/2)规则计算了这些聚合物可堵塞的最大孔喉直径,结果表明M标称值最大的聚合物不会在渗透率最小的岩心中造成严重堵塞。实测了浓度1200mg/L的6种聚合物溶液注入渗透率0.057-4.66μm^2的5个砾岩岩心和渗透率0.1231.562μm^2的4个砂岩岩心产生的阻力系数Fr和残余阻力系数Frr,Fr和Frr值合理,均随聚合物M值增大而增大,随岩心渗透率增大而减小,渗透率相同时,在砂岩岩心中的Fr和Frr较大。在克拉玛依油田一砾岩油藏试验区近一年前已开始注入M=2.5×10^7、浓度1200mg/L的聚合物溶液,注入过程顺利。表7参5。 相似文献
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克拉玛依油田七中区油层气测渗透率主要分布在28.8~300.0 mD,渗透率级差大,部分区域存在高渗窜流通道。在二元体系驱先导试验过程中,由于对二元体系与储集层物性的匹配关系认识不清,部分井组油层堵塞,油井产液能力大幅下降,亟需确定二元体系与油层渗透率的匹配关系。针对扩大试验区的油藏特征,利用不同渗透率的岩心开展二元体系注入性实验,根据阻力系数、残余阻力系数和黏度损失率,进行注入性综合评价。结果表明,储集层气测渗透率不大于30.0 mD时,低分子量10~50 mPa·s、中—高分子量10~20 mPa·s的二元体系注入性好;气测渗透率为30.0~100.0 mD时,适合注入低—中分子量10~50 mPa·s、高分子量10~35 mPa·s的二元体系;气测渗透率为100.0~300.0 mD时,低—高分子量10~50 mPa·s的二元体系注入性皆宜。 相似文献
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为提升线性胶压裂液的耐温耐剪切性能,用有机硼/锆复合交联剂(FHBZ-1)与部分水解聚丙烯酰胺
(HPAM)及多羟基醇制备了LG-2复合线形胶压裂液。评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切
性能及破胶性能,并在西部页岩气井进行了现场应用。结果表明,LG-2线性胶压裂液的交联性能较好,耐温耐
剪切性能好于HPAM/有机锆单一凝胶体系。在110 ℃、170 s-1下,LG-2线性胶压裂液恒速剪切120 min的最终黏
度为103 mPa·s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48 mPa·s;在130 ℃、170 s-1
恒速剪切速率下,LG-2线性胶压裂液
的峰值黏度为448 mPa·s。LG-2线性胶压裂液在60 ℃及90 ℃时的破胶液黏度小,残渣量低。页岩气井现场试
验结果表明LG-2线性胶压裂液体系具有优良的造缝携砂性能。 相似文献