ترجمه فارسی مقاله Mechanisms of wetting modification by fluoride to mitigate phase trapping
عنوان کامل: مکانیزم اصلاح ترشوندگی با استفاده از فلورید برای برطرف کردن به دام افتادگی فازی
ژورنال: Journal of Natural Gas Science and Engineering
سال نشر: 2015
تعداد کلمات: 4185
چکیده فارسی:
تغییر ترشوندگی اثر مثبتی در برطرف کردن آسیب ناشی از به دام افتادن آب دارد.اگرچه مکانیزم های آن کاملا مشخص نیست.در این مقاله، استفاده از نمک آمونیوم فلوریدچهارگانه برای تغییر ترشوندگی و توانایی آن در برطرف کردن آسیب ناشی از به دام افتادن فاز آبی درون مخزن ماسه سنگی آب دوستمورد مطالعه قرار گرفته است. وقتی مغزه توسط فلورید سیلابزده می شود تغییر ترشوندگی از آب دوستی به سمت گاز دوست شدن رخ می دهد.بعد از تزریق،زاویه تماس با آب بیش از 90 می شود.این زوایای تماس وقتی دما از 80 به 100 C می رسد به آرامی کم می شوند.کشش سطحی آب نیزبا اضافه کردن فلورید از 71.8 به 20.7 mN/m کاهش می یابدو سپس در محدوده کمی تغییر می کند. تست های کشش سطحی و زاویه تماس نشان می دهند که غلظت بهینه فلورید 0.1%wt است. افزودن فلورید به مقدار کمی تنش برشی سیال حفاری را افزایش می دهد.نرخ بازگشت سیال تزریق شده با فلورید 85.1% است که تقریبا دو برابر این نرخ برای سیال بدون فلورید می باشد 45.2%.با خارج کردن آب بیشتر، بازیافت گاز بعد از چرخش سیالات حفاری با فلورید 20 تا 30 درصد بهتر از حالتی خواهد بود که سیال حفاری فاقد فلورید باشد.
چکیده انگلیسی:
Wettability alteration has a positive impact on mitigating the damage caused by water trapping. How- ever, the related mechanisms are not quite clear. In this paper, the use of a quaternary ammonium fluoride salt to alter wettability and its potential to mitigate damage caused by aqueous phase trapping in the original water-wet, tight sandstone was investigated. Wettability alteration from water wetting to gas wetting was achieved after the core samples were treated with fluoride. After treatment, the water contact angles were larger than 90. These contact angles slightly decreased when the temperature rose to 80 C and 100 C. The water surface tension decreased from 71.8 mN/m to 20.7 mN/m with the addition of fluoride and later varied over a small range. The contact angles and surface tension tests indicated that the optimal fluoride concentration was 0.1 wt%. The addition of fluoride slightly increased the viscous shear of the drill-in fluid. The flow back rate of the invading liquid with fluoride (85.1%) was almost double that of the liquid without fluoride (45.2%). With the removal of more water, the gas permeability recovery of cores after the circulation of drill-in fluids with fluoride improved by 20%e30% compared with that of drill-in fluids without fluoride.
