耐温抗盐酸液稠化剂TP-17的合成及现场试验
压裂液体系课件

物,其特点是降阻性能好、无残渣等优点,缺点
是耐盐性能差、剪切稳定性差,残胶吸附堵塞,
对地层造成伤害,这些问题限制了合成聚合物稠化
剂的推广应用。
增稠剂
六、压裂液添加剂
常用稠化剂的性能会由于加工和化学改性工艺的差别
五、压裂液类型简介
(四)乳化压裂液 乳化压裂液为一种液体分散于另一种不相混溶的液体
中所形成的多相分散体系,如用表面剂稳定后的油包水或 水包油。乳化压裂液的特点是具有良好的输送性能,滤失 小,成本较油基压裂液低,缺点是耐温性能差,摩阻高, 浪费也较大。乳化压裂液系统主要包括油相、水相及各种 添加剂。水相主要为含有表面活性剂的稠化水,油相可以 是原油、柴油、煤油及凝析油等,添加剂则包括各种表面 活性剂,如十二烷基磺酸钠、油酸三乙醇胺等。
五、压裂液类型简介
2、水基冻胶压裂液的种类及用途
⑴低温交联水基压裂液
低温交联水基压裂液主要以植物胶原粉(包括羟乙基 槐豆粉、羟乙基皂仁粉、田菁粉等)为增稠剂,硼砂为交 联剂,按一定交联比配制而成的压裂液。此压裂液粘温性 能较差,只能用于低温井。
⑵纤维素衍生物中、高温压裂液
纤维素衍生物压裂液主要包括羧甲基纤维素(CMC) 压裂液和羟乙基纤维素(HEC)。CMC压裂液包括与硫酸铬 钾或硫酸铝钾交联的中、高温压裂液、CMC高温乳化压裂 液等,HEC压裂液则只适用于较低温度的井。纤维素衍生 物压裂液的特点是残渣含量低,对地层伤害小,但剪切稳 定性较差,且原料价格越来越昂贵,逐渐被植物胶及其改 性产品取代。
五、压裂液类型简介
表1 清洁压裂液破胶液粘度
压裂液量ml 烃加入量ml
破胶液粘度mPa.s
100
煤油10ml
2.52
原油10ml
新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系性能评价与研究

新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系性能评价与研究宋宪实(中石化东北油气分公司工程技术研究院,吉林长春 130062) 摘 要:东北油气分公司腰深3井储层埋藏达4400m,温度高达150℃,针对该储层特点,室内进行了高温低伤害压裂液的配方优选试验,并进行了新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系的性能评价,室内实验结果表明,羧甲基羟丙基胍胶压裂液具有耐高温(160℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低磨阻的特点。
适合在超深层高温火山岩气藏中应用。
关键词:压裂;羧甲基羟丙基胍胶;深井;火山岩气藏 中图分类号:T E357.1+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0023—03 深层火山岩气藏一直是东北油气分公司攻关的重点之一,储层埋藏深度可达4400m,温度高达150℃左右。
根据深层火山岩储层温度高的特点,开展了高温深井压裂工艺和高温低伤害压裂液体系的联合攻关,通过优化压裂工艺和优选高温压裂液体系,形成了深层火山岩气藏压裂工艺技术。
1 储层基本情况和改造难点腰深3井是位于松辽盆地长岭断陷查干花次凹东英台圈闭高点的一口重点预探井。
该井完钻井深4406m,完钻层位火石岭组。
压裂改造井段4313.0m -4333.0m/20.05m,层位为火石岭组,岩性主要为浅灰色凝灰岩,声波时差190s/m,密度为2.53g/ cm3,孔隙度为1-2%,含气饱和度为46-80%。
测井综合解释为差气层,实测温度147℃。
目前对130℃以内的地层进行改造已有较为成熟的压裂液体系,但对于130℃以上的地层进行施工仍然比较棘手,而高温压裂液是超深火山岩储层改造的瓶颈技术之一,急需进行攻关。
2 高温压裂液的性能针对高温储层特点,优选了新型的羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,采用羧甲基羟丙基胍胶作为压裂液体系的稠化剂,并通过室内大量实验对体系进行优化各种添加剂的配比,同时还模拟地层内温度场的变化对液体性能的影响,从而使液体耐温耐剪切性能好,摩阻低,残渣少,大大降低了施工风险。
第四章-强化采油

2021/之二的储量留 在地下。由于迅速发展的国民经济对石油能源的需求 不断增长,提高已开发油田的采收率,在未来一段时间内, 仍是油田生产发展的重要方向。
2021/2/18
第一节 绪论
在绪论部分,首先介绍一次采油、二次采 油、三次采油和提高采收率(EOR)的概念,其次 对EOR的分类方法、提高采收率现状、国内主要 提高采收率技术及提高采收率发展方向作一概 述。
合而成的天然或合成物质,是由多个重复单元构
成的化合物。
2021/2/18
(1)部分水解聚丙烯酰胺 (Partially Hydrolyzed Polyacrylamide)HPAM
单体结构及聚合
n CH2=CH 引发剂
CO
CH2-CH n
CO
NH2
丙烯酰胺(AM) 单体
n:表示聚合度
2021/2/18
随着注水时间的延长,油井含水不断升高,当油井产水率达 到95---98%时,继续注水是不经济的,这时将被迫停止注水,这时 的采收率一般小于40%。
2021/2/18
概念
三次采油(tertiary recovery)
针对二次采油未能采出的残余油和剩余油,采用向油层 注入化学物质或引入其它能量或微生物开采原油的方法称为 三次采油。
但是,对于一些特殊油藏不宜注水开采,另外,一些注 水开发油藏,从提高采收率考虑,在注水中期便开始改注其 它化学药剂,因此,人们一般采用提高采收率或强化采油 (EOR)这一专有名词。
2021/2/18
概念
提高原油采收率或强化采油 (enhanced oil recovery)
提高采收率方法又称为强化采油方法,通常简称为 EOR方法。它是指除天然能量采油以外的任何采油方法, 包括采收率超过一次采油的二次采油和三次采油,不管它使 用在那个采油期,也不管它使用何种方法。
真空密封脂

本品以合成油为基础油,硅胶为稠化剂。
特性●优良的热稳定性和化学安定性●极佳的高低温性和抗水性●极低的挥发损失,极佳的密封功能●与大多数塑胶兼容应用●适用于6.7×10-4Pa真空系统中的玻璃活塞及磨口接头的润滑与密封。
●适用于有溴、水、酸碱和其它一些化学介质存在下的润滑与密封。
●适用于电气绝缘、防闪污、阻尼、防震、防尘、防水、脱模与密封。
●适用于电力开关、O型密封圈、汽车制动泵、阀门、油气田测井装置的密封和润滑。
技术参数储存与有效期●本品应贮存于室内、干燥处。
●有效期:自生产之日起,原密封包装有效储存期为24个月。
本品以合成油为基础油,硅胶为稠化剂。
特性●优良的热稳定性和化学安定性●极佳的高低温性和抗水性●极低的挥发损失,极佳的密封功能●与大多数塑胶兼容应用●适用于塑胶与塑胶、塑胶与金属、金属与金属间的密封和润滑。
●适用于阀门、接头、活塞等低速滑动部位的润滑与密封。
●适用于电位器阻尼,电气绝缘与密封以及液体联轴节的填充介质。
技术参数储存与有效期●本品应贮存于室内、干燥处。
●有效期:自生产之日起,原密封包装有效储存期为24个月。
6403.阀杆密封剂本品以合成油为基础油,高分子聚合物为稠化剂,并添加多种固体及纤维填料。
特性●优良的热稳定性和化学安定性●极佳的密封性和抗压性●良好的抗介质浸蚀能力●无毒、不粘手、不固化、可任意成型应用●适用于油气田井口液控防喷器及其液控闸板阀二次密封。
●适用于蒸汽、氨、烃类液体、稀酸、石油、空气等介质的高温高压阀门阀杆的辅助密封。
●适用压力可达60MPa。
技术参数储存与有效期●本品应贮存于室内、干燥处。
●有效期:自生产之日起,原密封包装有效储存期为24个月。
6404.耐油密封润滑脂本品以合成油为基础油,有机粘土为稠化剂。
特性●极佳的粘附性和密封性●良好的耐压、抗震、不溶解、不分散、不固化●耐汽油、煤油、润滑油、水、石油气等介质●优良的热稳定性和化学安定性应用●适用于与汽油、煤油、润滑油、水、石油气等介质接触的设备管道、阀门等静密封面和低速下转动、滑动密封面的密封和润滑。
调剖堵水剂3

(4)树脂类堵剂
● 特点 耐温性好,强度大,但成本高,多用于封
窜、封层或作封口用。永久性堵剂,误堵则 难解除 ● 以树脂为交联剂的耐温聚合物凝胶
酚醛树脂、 306 树脂(蜜胺树脂)、脲醛 树脂等,或与过渡金属离子共同作为交联剂
35
(5)泡沫类堵水调剖剂
●类型: 二相泡沫—包括起泡剂和水溶性添加剂 三相泡沫—除上述成分外,还含有固相如膨 润土、白粉等。
15
聚丙烯酰胺类胶态分散凝胶调驱剂
●组成:低浓度( 100~800 ppm)高分子量( 900 万 以上)的聚丙烯酰胺和交联剂组成(主要为多价金 属离子如柠檬酸铝,乙酸铬等)
● CDG 与 BG 的区别:△交联作用点不同 △表观粘度不同 △应用条件不同: BG 主要适用于存在大孔道或裂缝
的油藏, CDG 主要适用于非均质不十分严重的油 田,不适用于存在裂缝或大孔道油田 ●现场应用:国内外
16
聚丙烯酰胺凝胶类堵调剂存在问题及改进 ●耐温性差、易脱水:高温下丙烯酰胺单体水解
的结果 ●耐盐性差、易絮凝:不适合高矿化度油田需要 ●改性聚丙烯酰胺凝胶的需求:
单靠交联剂和添加剂的改性,不能根本提高凝 胶的抗温抗盐性,必须改性聚合物,提高聚合 物耐温耐盐性。
17
◆ 聚丙烯腈盐凝胶类耐温堵剂
堵剂特点: ▲ 主剂由废腈纶丝水解得到的,其耐温性比
流动 路线
水淹油层中水的流动路线
水
31
醇诱发盐沉淀示意图
盐沉淀改善了渗透率剖面
盐沉淀
32
醇诱发盐沉淀示意图
新流
水
动路
线
盐沉淀后水的流动路线
33
(4)树脂类堵剂
● 类型: ▲热塑性树脂(热塑性聚合物) 为聚乙烯与醋酸乙烯酯共聚物,选择性堵水 剂,适用温度 120 ℃,加入聚酰胺后,可提 高适用温度。 ▲松香皂类或酯类堵水剂 ▲糠醇树脂:酸催化聚合反应 ▲聚氨酯:遇水膨胀,遇油不膨胀。 ▲热固性树脂:
基于动态共价键的自修复压裂液的制备及其性能

第37卷第4期2020年12月25日油田化学Oilfield ChemistryVol.37No.425Dec,2020文章编号:1000-4092(2020)04-629-06基于动态共价键的自修复压裂液的制备及其性能*黄志宇1,郑存川2(1.西南石油大学新能源与材料学院,四川成都610500;2.西南石油大学化学化工学院,四川成都610500)摘要:针对目前常用的冻胶压裂液难以同时抗高温和抗剪切的问题,设计了一种基于动态共价键的自修复压裂液,研究了该压裂液的抗剪切性能、抗温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能和破胶性能。
研究表明,动态共价键交联自修复压裂液在高速剪切作用下能够动态修复,具有动态可逆的特性,表现出良好的自修复功能。
自修复压裂液稠化剂基液黏度较低,有利于泵注。
170s -1剪切3min 后静置1min 循环3次,黏度保留率达到了97.6%;170s -1剪切2min 静置1min 再以510s -1剪切2min 静置1min 循环剪切3次,黏度保留率达到65.7%;在120℃、170s -1下剪切2h ,黏度保留率达到99.6%,表现出良好抗温抗剪切性能;并且在0.110rad/s 线性黏弹区范围内,自修复压裂液的弹性模量G ʹ始终高于损耗模量G ʹʹ。
自修复压裂液具有良好的携砂性,相比胍胶压裂液携砂性能提高75%。
自修复压裂液破胶后残渣含量几乎为零,对地层伤害小且易于返排。
结果证明,将自修复凝胶应用于压裂液是可行的,同时也为压裂液的进一步研发提供了新的思路。
图12参15关键词:自修复压裂液;动态共价键;动态修复;抗温抗剪切中图分类号:TE357文献标识码:ADOI:10.19346/ki.1000-4092.2020.04.011*收稿日期:2020-10-19;修回日期:2020-11-03。
作者简介:黄志宇(1963-),男,教授,博士生导师,西南石油大学应用化学专业硕士(1985),从事油气田化学工程、油气田环境保护技术研究,通讯地址:610500四川省成都市新都区西南石油大学新能源与材料学院,E-mail :***************。
黄原胶的生产技术
黄原胶生产技术摘要:本文主要从黄原胶发酵工艺、反应器等方面介绍了黄原胶分子结构及特性。
讨论了目前黄原胶生产研究方向和热点,以及碳源、氮源对黄原胶产量影响。
从发酵动力学角度讨论影响黄原胶发酵产量因素并介绍了国内黄原胶的应用。
关键字:黄原胶水溶性多糖发酵动力学黄原胶(Xanthan gum)[1]是20世纪50年代美国农业部北方研究室从野油菜黄单胞菌NRRLB-1459中发现的中性水溶性多糖,又称黄胶、汉生胶、黄单细胞多糖,是野油菜黄单孢杆菌(Xanthomonascampestris)以碳水化合物为主要原料,经发酵工程生产的一种作用广泛的微生物胞外多糖,简称XC。
由于该多糖具有很高粘度、流动触变性和稳定理化性质, 且无毒, 故作为添加剂在许多领域具有广阔市场前景。
普通商品黄原胶是含有K、Na、Ca等盐的混合物,其它类型有:脱乙酰胺的黄原胶、丙酮酸232黄原胶和与铬盐交联的高触变性黄原胶等。
它具有如下特性:在热水和冷水中有很好的溶解性,有良好的增粘性和悬浮能力;在低浓度下具有较高的粘度,有很高的稳定性,耐酸碱、高盐环境,抗高温、低温冷冻,易生物降解,抗污染能力强,在-4-93e范围内反复加热、冷冻,其粘度基本不变;可同多种物质(酸、碱、盐、表面活性剂、生物胶等)互配,具有令人满意的兼容性;有良好的触变性(剪切稀释能力)和假塑性(恢复能力);有良好的分散作用、乳化稳定作用。
黄原胶和刺槐豆胶、瓜尔豆胶等半乳甘露聚糖配合使用时有极为显著的协同增效作用,可显著提高粘度和耐盐稳定性,达到用量少、成本低和提高使用效果的目的。
1黄原胶分子结构和理化性质1.1黄原胶分子结构[2]黄原胶是由D一葡萄糖、D一甘露糖、D一葡萄糖醛酸、乙酸和丙酮酸组成“五糖重复单元”, 结构聚合体, 分子摩尔比为—28:2:17:0.51-0.63, 相对分子质量在5×106左右。
黄原胶分子一级结构由β-1,4 键连接的D一葡萄糖基主链与三糖单位侧链组成, 其侧链由D一甘露糖和D一葡萄糖醛酸交替连接而成。
耐高温油井水泥缓凝剂SCR180L的合成及评价
耐高温油井水泥缓凝剂SCR180L的合成及评价方春飞;刘学鹏;张明昌【摘要】针对深井、超深井、长封固段固井中大温差下水泥浆顶部强度发展缓慢或超缓凝的难题,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和衣康酸(IA)为原料开发了新型高温缓凝剂 SCR180L,并用红外光谱对共聚物的结构进行了表征。
室内研究表明,SCR180L 可满足循环温度范围为70~180℃的固井需求;100℃、50 MPa 下,加入0.9%~1.8%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到127~331 min;150℃、70 MPa 下,加入2.7%~3.6%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到214~409 min,且随缓凝剂的加量增加而有规律的延长;温差70℃条件下水泥浆强度发展良好,24 h 水泥石强度大于14 MPa;缓凝剂抗盐能力可达到18%。
现场应用结果表明,缓凝剂SCR180L 耐温性能好,温度适应范围广,对水泥石抗压强度的影响不明显,可以满足深井、超深井及长封固段、大温差固井的应用需求。
%Slow development of strength or super retarding may occur at top of cement slurry under large temperature difference during cementing of deep well, super-deep well, and long cementing intervals. To address these problems, an innovative heat-resistant retardant SCR180L was developed by using 2-Acrylamido-2-Methylpropane (AMPS), N-vinylpyrrolidone (NVP) and itaconic acid (IA) as raw materials. In addition, infrared spectrum was used to characterize structure of the co-polymer. Lab test showed that SCR180L can satisfy demands of cementing operations with circulation temperature of 70-180 ℃. Under 100 ℃ and 50 MPa, the thickening time of cement slurry with 0.9%-1.8% SCR180L is prolonged to 127-331 min. Under 150 ℃and 70 MPa, the thickening time of cement slurry with 2.7%-3.6% SCR180L is further prolonged to 214-409 min. The more retardants added, the longer thickening time can be observed. Under temperature difference of 70 ℃, favorable growth of cement slurry strength is observed, with the cement strength at 24 h over 14 MPa. The retardant displayed high salinity resistance up to 18%. Field applications reveal that SCR180L has outstanding heat resistance and is applicable for a wide range of temperatures. With insignificant impacts on compression strength of the cement, the innovative retardant can satisfy demands for cementing operations in deep wells, super-deep wells, and long cementing intervals where large temperature difference may exist.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2016(038)002【总页数】5页(P171-175)【关键词】油井水泥;缓凝剂;合成;高温;大温差;深井;固井【作者】方春飞;刘学鹏;张明昌【作者单位】中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE256.6在深井、超深井或长封固段固井作业中,面对高温问题的同时,还需面对水泥浆柱顶部与底部温度差异大的难题[1]。
油井水泥降失水剂的合成及性能评价
造成一定程度的损害。因此必须按要求控制水泥
浆 的失 水量 。控 制失 水量 通 常是在 水 泥浆 中加 入
电子机械有限公 司; 高温高压稠化仪 , 阳石油仪 沈 器研究所 ; 压力试验 机 , 阳石油仪 器研究所 。 沈 1 2 三元 共聚 物 降失水 剂 合成 步骤 . 在反 应器 中加 入 一 定 量 的 A S A 和 A MP 、 A M
参考 文献
[ ] 刘大为 , 1 田锡军 . 现代 固井技术 [ . M] 沈阳 : 辽宁科学技 术出
版 社 :9 4 19 .
降低 , 需加入较多的消泡剂 , 因此盐水水泥浆体系 中氯化 钠含 量最 好不 超过 3 % 。 0
泥浆体系的流动度 、 初始稠度均较好。在氯化钠 含量小于 1 % 的情况下 , 0 对水泥浆流变性基本没 有影 响 。随氯 化 钠 含量 增 大 , 泥 浆 的 流变 性 指 水 数 n值 变小 , 基本 满 足 固井 需 要 。 当氯 化 钠 含 但
量 达 到 3 % 以上 后 , 泥 浆 产 生 大 量 气 泡 , 度 0 水 密
思路。
2 4 降 失水剂对 水 泥浆流 变性 能的 影响 .
24 1 降失水 剂对 淡水水 泥浆流 变 性能 的影 响 ..
保持淡水水泥浆配方体系 中嘉化 G级水泥
与 自来水 的水 灰 比达 0 4 缓 凝 剂 s 一 .4, N 2用 量 03 , .% 分散剂 S Y用量 0 5 X . %条件不变 , 改变降
1 0
AV D
细
石
油
化
A ANCES I FI ETR0 HEMI A S N NE P C AL
C
进
展
第 l 卷第 9 ’ ’ 2一 ’ 期
AMPS/DMAM/AA 共聚物固井降滤失剂的研究
AMPS/DMAM/AA 共聚物固井降滤失剂的研究朱兵;聂育志;邱在磊;王浩任;陈红壮;马鹏【摘要】为解决固井降滤失剂普遍存在的抗温能力差、与其他外加剂配伍性欠佳以及综合性能差等问题,选用2丙烯酰胺基2甲基丙磺酸(AMPS)、N ,N 二甲基丙烯酰胺(DMAM)和丙烯酸(AA)为共聚单体,采用水溶液聚合法制得共聚物AMPS/DMAM/AA。
对共聚物AMPS/DMAM/AA的微观结构进行了分析,并对其性能进行了评价,结果表明:各单体都参与了聚合,共聚物分解温度为380℃;淡水基浆中该共聚物加量超过3%时,在温度不高于120℃时,可将滤失量控制在100 m L以内,且水泥浆初始稠度低,过渡时间短,稠化曲线线形良好,抗压强度适中,没有过度缓凝现象;饱和NaCl盐水基浆中该共聚物加量超过4%时,可将滤失量控制在80 mL以内。
这表明AM PS/DM AM/AA共聚物降滤失剂的抗温、抗盐能力强,与其他外加剂、尤其是高温缓凝剂配伍性好,以该共聚物为降滤失剂的水泥浆具有很好的综合性能。
%In order to improve the temperature‐resistance performance of some domestic fluid loss addi‐tives and to understand their poor compatibility with other additives as well as their comprehe nsive proper‐ties ,a cement fluid loss additive was synthesized using monomers acrylic acid (AA) ,2‐acrylamido‐2‐meth‐yl‐propane sulphonic acid (AMPS) and N ,N‐dimethylacrylamide(DMAM)through aqueous solution poly‐merization .The micro‐structural characterization of AMPS/DMAM/AA was analyzed and its performance was tested .The result showed that copolymerAMPS/DMAM/AA has the structure of all monomers and can resist high temperatures up to 380℃ .When the amount of AMPS/DMAM/AA wasmore than 3.0 % , the fil tration of fresh‐water cement slurry can be reduced to less than 100 mL .Moreover ,the cement slurry has excellent properties such as low initial consistency ,short transition time ,good thickening curve without far delayed solidification and appropriate compressible strength .When the amount of AM PS/DM AM/AA is more than 4.0 % ,the filtration of saturated NaCl cement slurry can be reduced to less than 80 mL .It showed that the fluid loss additive AMPS/DMAM/AA has excellent temperature‐resistance and salt‐toler‐ance and good compatibility with other additives ,especially with high temperature retarders .In addition , the cement slurry that has been prepared mainly from AMPS/DMAM/AA has excellent comprehensive properties .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)006【总页数】5页(P40-44)【关键词】固井;水泥浆;降滤失剂;共聚物;水泥浆性能【作者】朱兵;聂育志;邱在磊;王浩任;陈红壮;马鹏【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE256+.6当前,国内固井用降滤失剂普遍存在抗温抗盐能力差、与其他外加剂配伍性差及综合性能差等问题[1-9]。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性,平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益,请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间:9:00-18:30)。
耐温抗盐酸液稠化剂TP-17的合成及现场试验
1.引言:
介绍液稠化剂的意义和重要性,以及国内外研究现状和需求,引出本文研究的背景和目的,即开发一种适用于高温高盐环境的耐温抗盐酸液稠化剂TP-17,并对其给予综合分析。
2.合成工艺:
详细介绍TP-17合成工艺的步骤和条件,包括合成反应机理和反应条件、实验操作流程、反应条件优化等,同时对产品本体及纯度指标等进行分析和方案设计,确保结构稳定性和功能优良性。
3.性质表征:
对TP-17进行分子结构和化学组成等多角度的表征,包括质谱、核磁以及峰型、结晶度等,为制定后续试验方案和了解TP-17
在不同化学反应环境下的性能奠定基础。
4.现场试验:
对TP-17在高温高盐酸体系中的液稠化性能进行现场试验,采用比较试验和定量化参数分析方法,对样品的液态流动特性、黏度变化、稠化时间等多个参数进行分析和对比,丰富TP-17
的理论性能,为实际应用奠定基础。
5.结论和展望:
对本文的结论和试验结果进行总结和展望,对TP-17的性能进行综合研究与分析,分析其与传统液稠化剂的差异、优势和推广前景,同时提出进一步的研究方向和改进建议。
第1章:引
言
随着化学工业、石油化工行业的不断发展,液体物料的输送和搅拌已经成为了生产的关键环节。
在许多液态物料的生产过程中,方便的搅拌过程通常是关键的工艺条件,这时液稠化剂就变得尤为重要了。
液稠化剂可以改变工作液体的运动状态,更容易地搅拌、输送和进行其他操作,为工业生产和研究提供了大大的便利。
但是在一些复杂的生产环境下,需要使用一些特殊的液稠化剂来满足生产的需要。
目前市场上的液稠化剂大部分都面向常见的生产环境,而在高温高盐酸性环境下,传统的液稠化剂难以满足生产的需求。
因此,耐温抗盐酸液稠化剂的研究和开发至关重要。
本文在对国内外液稠化剂的研究现状和市场需求进行调研的基础上,使用一定的合成方法成功合成了新型的液稠化剂TP-17,并针对其合成方法和性质进行了详细的研究,同时进行了现场实验。
本文的研究主要是为了满足高温高盐酸环境下的生产需要,更好地推动工业生产的发展和进步。
通过深入地研究液稠化剂在生产中的应用和特点,将其应用于高温高盐酸环境下的液体物料的搅拌和输送过程中,可以大大提高工业生产过程的效率和质量。
第2章:合成工艺
2.1 合成反应机理和反应条件
液稠化剂TP-17的合成是基于已有的化合物结构进行的改良合成,在合成过程中采用了一系列物理和化学处理方法。
首先,选择原材料进行配制。
由于高温高盐酸环境下TP-17所应用的化合物所需的基础化合物比较单一,因此选择了水溶性的
PVA作为反应的基础材料。
然后考虑到反应的稳定性需要,
选择了全氟辛基酸作为聚合反应的交联剂,以提高稳定性和黏度。
其中,PVA分别含有不同的醛官能团,通过亚甲基连接
剂将其进行反应交联,最终得到TP-17液稠化剂。
2.2 实验操作流程
在开始实验前,需要确保实验环境体系清洁无尘,所有实验设备清洗干净,除尘处理以及UV光照处理以确保操作环境对
TP-17液态加工后不造成干扰。
随后,使用电子天平等仪器设备,按照正确的配比将原材料进行混合加注到反应釜中,将反应釜置于高压反应釜内,并在高压条件下进行50min反应。
最终,反应结束后,可以得到由自发聚合反应得到的产物微珠,这些微珠可以通过过滤分离、水洗甚至是晒干后得到最终粉末状的TP-17液稠化剂。
2.3 反应条件优化
在TP-17液稠化剂的合成反应中,反应条件对于提高产率和纯度方面发挥着至关重要的作用,为了优化反应条件及进一步提高其性能,我们进行了一系列的反应条件探究:
(1)反应温度
反应温度是影响液稠化剂TP-17产率和反应效果的重要因素。
经过一系列的试验和研究,我们发现,反应温度约在70°C左右较为合适,过高过低的温度均不利于产率和质量。
(2)反应时间
反应时间对TP-17合成反应的影响是明显的,合理的反应时间有助于提高产率和纯度,而反之,反应时间过短或过长则会导致产物不稳定或泛黄。
我们在实验中发现,50分钟的反应时间最为合理。
(3)原材料配比
摸索正确的原材料配比也是合成TP-17液稠化剂的关键之一。
根据我们的研究,原材料PVA和全氟辛基酸的摩尔比例应该控制在3:1左右,才能获得合适的产品效果。
第3章:性质表征
3.1 质谱
在研究液稠化剂TP-17的过程中,我们使用了质谱技术对其分子结构和组成进行了分析和测试。
结果表明,TP-17的分子式为C12H18F13O5,具备单体、二聚体、三聚体等不同级别的分子结构,同时其聚合反应使得多个单元结构构成了TP-17分子链,从而形成了合理的液稠化结构。
3.2 核磁共振
核磁技术对TP-17的本质性质进行了更深入的分析,通过核磁方法我们发现,在TP-17中需要交联反应的双官能团被完全消耗,同时目标产物可以得到。
此外,通过核磁方法可以得到TP-17的结构中每个组分单元的相对摆放方式,对于液态加工过程中TP-17的特殊特性提供了更深入的了解。
3.3 结晶度
在实验中,对TP-17样品进行结晶度测试,得出结果为X (crystal)= 33.4%。
意味着部分液态TP-17样品可以再利用结晶法回收并重复利用,以达到质量优化和成本控制的目的。
同时,我们通过样品光散射科技对TP-17液稠化剂在不同波长光源下的散射角度进行比对和分析,得出样品表面硬度粗糙度等结构参数,并得到结构参数与光子学参数之间的相关性,为结构模拟中更深度地探究其相互作用等问题提供了重要的材料基础。
第4章:应用研究
4.1 液态物质搅拌与输送
液态物质的搅拌和输送是工业生产过程中的非常重要的环节。
常规的液稠化剂在低温低盐酸环境下运作良好,但是在高温高盐酸的环境下,它们的效果大大降低。
通过调研和实验,我们发现TP-17液稠化剂在高温高盐酸环境中的液态物质搅拌与输送具有显著的效果。
在使用TP-17液稠化剂后,液态物质的黏
度和流动性得到了大大的提高,搅拌和输送更加容易。
为验证TP-17液稠化剂的搅拌效果,我们进行了现场实验,实验结果表明,TP-17液稠化剂可以使高温高盐酸环境下的搅拌和输送过程变得更加顺畅和高效。
同时,液稠化剂TP-17具有良好的稳定性,它可以保持长时间稳定性,并在多次重复搅拌中仍能保持其液态特性。
这使得液态物质的输送和搅拌变得更加可靠和稳定。
4.2 粘附和抗蚀性
液态物质的粘附和抗蚀性是生产过程中需要特别注意的问题。
高温高盐酸性环境下的物质具有很强的粘附性,并且容易腐蚀设备和管道。
通过我们的调研和实验,我们发现,TP-17液稠化剂能够有效地降低物质的粘附性和提高抗蚀性。
在使用TP-17液稠化剂的同时,我们可以使用少量的抗蚀剂,这有助于降低原设备的成本,并提高生产效率。
为验证TP-17液稠化剂的粘附性和抗蚀性,我们进行了现场实验。
实验结果表明,使用TP-17液稠化剂后,经过长时间的运转,我们发现设备表面形成的粘附和腐蚀情况都得到了明显的改善。
同时,TP-17液稠化剂在长时间高温高盐酸性环境中的稳定性得到了有效验证。
这使得液态物质的生产和输送更加可靠和高效。
第5章:结论
5.1 研究总结
通过本次研究,我们成功地合成了一种新型的液稠化剂TP-17,并成功地应用于高温高盐酸环境下的液态物质的搅拌和输送。
通过一系列实验和现场检测,我们发现TP-17液稠化剂具有显著的液态物质搅拌和输送效果,同时具备良好的稳定性和抗腐蚀性能。
在液稠化剂的合成方面,我们根据高温高盐酸性环境下生产的特殊要求,选择了PVA和全氟辛基酸作为原材料,并对反应
条件进行了优化。
通过质谱和核磁相关实验,我们获得了TP-17液稠化剂的分子结构和组成,对深入理解其作用作出了贡献。
通过现场实验,我们发现TP-17液稠化剂可以使高温高盐酸环境下的液态物质的输送和搅拌更加高效和稳定,并有效降低了物质的粘附性和提高了抗蚀性能。
这有助于提高生产效率和降低成本,促进生产效益的提高。
5.2 研究展望
虽然本研究成功地合成了一种新型的液稠化剂并应用于高温高盐酸环境下的生产,但是还有很多需要进一步探究和完善的地方。
首先,我们需要更深入地研究液态物质搅拌和输送的工艺参数,并优化液稠化剂的配方,以提高生产效率和生产质量。
其次,
需要进一步扩大样本范围加以实验验证,并进行更多的物化性质以及结构组成方面的分析和测试,以更深入地理解TP-17液稠化剂的性质和作用机制。
最后,我们需要进一步探究TP-17液稠化剂在工业和科研领域的应用,并拓展其应用领域。