技术分析
技术分析
- 凝点在石油管道输送中的应用
- 管道减阻剂在原油管道运输中的应用
- 深层超深层钻井液技术研究进展与展望(第一部分)
- 深层超深层钻井液技术研究进展与展望(第二部分)
- 深层超深层钻井液技术研究进展与展望(第三部分)
- 深层超深层钻井液技术研究进展与展望(第四部分)
- 改性玄武岩纤维对油井水泥力学性能的影响(第一部分)
- 改性玄武岩纤维对油井水泥力学性能的影响(第二部分)
- 改性玄武岩纤维对油井水泥力学性能的影响(第三部分)
- 中国石油陆相页岩油钻井技术现状与发展建议 (第一部分)
- 中国石油陆相页岩油钻井技术现状与发展建议(第二部分)
- 中国石油陆相页岩油钻井技术现状与发展建议(第三部分)
- 中国石油陆相页岩油钻井技术现状与发展建议(第四部分)
- 固井水泥浆用两性离子型聚羧酸分散剂的合成及性能评价 (第一部分)
- 固井水泥浆用两性离子型聚羧酸分散剂的合成及性能评价 (第二部分)
- 固井水泥浆用两性离子型聚羧酸分散剂的合成及性能评价(第三部分)
- 新型温度响应型蠕虫状胶束堵漏剂合成与评价(第一部分)
- 新型温度响应型蠕虫状胶束堵漏剂合成与评价(第二部分)
- 化工管道运输技术发展现状与展望(第一部分)
- 化工管道运输技术发展现状与展望(第二部分)
- 丙烯酰胺/甲基丙烯酰氧乙基二甲基丙磺酸铵共聚物的合成及其性能
- 管道流量计量技术挑战与展望(第一部分)
- 管道流量计量技术挑战与展望(第二部分)
- 管道流量计量技术挑战与展望(第三部分)
- 海洋软管应用技术与展望(第一部分)
- 海洋软管应用技术与展望(第一部分)
- 海洋软管应用技术与展望(第二部分)
- 海洋软管应用技术与展望(第四部分)
- 基于蒙脱石修饰的深层页岩封堵剂制备及性能研究(第一部分)
- 基于蒙脱石修饰的深层页岩封堵剂制备及性能研究(第二部分)
- 两性离子聚合物降滤失剂的合成及评价 (第一部分)
- 两性离子聚合物降滤失剂的合成及评价 (第二部分)
- 减阻剂在高风险管道上的应用
- 分子模拟技术在油田用丙烯酰胺聚合物中的应用进展(第一部分)
- 分子模拟技术在油田用丙烯酰胺聚合物中的应用进展(第二部分)
- 非均相体系在微通道中的封堵性能研究(第一部分)
- 非均相体系在微通道中的封堵性能研究 (第二部分)
- 高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势(第一部分)
- 高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势(第二部分)
- 高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势(第三部分)
- 能源安全战略下中国管道输送技术发展与展望(第一部分)
- 能源安全战略下中国管道输送技术发展与展望(第二部分)
- 能源安全战略下中国管道输送技术发展与展望(第三部分)
- 超临界水对重油改质中多环芳烃生成与转化影响的研究进展(第一部分)
- 超临界水对重油改质中多环芳烃生成与转化影响的研究进展(第二部分)
- 耐高温两性离子型油井水泥缓凝剂的合成及其缓凝机理研究(第一部分)
- 耐高温两性离子型油井水泥缓凝剂的合成及其缓凝机理研究(第二部分)
- 稠油水环输送管道再启动压降特性分析 (第一部分)
- 稠油水环输送管道再启动压降特性分析 (第二部分)
- 稠油水环输送管道再启动压降特性分析 (第三部分)
- 石油钻井行业的技术新动态
- 防气窜固井水泥浆体系研究
- 油井水泥大温差缓凝剂的合成及性能研究(第一部分)
- 油井水泥大温差缓凝剂的合成及性能研究(第二部分)
- 智能油田关键技术研究现状与发展趋势 (第一部分)
- 智能油田关键技术研究现状与发展趋势 (第二部分)
- 智能油田关键技术研究现状与发展趋势 (第三部分)
- 石油钻井行业技术新动态
- 石油钻井行业技术新动态
- 钻井过程中井漏特征精细识别方法研究与应用(第一部分)
- 钻井过程中井漏特征精细识别方法研究与应用(第二部分)
- 非常规油气固井材料发展现状及趋势浅析(第一部分)
- 非常规油气固井材料发展现状及趋势浅析(第二部分)
- 石油钻井行业技术动态
- 国际石油2023年度十大科技进展回顾
- 页岩气小井眼水平井纳米增韧水泥浆固井技术(第一部分)
- 页岩气小井眼水平井纳米增韧水泥浆固井技术(第二部分)
- 新型固井冲洗液评价装置适用性分析 (第一部分)
- 新型固井冲洗液评价装置适用性分析(第二部分)
- 吉木萨尔页岩油井水泥环性能评价(第一部分)
- 吉木萨尔页岩油井水泥环性能评价(第二部分)
- 构建多维度管道巡防体系管控高后果区风险
- 管道工程建设质量问题探究
- 纳米流体提高原油采收率研究和应用进展(第三部分)
- 纳米流体提高原油采收率研究和应用进展(第一部分)
- 纳米流体提高原油采收率研究和应用进展(第二部分)
- 纳米流体提高原油采收率研究和应用进展(第四部分)
- 基于页岩油水两相渗流特性的油井产能模拟研究
- 页岩油水平井压裂后变形套管液压整形技术
- 中深层稠油化学降黏技术研究进展(第一部分)
- 中深层稠油化学降黏技术研究进展(第二部分)
- 中深层稠油化学降黏技术研究进展(第三部分)
- 中深层稠油化学降黏技术研究进展(第四部分)
- 陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术
- 超支化聚乙烯新材料的研究进展(第一部分)
- 超支化聚乙烯新材料的研究进展(第二部分)
- 纤维素纳米材料在油气行业的研究现状与前景展望-孙金声院士团队
- 国内外深井超深井钻井液技术现状及发展趋势(第一部分)
- 国内外深井超深井钻井液技术现状及发展趋势(第二部分)
- 动态压力固井用疏水缔合聚合物防窜剂的合成与性能(第一部分)
- 动态压力固井用疏水缔合聚合物防窜剂的合成与性能(第二部分)
- 聚合物降滤失剂PAAAA的合成及其性能评价(第一部分)
- 聚合物降滤失剂PAAAA的合成及其性能评价(第二部分)
- 神奇的湍流减阻效应-加点高聚物就能让流体减阻
- 油井用复合低温早强剂的制备与性能研究(第一部分)
- 油井用复合低温早强剂的制备与性能研究(第二部分)
- 阴离子型丁苯胶乳粉的合成及其在油井水泥中的应用(第一部分)
- 阴离子型丁苯胶乳粉的合成及其在油井水泥中的应用(第二部分)
- 水溶性疏水缔合聚合物-膨润土纳米复合材料的研究(第一部分)
- 水溶性疏水缔合聚合物-膨润土纳米复合材料的研究(第二部分)
- 南海深水油气开采风险识别及安全控制技术
- 中国陆上油气田生产智能化现状及展望(第一部分)
- 中国陆上油气田生产智能化现状及展望(第二部分)
- 中国陆上油气田生产智能化现状及展望(第三部分)
- 石油钻井堵漏-施工原理-施工方法
- 钻井工程血液-钻完井液技术的发展现状与趋势(第一部分)
- 钻井工程血液-钻完井液技术的发展现状与趋势(第二部分)
- 钻井工程血液-钻完井液技术的发展现状与趋势(第三部分)
- 详述固井前置液
- 国内新型油井水泥分散剂的研究进展
- 缓凝剂的作用机理及缓凝效果
- 油田工业当中消泡剂的应用
- 微交联聚合物降滤失剂的合成与性能 (第一部分)
- 微交联聚合物降滤失剂的合成与性能(第二部分)
- 抗温抗盐水基钻井液降滤失剂研究进展(第一部分)
- 抗温抗盐水基钻井液降滤失剂研究进展(第二部分)
- 抗温抗盐水基钻井液降滤失剂研究进展(第三部分)
- 超高温高密度钻井液
- 浅析减阻剂在输油管道运行中的节能降耗和增输效益
- 井控技术研究进展与展望(第三部分)
- 井控技术研究进展与展望(第二部分)
- 井控技术研究进展与展望(第一部分)
- 耐温型聚丙烯酰胺减阻剂研究与应用现状(第一部分)
- 耐温型聚丙烯酰胺减阻剂研究与应用现状(第二部分)
- 抗高温钻井液降滤失剂的合成及机理研究(第一部分)
- 抗高温钻井液降滤失剂的合成及机理研究(第二部分)
- 抗高温钻井液降滤失剂的合成及机理研究(第三部分)
- 油气管道技术发展现状与展望
- 可降解微交联减阻剂的开发及应用(第一部分)
- 石油管道输送用高效减阻剂超高分子量聚1-辛烯的合成及其结构性能(第三部分)
- 石油管道输送用高效减阻剂超高分子量聚1-辛烯的合成及其结构性能(第二部分)
- 石油管道输送用高效减阻剂超高分子量聚1-辛烯的合成及其结构性能(第一部分)
- 可降解微交联减阻剂的开发及应用(第二部分)
- 泡沫水泥浆固井技术
- 泡沫水泥浆固井技术
- 深井、超深井固井关键工具(三)
- 深井、超深井固井关键技术进展及实践 (一)
- 深井、超深井固井特色水泥浆体系(二)
- 石油支撑剂是什么
- 油田污水处理技术现状及发展趋势
- 液化石油气(LPG)压裂技术及其应用前景
- 液化石油气(LPG)压裂技术及其应用前景
- 乳化原油破乳机理的研究
- 乳化原油破乳机理的研究
- 油田开发过程中厚油层剩余油分布与挖潜技术研究
- 一种低伤害压裂液的性能评价与现场应用
- 油基泥浆含油钻屑处理技术研究
- 钻井完井过程油气储层伤害机理与控制措施
- 浅谈PX 项目与我国石油加工业的可持续发展
- 油气并举在石油开采中的作业分析
- 斯伦贝谢如何强化技术创新
- 页岩油深斜井技术新发展
- 油田注水用杀菌剂在我国的应用及发展
- 油田开发设计方法和老油田开发现状
- 引入新井身结构提高SAGD性能
- 关于油气勘探新技术与应用分析
- 海洋油气钻探及其相关应用技术的发展与展望
- 储层压裂新技术: 液化石油气无水压裂
- “大数据” 助力石油行业更高效
- 一种速溶无残渣纤维素压裂液
- 油田污水回用技术促进企业清洁生产
- 历史悠久且最有效的堵漏剂产品:Diaseal M
- 贝克休斯ClearStar压裂液体系
- EOR三大技术现状与展望
- 页岩油气开发环保新技术 移动式膜分离技术提供高容量水循环利用
- 油田化学剂在油田污水处理中的应用研究
- 三次采油技术进展
- 中东钻井技术新进展
- 页岩气开采新工艺:无水压裂
- 以聚合物为载体的三次采油技术研究
- 深水钻井液关键外加剂优选评价方法
- 合成基钻井液技术应用
2.实验结果与讨论
2.1 催化剂结构的影响
催化剂结构对1-辛烯聚合行为的影响见表1。Cat.1~Cat.5的主要区别是合成原料分别为2,4,6-三甲基苯酚、4-甲基苯酚、4-氟苯酚、2,6-二氟苯酚和2,4,6-三氟苯酚。
从表1可看出,当催化剂配体上的推电子基团数量增多,单体转化率与聚合物的Mη降低;当取代基为吸电子基团,或吸电子基团增多时,均能实现配体与过渡金属Ti原子间化学键极性的加强,单体转化率与聚合物Mη均相对提高,其中以2,6-二氟苯酚为原料的Cat.4和以2,4,6-三氟苯酚为原料的Cat.5具有理想的单体转化率(大于96.9%),所得聚合物的Mη大于3.55×106。
聚合条件:第一阶段0 ℃,24 h;第二阶段5 ℃,144 h;催化剂甲基铝氧烷(MAO);n(Al)∶n(Ti)=50∶1,n(1-辛烯)∶n(Ti)=2 000∶1
实验结果表明,通过调整催化剂配体上取代基的吸电子能力可以调控催化剂活性位点的电子效应与配位环境,进而调控催化剂的催化性能,获得超高分子量聚合物,即随着催化剂配体上取代基吸电子能力增强或吸电子取代基数量增加,催化剂中Ti原子周围的电子云密度降低,电正性增大,更易与由于极化而带负电性的a-烯烃单体双键的1-碳原子结合,发生配位、1,2-插入和链增长,从而获得更高分子量的聚合物。由于烯烃单体带负电性的碳原子更易与正电性大的Ti原子结合及配位,因此在相同聚合时间内单体转化率更高、催化剂活性更高。考虑到2,4,6-三氟苯酚的价格比2,6-二氟苯酚的高,因此优选Cat.4 探讨聚合条件对1-辛烯聚合行为的影响。
2.2 聚合条件的影响
2.2.1 温度的影响
第1阶段聚合温度对1-辛烯聚合的影响见表2。
由表2可知,第1阶段聚合温度从-10 ℃升至0 ℃时,1-辛烯转化率逐渐升高,聚合物的Mη增大。可能是由于温度适当提高,会使聚合体系的黏度(1-辛烯液相本体聚合)降低,有利于单体布朗运动,从而提高聚合速率。即第1阶段聚合温度的略微升高有利于1-辛烯聚合,但当第1阶段的聚合温度从0 ℃升至25℃时,1-辛烯转化率和聚合物Mη降低,说明第1阶段的聚合温度较高时,不能获得超高分子量聚1-辛烯,可能是温度较高引起了链转移反应。
聚合条件:第一阶段聚合时间24 h,第二阶段聚合温度5 ℃,聚合时间144 h,催化剂甲基铝氧烷(MAO);n(Al)∶n(Ti)=50∶1,n(1-辛烯)∶n(Ti)=2 000∶1
2.2.2 聚合时间的影响
1-辛烯在第2阶段的聚合时间对单体转化率和聚合物Mη的影响见表3。由表3可知,随第2阶段聚合时间的延长,1-辛烯的转化率增大。但当聚合时间达到144 h后,1-辛烯的转化率趋于平稳。聚合时间144 h 后聚合体系成为了块状固体,未反应的单体传质较难,故难以发生聚合反应。因此,聚合时间144 h 后不宜再延长反应时间。聚合物Mη随第2阶段聚合时间的延长而增大,即反应时间从144 h延至168 h,聚合物的Mη仍在增大。说明Cat.4/MAO催化剂体系的稳定性较好。
聚合条件:第一阶段聚合温度0 ℃,聚合时间24 h;第二阶段聚合温度5 ℃;催化剂甲基铝氧烷(MAO);n(Al)∶n(Ti)=50∶1,n(1-辛烯)∶n(Ti)=2 000∶1.
2.2.3 助催化剂种类及铝钛摩尔比的影响
助催化剂对1-辛烯转化率及聚合物Mη的影响见表4。
由表4可看出,MAO是最适宜的助催化剂。与AlEt3和AlEt2Cl比较,采用Cat.4/MAO催化体系催化1-辛烯液相本体聚合,1-辛烯的转化率最高,聚合物Mη最大;采用AlEt2Cl作助催化剂的聚合效果最差。
聚合条件:第一阶段聚合温度0 ℃,聚合时间24 h;第二阶段聚合温度5 ℃,聚合时间144 h,n(1-辛烯)∶n(Ti)=2 000∶1
助催化剂不同,稳定存在的形式也不同。MAO虽是三甲基铝(TMA)的水解产物,具有Al(Me2)O重复结构的低聚物,但真正起烷基化作用、链转移作用的是MAO中存在的少量TMA。由于TMA反应迅速,与催化剂活性中心作用进行烷基化反应也迅速。MAO的另一作用是结合并稳定从主催化剂上解离下来的氯离子形成络合反离子,有利于活性中心的稳定。MAO的Al(Me2)O结构也可能有利于形成1-辛烯单体与催化剂活性位点配位、插入、链增长的环境。
由表4还可看出,AlEt3为助催化剂时,1-辛烯的转化率和聚合物Mη随AlEt3用量的增加而降低。这可能是由于,随AlEt3用量的增加,催化剂中的氧化钛(Ⅳ)被过度还原成不适宜1-辛烯聚合的、更低价的Ti,如Ti(Ⅱ)等,导致催化剂活性降低,因此,1-辛烯的转化率降低。AlEt3的加入量增加,聚合物增长链向AlEt3发生链转移反应的概率增加,导致聚合物Mη降低。
与AlEt3比较,由于AlEt2Cl中含有电负性较强的Cl,使Al原子显较强的正电性(即Al原子周围的电荷会偏向Cl),Al与Et的结合强度增加,因此,AlEt2Cl中的Et较难失去。AlEt2Cl 与Cat.4组成催化剂体系,催化1-辛烯聚合的结果与AlEt3的不同。由表4可看出,AlEt2Cl 为助催化剂时,1-辛烯的转化率和聚合物Mη随AlEt2Cl加入量的增加而增加。但聚合效果比MAO作助催化剂差。
综上所述,1-辛烯聚合适宜的条件为:催化体系Cat.4/MAO;第1阶段聚合温度为0 ℃,聚合时间24 h;第2阶段聚合温度为5 ℃,聚合时间144h;n(Al)∶n(Ti)=50∶1,n(1-辛烯)∶n(Ti)=2 000∶1。在该条件下,单体转化率为96.9%,产物聚1-辛烯的Mη为3.55×106。
2.3 聚合物结构与性能表征
2.3.1 FTIR表征结果
聚1-辛烯的FTIR谱图见图1。
从图1可看出,2 856 cm-1处的吸收峰对应CH2的C—H键伸缩振动;2 918 cm-1处的吸收峰对应CH3的C—H键伸缩振动;1 456 cm-1处的吸收峰对应CH2的剪切和不对称振动;1 373 cm-1处的吸收峰为C—H键的弯曲振动;723 cm-1处的吸收峰为CH2摇摆振动;772 cm-1处的吸收峰归属于附着于主链上的—(CH2)—CH3侧基。上述吸收峰均对应于聚合物主链和侧基的饱和C—C单键。在图1中未出现分别对应=C—H键振动、伸缩振动及C=C键伸缩振动的990,3 080,1 640 cm-1处的吸收峰。可能是由于聚合物的分子量超高,因β-H链转移产生的C=C键链末端占比极低,FTIR无法识别。
2.3.2 1H NMR表征结果
聚1-辛烯的1H NMR谱图见图2。如图2所示,在δ=1.68,1.40,0.95处的吸收峰分别归属于聚1-辛烯CH,CH2,CH3中的H原子。图中未出现CH=CH中氢原子的信号峰,说明所得聚1-辛烯分子链中双键含量极低。