IGBT灌封用苯基改性有机硅凝胶的耐热及介电性能研究

随着绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)向高电压、大功率化方向发展,其产生的热量和运行温度快速上升,致使其绝缘封装系统失效问题愈发突出。为满足IGBT日益严苛的工作环境,亟需研发一种高性能的有机硅灌封材料。该文通过化学合成制备苯基改性有机硅凝胶(phenyl modified silicone gel,PMSG),研究其耐热和介电性能。结果表明:PMSG失重5%的热失重温度为383℃,室温击穿场强可达32.62 kV/mm,比纯有机硅凝胶(pure silicone gel,PSG)提高17.42%,且150℃击穿场强相较于室温击穿场强仅下降25.38%,展现出更优良的高温耐电特性。同时,其相比于PSG具有更低的介电损耗。因此,PMSG作为IGBT封装材料时,整体性能更加优良。该研究将为IGBT封装用新型高性能绝缘材料的研制提供有效思路和理论基础。

长庆油气田压裂用生物酶破胶技术及其应用

利用核磁共振技术研究了用APS破胶的硼交联瓜尔胶压裂液对长庆低渗岩心的伤害机理，认为主要伤害因素是压裂液的黏滞力和大分子聚合物。指出了长庆油气田使用APS破胶的不足之处。基于引进产品开发了酶破胶剂GLZ-1，该剂含β-1，4-和α-1，6-糖苷键特异水解酶，可将半乳甘露聚糖最终分解为单糖和二糖。根据酶活力测定，该剂适用温度范围为40-90℃，适用pH范围为6～10，盐度在2％～10％范围内对酶活力基本上无影响，该剂与压裂液添加剂配伍。与APS相比，破胶液残渣含量较低，破胶液滤液中总含糖量较高且随破胶时间的升幅较大，4、24、48h破胶液中聚糖相对分子质量（M）主要分布区域分别为1300～5500、1200-4800、250～3800，而用APS破胶时，破胶液中检测不到M〈5000的聚糖分子。GLZ-1破胶液对岩心渗透率的伤害小于20％，而APS破胶液的伤害为27．7％～30．2％。在鄂尔多斯盆地苏力格气田8口井、西峰油田20口井压裂中使用GLZ-1破胶，油井返排液黏度〈2mPa·s，返排率〉65％，气田一次喷通，返排液黏度〈3mPa·s，平均返排率90．2％。图1表6参3。

聚合物降解产物伤害与糖甙键特异酶破胶技术

综述了钻井、完井、尤其是水力压裂作业中产生的多糖类聚合物伤害和应用糖甙键特异酶破胶、解除多糖类聚合物伤害的技术。第一节报道了聚合物降解产物造成的伤害 ,指出冻胶破胶液粘度低并不代表压裂液已从充填裂缝中充分返排 ,氧化破胶剂和普通酶破胶剂不能使多糖类聚合物充分降解 ,产生的大分子量的、水不溶的降解产物可对地层造成伤害 ,消除伤害的办法是采用对糖甙键有特异性的各种水解酶作压裂液破胶剂或伤害地层处理剂。第二节报道了各种聚合物 (纤维素、瓜尔胶、淀粉 )糖甙键特异酶降解聚合物的机理。第三节报道了糖甙键特异酶 (主要针对瓜尔胶 )的应用性能测试及结果 ,包括岩心流动实验、含糖量和分子量测定、传导性测试。第四节介绍了糖甙键特异酶消除聚合物伤害和用作压裂液破胶剂的现场应用 ,包括选井原则、实施工艺要点及 3个典型井例。

有效降解PRD钻井液的低温破胶剂JPC室内研究

用PRD聚合物钻井液钻井完钻后，须对井筒内余留的钻井液实施破胶处理，以免钻井液污染地层。常用的氧化荆破胶法低温破胶效果差。本文报道低温破胶刑JPC的实验研究结果。实验钻井液（胶液）为0．65％PF-VIS增粘的PRD钻井液。用破胶率即以空白处理胶液为基准的破胶剂处理胶液表观粘度降低率表示破胶效果。在包括强氧化性酸、盐、碱的9种化学（生化）刑中，JPC的50℃、4h破胶率最高，为95．2％（加量1．0％），α-葡糖酶次之,为72．1％（加量1．5％），其余均低于50％。JPC的破胶率随加量增大而增大，加量≥1．5％时趋于恒定，适宜加量为2．0％；破胶温度升高（21-95℃）或破胶时间延长（0.5～5．0h）时破胶率增大，加量2．0％、50℃、3h破胶率超过90％，破胶液21℃表现粘度为4．0mPa·s。JPC对储层无伤害，注入2．0％的JPC海水溶液4．5PV时，南海西江23—1油藏岩心渗透率不降低，油相渗透率在注入煤油7．0PV时完全恢复。图3表3参2。

微胶囊缓释破胶剂的室内研制

采用滚动造粒法在过硫酸铵颗粒外包一层高分子粉体，再采用Ｗｕｒｓｔｅｒ流化床法将颗粒包封，制成了微胶囊缓释破胶剂，在室内实验装置上产率达９０％以上。所得微胶囊破胶剂具有良好的延迟释放、延迟破胶性能。有两个样品７０℃时延迟释放时间分别达４８ｍｉｎ和６５ｍｉｎ，释放５０％的时间分别为２０８ｍｉｎ和３１２ｍｉｎ。在冻胶体系中加入其中一个样品，加量０．１４ｇ／ｌ（以所含过硫酸铵计），在７０℃放置９０ｍｉｎ后冻胶体系粘度损失仅８％。

纤维压裂液及其在吉林油田的应用

针对油气生产过程中容易出砂和压后测试快速排液时出现的支撑剂回流等问题,采用纤维稳定支撑剂技术配制出了性能优良的纤维压裂液,对该压裂的性能进行了系统评价,并介绍了纤维压裂液在吉林油田的应用情况。通过考察纤维加量(0.1%～0.4%)对压裂液黏度及交联时间的影响,得到了纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.04%SD2-2有机硼交联剂+0.035%过硫酸铵+0.2%T-3纤维+其他添加剂,该纤维压裂液pH值9～10,稳定性良好,并具有良好的延迟交联性能和耐剪切性能,适合于60～65℃的中低温地层。当闭合压力小于20 MPa时,加入纤维的支撑剂导流能力不受影响;常温、170 1/s下连续剪切90 min后黏度保留率为52.86%;破胶水化液的表面张力为23.8 mN/m并且黏度小于5 mPa.s。该项技术在吉林扶余油田东+5-33、东34-201、松原采气厂老4-24井共3口井进行现场施工中取得了良好应用效果。

支撑裂缝处理剂性能研究与应用

研制了一种支撑裂缝处理剂 ,在实验室考察了该处理剂的应用性能 ,并在 3口井上进行了成功的应用试验。该处理剂为含有氧化剂、助氧化剂、催化剂的水溶液 ,用于处理加砂压裂后的支撑剂充填裂缝 ,破解裂缝内压裂液冻胶 ,溶解压裂液残渣和聚合物滤饼 ,以改善破胶液返排效果 ,提高裂缝导流能力。室内性能考察结果表明 ,与使用过硫酸铵破胶相比 ,该处理剂在≥ 4 0℃破胶迅速 ,破胶液粘度很低 (～ 1mPa·s) ,可使压裂液残渣产生量减少73 %以上 ,可完全溶解常规破胶法产生的残渣 ,使导流能力提高 4 0 %以上 ,对支撑剂的强度无影响。在 3口油井试用 ,压裂液平均返排时间比一口对比井缩短约 60 % ,平均返排率为 86.8% ,比对比井提高近 2 0 %。

超低浓度羟丙基瓜胶压裂液在煤层气储层改造中的应用

开发了一种适用于煤层气储层改造的超低浓度羟丙基瓜胶压裂液的交联剂GJ-1,其具有长链多交联点螯合能力、交联网络密集、交联时间短、冻胶的黏弹性较好等性能;过硫酸铵和低温酶复合体系实现了低温高效破胶。从黏度、伤害等方面进行综合评价,结果表明,0.15%改性羟丙基瓜胶GJ与0.3%交联剂GJ-1组成的交联体系交联速度快,伤害率较低。控制低温酶和APS加量可以将破胶时间调节在2-8 h内且可控,破胶后残渣只有33 mg/L,有效减小对煤层裂缝导流能力的损害。现场应用表明,这种超低浓度羟丙基瓜胶压裂液体系的加砂量达到了设计要求,压后返排液破胶良好。

微胶囊缓释破胶剂MEB-1的制备及性能

将含有一种聚合单体的过硫酸铵饱和水溶液分散在三氯甲烷中,在50℃反应3～4小时,滤出,以无水乙醇洗涤,干燥,得到囊壁为水溶胀性聚合物的微胶囊破胶剂MEB-1。该剂粒径0.5～0.9mm,过硫酸铵有效含量可达39.23%,包埋率86.77%,释放率>60%,推荐使用温度60～130℃。MEB-1的过硫酸铵释放率随温度(30～120℃)和时间(10～60min,90℃)的变化,加量0.1%时0.6%HPG/有机硼压裂液90℃黏度变化和90℃破胶性能,均与两种商品微胶囊破胶剂(LZEN-1和-2)相近或相同,加入0.1%MEB-1的该压裂液80℃时对地层岩心渗透率(0.0178～0.0187μm2)的伤害较小,仅为14.8%,加入两种对比剂的压裂液则分别为17.7%和18.1%。

可降解纤维压裂液的破胶性能实验研究

所报道的可降解纤维为一种有机酸酯聚合物,可在高温下水解降解而释出酸,在压裂液中既具有降阻、防止支撑剂回流、降滤等纤维功能,又能促进破胶。加入该种纤维的模拟压裂液(不含增稠剂和破胶剂),在80℃和120℃下的pH值随时间延长而降低,降低幅度随温度升高和纤维加量增大(0～2.7g/L)而增大,纤维加量1.8g/L时,在80℃经过100h或在120℃经过30h,pH可降至5.5。有机硼交联0.45%HPG压裂液,加入过硫酸铵100或300mg/L并在100℃放置24h后,破胶残渣量为428或315mg/L,破胶液pH值为9.2或8.5,而加入可降解纤维1.8g/L的压裂液,破胶残渣量减至203或112mg/L,破胶液pH值降至4.5或3.7。以抗氧化剂稳定的有机硼交联0.45%HPG压裂液,120℃、1701/s黏度随剪切时间延长而下降,但剪切70min的黏度高于200mPa.s,可满足中等规模的加砂压裂,剪切105min后降低温度,则黏度迅速回升,出现返胶现象。只加入该种纤维而未加破胶剂的压裂液,破胶返排后可再利用。

植物胶液体胶塞CQTD-95及其暂堵技术研究

植物胶液体胶塞CQTD-95由稠化剂CQTD-95基液与专用交联剂CL-80反应生成。调化剂CQTD-95为经多次化学加工的羟丙基瓜尔胶，在水中分散而不溶解，与CL-80混合后在1-15分钟内形成凝胶。本文报道稠化剂CQTD-95的制备。基液粘度、胶塞相对强度、影响胶塞形成及其强度的配方因素、盐酸对胶塞的破坏等室内研究结果，以及在大直径试验井内用大型模拟试验装置考察胶塞从射孔眼、裂缝、填砂层挤出的性能和用盐酸使剩余胶塞破胶的结果。CQTD-95的性能与美国Phillips公司的Tempgel相当。

化学破胶剂SD02用于压裂后地层处理

考察了低碳羧酸、过氧化氢、有机氢过氧化物、过酸盐及一种有机过氧化物与一种低碳羧酸的复配物(代号SD02)对4种压裂液冻胶(含0.5%聚合物的HPG/有机硼、香豆胶/有机硼、羟丙基田菁胶/有机硼及改性PAM/硫酸铝钾压裂液)的破胶性能。等体积压裂液与5%破胶剂溶液混合,分别在25℃和85℃反应0.5h后,混合液粘度比压裂液粘度分别降低78.9%～97.2%和69.6%～98.2%,其中SD02的降粘率最高,分别为94.8%～97.2%和96.5%～98.2%,对于HPG/有机硼压裂液分别为94.8%和96.5%。取以上4种压裂液及黄胞胶/有机硼压裂液制备残渣,将残渣分散于水中,与等量SD02溶液混合,在25℃反应0.5h,残渣溶解率在79.3%～91.4%,对于HPG/有机硼压裂液残渣,溶解率为91.4%。85℃下5%SD02溶液对石英砂及不同产地陶粒的4h溶蚀率≤0.3%。用5%SD02溶液作二次破胶剂,用于处理压裂后破胶效果不好的14口井,与3口未处理井相比,返排率由8.2%～11.4%上升到19.8%～33.1%,破胶液粘度由157～172mPa·s下降到1.5～5.1mPa·s,增产原油效果良好。表4。

魔芋葡甘聚糖弱凝胶研制

用易降解的魔芋胶 (魔芋葡甘聚糖 )代替合成聚合物制备了油藏调驱用的水基弱凝胶。简介了这种聚糖的组成和性质。考察了魔芋葡甘聚糖、一种无机盐胶凝剂和胶凝助剂无水亚硫酸钠用量对胶凝的影响 ,3种组分的适宜用量 (质量分数 )分别为 1.0 % ,0 .9% ,1.2 % ,胶凝温度为 6 0～ 90℃ ,胶凝时间随胶凝温度升高而缩短。适宜配方溶胶液在 6 0℃形成的弱凝胶 ,6 0℃、10s-1粘度为 5 30mPa·s,在 6 0℃可维持 30d不变 ;在胶凝温度下 ,在 10 %CaCl2和 10 %NaCl溶液中浸泡 12 0d不破胶 ,在 3%～ 5 %盐酸中浸泡 4 0～ 2 5h破胶 ,破胶液粘度小于 10mPa·s(6 0℃ ,10s-1) ;在 10 %NaOH溶液中搅拌 7～ 8h或浸泡 2 0h完全胶溶。讨论了胶凝机理和胶溶机理。图 3参 2。

HPAM/Cr^(3+)交联暂堵技术在堵水封窜中的应用

研发了一种聚合物铬凝胶类暂堵剂用于油水井堵水封窜,其组成为:0.6%~0.8%聚合物HPAM+0.003%~0.004%交联剂乙酸铬+0.010%~0.025%破胶剂过硫酸铵。该剂45℃成胶时间<16小时,16小时成胶黏度5.8~8.2 Pa.s(可超过10 Pa.s),72小时破胶剂液黏度240~280 mPa.s,可用于40~80℃地层。在原始水测渗透率0.45~5.0μm2的人造岩心上,该剂封堵物的突破压力≥12.5 MPa/30 cm,暂堵率≥97.9%,破胶后恢复率≥85.2%。该剂已成功用于大庆采油一厂2口斜井的堵水封窜作业。详细介绍了井口严重反冒的高150斜41注水井的暂堵封窜作业:在注水层段以上补孔;注入12 m3暂堵剂封堵注水层段(10.5 m+3.6 m),注入压力5 MPa,套压3.8 MPa;依次注入速凝堵剂8 m3(注入压力14 MPa,套压8 MPa)、强凝胶堵剂10 m3(23,9 MPa)封堵窜流层段(10.5 m),36小时后注水压力13 MPa,注水量5 m3/d,以后逐渐升至20 m3/d,井口无反冒水,封窜成功,注水层暂堵保护有效。图3表4参2。

钛交联植物胶高温压裂液的关键性能

本文介绍了钛交联植物胶高温压裂液体系的关键性能即耐温能力、破胶及对地层和裂缝的伤害的实验研究结果。

乙丙橡胶电线电缆绝缘层耐电击穿性能的影响因素

研究了三元乙丙橡胶(EPDM)的第三单体(ENB)含量、纯净度、凝胶含量及加工配方对加工成品耐电击穿性能的影响。实验结果表明,加工过程中,ENB的交联越充分,残留的双键越少,加工成品的耐电击穿性能越好;EPDM的纯净度越高、凝胶含量越低,加工成品的耐电击穿性能越好;此外,与基础配方相比,经过优化后的配方也可以显著提高EPDM加工成品的耐电击穿性能。

一种新型微胶囊破胶剂的室内研究

本文介绍了一种用单体聚合包裹制成的微胶囊破胶剂,该破胶剂是利用包裹的水溶胀高分子膜的缓慢水化而释放出过硫酸铵,其缓速释放性能好、释放率高;在水基压裂液冻胶中加入该破胶剂,冻胶的抗剪切性能好,在50min的恒温、恒速剪切下,冻胶的粘度仍大于60mPa·S,8h后的破胶液粘度小于2mPa·S。

硅凝胶改善XLPE/SIR界面绝缘特性的研究

电缆附件界面涂覆硅脂存在溶胀效应,本研究采用一种硅凝胶作为界面涂覆料,通过测量XLPE/SIR界面试样的局部放电起始电压与界面击穿电压,对比硅脂与硅凝胶对XLPE/SIR界面填充效果的影响;通过拉伸试验与溶胀试验对比硅脂与硅凝胶对硅橡胶材料性能的影响;同时利用3D光学轮廓仪观测得到的数据对界面空腔尺寸进行估算,使用COMSOL仿真不同涂覆条件下的界面电场分布。结果表明:老化前,硅凝胶与硅脂均能提高XLPE/SIR界面的击穿电压和局部放电起始电压;老化后,涂覆硅脂试样的界面击穿电压与局部放电起始电压均大幅下降,而涂覆硅凝胶试样的界面击穿电压与局部放电起始电压不变。硅脂因溶胀作用导致硅橡胶的力学性能下降,而硅凝胶对硅橡胶材料性能无影响。硅凝胶由于其良好的电气绝缘性能并且在老化后不会轻易流失,作为界面涂覆料的性能优于硅脂。

堵水调剖用暂堵剂 ZDJ-98 的研制与性能评价

本文简述了暂堵剂在多孔介质中的暂堵原理，研究了暂堵剂 Ｚ Ｄ Ｊ９８ 的配方及性能。结果表明，该暂堵剂成胶、破胶反应速度可控制，在６０ —８０ ℃地层条件下形成的弱凝胶对中低渗透层能形成有效的堵塞，弱凝胶破胶液化后渗透率可恢复至８０ ％ 以上。

一种耐高温-冻胶酸的制备和性能评价

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为共聚单体,采用一种复合多段低温引发体系来引发聚合,制得了一种酸液稠化用聚合物,将由此聚合物配制的稠化酸液与交联剂YQ-2、破胶剂共同使用得到了一种耐高温的冻胶酸体系。用转子旋转法评价了聚合物种类及浓度、交联剂加量对成胶时间的影响;以体系粘度为指标,使用旋转粘度计评价了聚合物种类及浓度、交联剂加量对冻胶酸体系的热稳定性的影响,并考察了加入破胶剂FG后体系的破胶能力。