丙烯酰胺和聚乙烯亚胺

聚丙烯酰胺基液与聚乙烯亚胺交联研究
编译：康博 高琳（西南石油大学） 审校：刘廷元
摘要：在高温油藏开发中，有机交联凝胶常用于控制产水量。

这些凝胶大多数都由一种聚丙烯酰胺与一种有机交联剂组成。

聚乙烯亚胺可以作为一种丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物的有机交联剂。

据一些文献报道，聚乙烯亚胺也同样可以与丙烯酰胺共聚物以及均聚物形成环形凝胶。

本文笔者运用气相色谱法，C13核磁共振光谱分析法和稳定剪切粘度法，对丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺交联体系，以及丙烯酰胺均聚物与聚乙烯亚胺交联体系这两种控水凝胶体系进行了比较性实验研究。

为了深入了解这两种凝胶体系的差异，研究中综合分析了反应生成气，结构变化和成胶时间等数据。

实验发现在温度低至60℃时，反应生成异丁烯。

并且，气相色谱法研究第一次表明CO2是丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中特丁基丙烯酸酯基团的热分解的产物。

较低的pH初始值可以改变两种凝胶体系的成胶时间，而较高的矿化度可以延长成胶时间。

本文将总结这些实验结果，解释所涉及到的主要反应机理，并讨论这些新的发现怎样影响这些凝胶体系在油田现场的应用。

关键词：聚乙烯亚胺 聚丙烯酰胺 丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物 交联 凝胶
1 引言
对于成熟的油气藏，过量的产水是一个严重的问题。

它会导致由于建造更大的油气分离站而增加额外的成本。

除此之外，油层高含水还会引起结垢、乳化、细菌和腐蚀等问题。

因此，全球石油行业每年投入上亿资金去处理高含水问题。

目前，有包括机械堵水和化学堵水等多种控水工艺。

在所有这些可用的堵水工艺中，聚合物凝胶由于保持油相相对渗透率不受影响，通过有选择性的减少渗透率，降低水相相对渗透率；或者完全封堵产水带的水流，而得以广泛应用。

对于一口指定井，油藏温度、岩石岩性和地层水矿化度等多种因素影响聚合物凝胶的选择。

据文献报道，大多数堵水凝胶都是以聚丙烯酰胺及其共聚物为主体基液的聚合物。

根据所使用的交联剂，聚合物凝胶可分为有机交联凝胶和无机交联凝胶两类。

无机交联凝胶主要依靠部分水解聚丙烯酰胺中带负电的羧基与交联剂中带正电的三价阳离子（如Cr3+和Al3+）之间的离子间相互作用交联形成凝胶体系。

这类聚合物凝胶相对稳定并且适合于低温油藏。

但是当产水带处理温度升高时 ，根据早期研究（文献9），由于离子键的减弱，无机交联凝胶的堵水效果大幅度下降。

对于高温油藏（在高温条件下），人们更多使用有机交联聚合物凝胶。

由于聚合物和有机交联剂间的共价键作用，有机交联凝胶在高温下也相对稳定。

目前，聚乙烯亚胺已经作为交联剂分别与丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物，与丙烯酰胺，丙烯酰胺乙甲基丙磺酸和N，N二甲基丙烯酰胺混合物，形成凝胶体系。

笔者最近的研究表明，在高温下聚乙烯亚胺可以和一种简单的丙烯酰胺均聚物进行交联。

本文详细研究了在温度从80℃到140℃间，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺交联，聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺交联的成胶反应动力学。

丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物、聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺的分子式如图1所示。

笔者认为聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺交联反应发生在聚乙烯亚胺中的亚胺氮原子和聚丙烯酰胺中的酰胺基团（转氨基作用）。

反映方程式如图2。

而丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺交联主要是依靠图3所示，特丁基丙烯酸酯基团的取代反应。

其反应机理的详细报道（研究）见文献15。

本文研究的目的是在考虑：（1）聚合物水解，（2）不同初始pH值，不同矿化度下凝胶的成胶时间（3）反应的气体生成物等因素，综合运用气相色谱法、C13核磁共振光谱分析法和稳定剪切粘度
法，对丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺交联体系，聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺交联体系进行比较性研究。

2 实验研究
2.1材料
实验中所用丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物，聚丙烯酰胺的性质如表1所示。

酯化度用E表示，如方程（1）
E=
x
x y
+
×100% （1）
x丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中的特丁基丙烯酸酯基团的体积摩尔浓度；y丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中酰胺基团的体积摩尔浓度。

据文献15中所用的仪器和方法，通过C13核磁共振光谱分析，求得E值为4.7±0.2%mol。

水解度用τ表示，如方程（2）
τ=
a
a b
+
× 100% （2）
a丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中羧基的体积摩尔浓度；b丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中酰胺基团的体积摩尔浓度。

C13核磁共振光谱分析测得丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物，聚丙烯酰胺的水解度低于0.1mol%，实验所用交联剂聚乙烯亚胺的分子量为70kg/mol。

由热解重量分析测的聚乙烯亚胺的有效浓度为33±1wt%，pH值为11.0，氮气用于增加粘度计和观察室的压力。

同时用3N NaOH和20wt% HC1调整（增加或降低）聚合物溶液的初始pH值。

实验中用NaCl考察矿化度对成胶时间的影响。

2.2 设备和方法
pH测定使用520 ThermoOrion pH仪，稳定剪切粘度测定使用库艾特几何布氏粘度计。

转子和容量杯的内半径和外半径分别为3.8cm和3.4cm，样品体积为30ml和带丝扣套的 GL 18 SCHOTT型耐高温玻璃管，全部使用密封加热。

为了防止氧化，实验中将凝胶溶液置于充满氮气的高温高压透明室进行加热。

透明室及气体样品系统示意图如图4所示。

首先，将80cm3凝胶溶液放入透明观察室的高温高压量筒。

然后，用氮气将压力增至23.5Pa（约为340磅），用环形电热炉加热。

一定时间后（视温度而定，下文将会讨论），用体积为150cm3的不锈钢气体样品量筒（Swagelok；304L-HDF4-150）收集反应生成气。

最后用Agilent 技术公司生产的6890气相色谱仪分析所收集的气体样品。

并用热导池检测器（TCD）测出气体样品中各组分的含量。

高温高压玻璃管用于在硅油加热槽中加热聚合物样品，然后用C13核磁共振光谱分析仪分析样品。

详细的C13核磁共振光谱分析实验过程见文献15。

凝胶的配制：在水中加入一定量的聚合物，并持续搅拌至均匀。

然后向其中一滴一滴加入所需的聚乙烯亚胺，并搅拌至均匀。

10分钟后，将所配制凝胶样品放入粘度计或透明观察室。

成胶时间定义为粘度-时间图上的拐点，很多作者都根据此方法确定成胶时间。

3 结果与分析
3.1凝胶溶液的粘度
根据前面介绍的方法配制丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶溶液。

在蒸馏水中溶解有7%的丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和1%的聚乙烯亚胺。

在25℃下，测得的粘度值随剪切速率的变化而变化。

在相同的密度和相同的方法下配制聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺溶液如图5所示。

由此可知，在所测的剪切速率变化范围内，这两种体系表现出不同的剪切速率粘度特性（牛顿流体特
性），聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺凝胶体系粘度比丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶体系大。

3.2丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺的反应产物
Hardy等人认为丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物水解生成特丁醇，另外，在温度高于100℃，高pH值情况下，每次反应都要释放异丁烯,如图6所示。

但是在其研究中缺少足够的数据支持这种观点。

由前文可知，特丁醇是丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中特丁基丙烯酸酯基团水解的产物。

以前的关于丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物水解反应的研究仅仅局限于水相中。

因此，本部分将详细检测反应生成气。

就笔者查阅的资料表明，关于丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物热解的研究仅有Hardy等人发表过文献。

实验首先准备凝胶溶液，其中丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物为7%，聚乙烯亚胺为1%。

然后，将这些凝胶溶液放入图4所示的充满氮气的透明观察室内，并加热。

视不同温度，加热一定时间后，收集反应生成的气体并用气相色谱仪进行分析。

表2 的数据表明，反应的气体生成物随着温度变化而变化，并且实验都有环形凝胶生成。

为了确保实验的再现性，每一组实验都至少重复做两次，并取两次实验结果的平均值，如图2所示。

在温度从60℃到130℃之间变化时表2的气体分析结果证明，图6中每一次反应都有异丁烯生成。

在这个温度变化范围内，第一次研究发现异丁烯是丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中特丁基丙烯酸酯基团的热分解产物。

同样，表2的数据表明，反应生成气中的异丁烯含量随温度增加而增加。

这些气体实验的加热时间（表2）差异归结于成胶时间随温度的变化。

在温度达到120℃-130℃时，除有异丁烯生成外，还有微量的CO2生成（少于0.05%）。

Dhal 和Babu研究了缩水甘油基甲基丙烯酸酯与特丁基丙烯酸酯共聚物。

同丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物一样，该聚合物也含有特丁基丙烯酸酯基团。

对于其共聚物的特丁基丙烯酸酯基团，Dhal 和Babu发现除了异丁烯外还有CO2生成，反应方程式如图7。

笔者认为，这种反应机理同样可用来解释丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺成胶实验中CO2生成过程。

3.3聚合物类型对成胶时间的影响
为了检测这两种体系在成胶时间上的差异，在高温高压下，用稳定剪切粘度测定法。

图8表明丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺交联体系和丙烯酰胺均聚物与聚乙烯亚胺交联体系的粘度变化。

这两体系中丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物，丙烯酰胺均聚物浓度都分别为7%，聚乙烯亚胺浓度为1%。

两体系凝胶溶液的初始pH值9.9。

剪切速率和温度都保持稳定，分别为10转/分（17.03 s-1）和120℃。

图8的曲线表明,在粘度保持稳定时有一个引发期。

然后粘度显著增加，这表明成胶开始。

聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系的成胶时间（为13.5分钟），比丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺体系的成胶时间（为28分钟）短。

这表明聚丙烯酰胺有比丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物更多的交联点。

由图8可知，两体系的最大可测粘度值为18Pa.s。

在相同温度下，两种体系都生成环形凝胶。

在油田现场应用中，实验室这种成胶时间是不合适的。

但是成胶时间可以通过加入低浓度的聚乙烯亚胺或聚合物进行调整。

下面，将讨论无机盐用于延缓成胶反应的问题。

丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺体系和聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系的成胶机理是不同的。

在丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺体系中，聚乙烯亚胺的亚胺氮原子通过亲核取代反应取代了特丁基丙烯酸酯基团羰基碳原子上的酯基。

而聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系凝胶的形成是由于聚乙烯亚胺中的亚胺氮原子与聚丙烯酰胺的酰胺基团的转氨基化反应的结果。

当丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物的酰胺基团达到95.3% （mol）时，也可以通过转氨基化反应形成丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺体系凝胶。

事实上，对于丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物特丁基丙烯酸酯基团为0时，同样也可以形成环形凝胶。

3.4 NaCl对成胶时间的影响
对于这两种凝胶体系，笔者研究了矿化度对成胶时间的影响。

凝胶都用NaCl的水溶液配制。

其中Na+浓度为1500mg/l，pH为10。

然后测量样品的粘度（随时间的变化）。

结果如图9所示，两种凝胶体系的成胶时间被延长。

两种聚合物的初始水解度低于0.1 mol %。

其水解生成羧基，带正电的Na+屏蔽了羧基的负电荷，使得聚合物的网状结构断裂。

聚合物的网状结构减少，导致聚乙烯亚胺上的可交联点减少。

这就延长了成胶引发期，从而延长了成胶时间。

3.5丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚丙烯酰胺的水解
NaCl对成胶时间有很大的影响。

因此，有必要研究这两种聚合物的水解特性。

图10表明了水解度随加热时间变化的情况。

这组数据是单一的丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚丙烯酰胺，在用NaOH调整初始pH值为11.2时获得的。

然后，样品根据前文提到的顺序加热。

最后，用C13核磁共振光谱分析仪在波长为179.6—184ppm范围内分析样品，综合C13核磁共振曲线峰值求出水解度。

由图10可知，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚丙烯酰胺的水解度分别由0增加到43.4 mol %和25.5 mol %（）。

丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物包含4.7mol的特丁基丙烯酸酯基团，并且在1.2小时内完全水解。

特丁基丙烯酸酯基团水解生成特丁醇。

特丁基丙烯酸酯基团还会发生另一反应，也即是特丁基丙烯酸酯基团发生在不同的温度下热分解生成异丁烯和少量CO2。

经过72小时加热，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物酰胺基团的水解度为20.8 mol %。

另一方面，如图11，聚丙烯酰胺水解为氨基和羧基。

经过三天的加热，两种聚合物凝胶体系都水解到可以肉眼观察到的程度。

此时测得聚丙烯酰胺的水解度为43.4 mol %。

而在相同时间里，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物的水解度为25.5 mol %。

这表明在丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中，特丁基丙烯酸酯基团的存在抑制了酰胺基团的水解。

3.6初始pH值对成胶时间的影响
凝胶溶液的pH值由于地层流体的稀释，酸性气和与岩石的接触而发生改变。

因此研究初始pH值对成胶时间的影响就很重要。

首先，配制凝胶溶液（丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺含量和聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺含量的百分比值为1/7），然后用20%的HCl调整pH值至7.7。

最后测量随时间变化，粘度的变化情况。

对于聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系，图12中两条粘度-时间曲线分别是在pH值为10和7.7时测得，清楚表明引发期的增加，因此在初始pH值为7.7时，成胶时间更长。

这两组实验的造粘机理是一样的。

由于水解反应随催化离子OH-的浓度变化很大。

因此，在初始pH值为7.7时聚丙烯酰胺水解率较低。

低水解率降低了聚合物负电荷从而导致了更少的聚合物网状拉伸。

这就减少了聚丙烯酰胺网络中的可交联点，从而延长了成胶时间。

对于丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺交联体系也作了相同的实验。

数据如图13所示，在pH为7.7时，该体系成胶时间也增加。

这一点与聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系相似。

但是该体系的粘度聚集（viscosity buildup，——校者译）并不平滑。

事实上，在初始pH值为10时，粘度超过14Pa.s，而可测的最大粘度值为18Pa.s。

核对此数据的重复性，得出了相同的结论。

要解释这一特性，需要进行进一步的研究。

图14是在初始pH为7.7时对两组试验体系进行比较，在此情况下，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物凝胶体系的成胶时间比聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系短。

这一点不同于高pH情况（pH=10）。

在高pH情况下，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯与聚乙烯亚胺共聚物体系凝胶更快，初始pH从9.9降至7.7。

丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯与聚乙烯亚胺共聚物凝胶体系的成胶时间和聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系成胶时间分别增加了2和8。

实验中的两种体系的pH值都低于9.9。

因此与图8相比，两体系中有更少的水解反应。

但是与初始pH值为10相比，在成胶时间延缓的影响上， 聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺体系的延缓时间比丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯与聚乙烯亚胺共聚物体系要长。

这种改变可能是由于丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯与聚乙烯亚胺共聚物体系中特丁基丙烯酸酯基团在高温下热分解作用。

另一方面，聚丙烯酰胺的水解是由OH-离子的催化。

因此，在较低的初始pH值由于特丁基丙烯酸酯基团的热分解作用。

丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯与聚乙烯亚胺共聚物比聚丙烯酰胺生成更多的羧基。

必须指出的是，在初始pH值为7.7时，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯与聚乙烯亚胺共聚物体系的粘度在450分钟后
（7.5小时）降至2 Pa.s，形成弱凝胶。

4 结论
（1）在温度为60℃-130℃丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚乙烯亚胺交联反应生成异丁烯。

（2）在温度为120℃-130℃时，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚乙烯亚胺交联反应生成CO2。

（3）NaCL延缓了丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚乙烯亚胺凝胶体系；聚丙烯酰胺聚乙烯亚胺凝胶体系的成胶时间。

（4）较低的初始pH值延长了丙烯酰胺和聚乙烯亚胺凝胶体系的成胶时间。

（5）当初始pH值在9.9至7.7的范围内时，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚乙烯亚胺凝胶体系的成胶时间较短。

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表1：实验中所用的两种聚合物性质
聚合物类型
分子量
（kg/mol）
有效浓度
（wt%）
τ
(mol%)
E
(mol%)
聚丙烯酰胺 - 22 ＜0.1 - 丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物 250-500 21 ＜0.1 4.7 备注：由TGA测得
表2：在氮气环境中丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物和聚乙烯亚胺反应生成气分析
气体组分注２温 度(℃) 加热时间注１
(小时) 氮气 二氧化碳 异丁烯
60 96 99.90 0.1
80 44 99.74 0.26
120 2 99.67 ＜0.05 0.28
130 1 99.58 ＜0.05 0.37
注1：加热时间高于成胶时间，成胶时间随温度的升高而升高
注2：每组实验重复两次，取平均值
图1：丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物、聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺的化学结构
图2：聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺的成胶机理
图3 ：丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺的成胶机理
图4：观察室和气体样品示意图
图5：丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶溶液，聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺凝胶溶液的剪切速率与粘度对比
图6：温度高于100℃丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中特丁基丙烯酸酯基团的水解
图7 ：丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物中特丁基丙烯酸酯基团的热分解组分
图8：丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶体系，聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺凝胶体系粘度评价（120℃, 7 wt% 聚合物, 1 wt%聚乙烯亚胺, pH = 9.9）
图9：用含15,000 mg/L Na，pH = 10.0时，丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶体系，聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺凝胶体系的粘度评价
图10：初始pH值为11.2温度120℃时丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶体系的水解度-时间曲线
图11： 酰胺基团的碱水解
图12：初始pH值对聚丙烯酰胺与聚乙烯亚胺凝胶体系成胶时间的影响
图13：初始pH值对丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺凝胶体系成胶时间的影响
图14：初始pH值为7.7时丙烯酰胺-特丁基丙烯酸酯共聚物与聚乙烯亚胺体系的粘度评价
（来源：SPE105925）
纳米材料在国内外油气田开发中的应用进展
刘多容1 陈玉祥2 王霞1 范洲1 彭键锋1
（1 西南石油大学材料科学与工程学院 四川 成都 610500；
2 西南石油大学研究生院 四川 成都 610500)
摘 要：从油气田开发对新技术、新产品的需求出发，从以下七个方面（钻探、采注、调剖、钻井液，污水处理、防腐、润滑）探讨了油气田开发领域存在的技术问题和应用纳米技术和材料的可能性和优势性，为今后纳米技术在油气田开发中的应用提供了新思路。

关键词：纳米技术 纳米材料 油气田开发 应用
Recent Foreign Developments of Nano-materials in the Oil-Gas Field Exploitation
Liu Duorong1，Chen Yuxiang2，Wang Xia1 , Fan Zhou1，Peng Jianfeng1
1 Southwest Petroleum University Chengdou Sichuan 610500
2 Graduat School of Southwest Petroleum University Chengdou Sichuan 610500
Abstract：From the point of demand of new technology and new materials in the development of oil-gas field exploitation，in the following seven aspects (drilling、infuse、injection profile modification、drilling fluid、sewage disposal、antisepsis、lubricate) it discusses the technique problems in the development of oil-gas field exploitation and the feasibility and advantage of application of nanotechnique and nanomaterials,in order to supply a new way to the application of nanotechnique in petroleum industry .
Keywords：Nanotechnique Nano-materials Oil-gas field exploitation Application
油气田的开发目标主要有两个方面，一是提高经济采收率，充分利用油气资源；二是提高油气开发的经济效益[1-4]。

在提高采收率方面：利用廉价高效的驱油剂，提高中后期驱替效率至关重要。

而常规的材料无法达到要求，我们只有找到一种非常规性能的材料，目前越来越多的纳米级钻井液、固井液，完井液、增注剂、降粘剂在提高采收率方面发挥着重要作用。

在提高油气开发的经济效益方面：依托新型材料改进我们的工艺、工具和配套设施，比如提高液用的电泵、螺杆泵和管式泵的寿命。

提高这些工具寿命的关键是要解决金属材料的耐磨耐蚀性和各种耐油、耐压及耐温塑胶材料的密封性能。

纳米技术和纳米材料是近十几年来科技发展的前沿技术，当普通材料被制成纳米材料后，不但光、电、热、磁等特性发生了变化，而且会增加辐射、吸收、催化、杀菌、吸附等新特性。

由于纳米材料具备如此的优良特性，逐渐引起了油田开发者的注意并应用到石油开发的各个领域中去。

1 纳米材料在油田钻探过程中的应用
1.1 纳米材料在钻具材料方面的应用。