CC BY
6925.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
(технические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2020-6-107-118
УДК 622.276.6
Комплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной Сибири
Е. А. Сидоровская1*, Д. С. Адаховский1, Н. Ю. Третьяков1, Л. П. Паниче-
ва1, С. С. Волкова1, Е. А. Турнаева2
1 Тюменский государственный университет, г. Тюмень, Россия
2Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия
* e-mail: e. sidorovskaya@yandex. ru
Аннотация. В условиях падающей добычи и значительной обводненности на большинстве разрабатываемых месторождений Западной Сибири традиционные методы заводнения оказываются неэффективными. Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи является заводнение при помощи поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров (SP заводнение), разработка химических составов для которого должна учитывать геолого-физические и геохимические особенности месторождения: температуру пласта, состав и свойства пластовых флюидов, пород. Целью данной работы является создание ПАВ-полимерной композиции для месторождения Западной Сибири, эффективность состава которой подтверждается на основе проведения комплексных лабораторных исследований. Для созданной ПАВ-полимерной композиции Т01 по оптическим характеристикам была показана совместимость компонентов системы с пластовой водой месторождения. Фазовый эксперимент и минимальные значения межфазного натяжения на границе «нефть — водная фаза», допустимая адсорбция ПАВ на керне и вытеснение нефти на насыпной модели дезинтегрированного керна (до 40 %) показывают, что композиция Т01 отвечает основным требованиям, которые предъявляются к системам, используемым для ПАВ-полимерного заводнения.
Ключевые слова: нефть; поверхностно-активные вещества; ПАВ-полимерное заводнение; нефтевытесняющая композиция; лабораторные исследования
Integrated laboratory studies when optimizing surfactant-polymer
formulations for oil deposits in Western Siberia
Elizaveta A. Sidorovskaya1*, Denis S. Adakhovskij1, Nikolai Yu. Tret'yakov1,
Larisa P. Panicheva1, Svetlana S. Volkova1, Elena A. Turnaeva2
University of Tyumen, Tyumen, Russia
2Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
* e-mail: e. sidorovskaya@yandex. ru
Abstract. In conditions of declining production and significant watercut in most of producing oil fields in Western Siberia, secondary recovery methods such as waterflooding are ineffective. Promising methods for increasing oil recovery are chemical enhanced oil recovery methods such as surfactant-polymer (SP) flooding. Designing the chemical composition for SP flooding one should take into account the geological, physical and geochemical features of the oil field: reservoir temperature, composition and properties of reservoir fluids and rocks. The aim of the arti-
cle is to create the optimum formulation of surfactant-polymer system for certain oil field in Western Siberia. The integrated laboratory studies are conducted to prove successful of SP formulation. The aqueous solubility, phase behavior experiment, low interfacial tension, admissible values of dynamic adsorption and oil produced (40 %) during coreflood experiments shows that SP formulation T01 meet the requirements for effective SP flooding.
Key words: oil; surfactants; surfactant-polymer flooding; oil-displacing formulation; laboratory studies
Введение
Для большинства месторождений Западной Сибири характерны высокая степень выработки запасов и большая обводненность добываемой продукции. Кроме того, значительная часть углеводородов, добываемых традиционным методом заводнения, остается в недрах [1, 2]. Доразработка остаточных запасов в заводненных пластах обычными технологиями оказывается нерентабельной [2, 3]. Одним из методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является физико-химическое заводнение с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров — ASP и SP технологии. В настоящее время развитие нефтехимии позволяет иметь эффективные промышленные образцы нефтепромысловых реагентов, что открывает дополнительные возможности для физико-химических МУН. Пилотные проекты ASP технологии были реализованы на Западно-Салымском месторождении и показали достаточную эффективность этих методов для месторождений Западной Сибири. Конечная нефтеотдача после заводнения водой ожидается на уровне 35 %, что является типичным показателем для нефтяных месторождений Западной Сибири, при использовании ASP технологии возможный КИН составляет более 50 % [4].
Эффективность вытеснения нефти в технологиях ПАВ-полимерного заводнения очень сильно зависит от компонентов состава, поэтому подбор рецептуры с последующим лабораторным тестированием является обязательным этапом. Блок лабораторных исследований должен в обязательном порядке содержать исследования:
• растворимости компонентов при соблюдении технологии замеса реагентов;
• растворимости компонентов при температуре пласта;
• межфазного натяжения на границе раздела «нефть — водная фаза»;
• фазового поведения в системе «нефть — водная фаза» при температуре пласта;
• динамики выноса нефти и реагентов на насыпной модели при температуре пласта;
• адсорбции компонентов водной фазы на керне.
На стадии лабораторных исследований идет корректировка формулы ПАВ-полимерного состава с целью его оптимизации для конкретных геолого-физических и геохимических условий месторождения. При положительном заключении о возможности использования рецептуры в SP технологии следующей стадией исследования возможны керновые испытания.
Цель данной работы — создание ПАВ-полимерной композиции для месторождения Западной Сибири и проведение лабораторных исследований, доказывающих эффективность состава.
Объект и методы исследования
Объектом исследования является ПАВ-полимерная композиция, созданная для улучшения нефтевытеснения на одном из месторождений Западной Сибири.
Для проведения лабораторных испытаний были использованы обезвоженная нефть и модельная пластовая вода одного из месторождений Западной Сибири. Дегазированные нефти месторождения средние по плотности (0,86-0,88 г/см3), парафинистые (4,0 %), малосернистые, смолистые (7-9 %). Эквивалентное алкановое углеродное число (EACN) нефти находится в пределах 11-11,3. Исследуемые пластовые воды месторождения имеют значения общей минерализации (TDS) от 11 до 19 г/дм3; жесткости от 11 до 40 мг-экв/дм3 и концентрацию гидрокарбонатов от 70 до 700 мг/дм3; воды относятся к хлоридно-кальциевому типу. По этим показателям была создана модельная пластовая вода.
Рабочие растворы композиции ПАВ с суммарной концентрацией 0,4 % (ПАВ-1: ПАВ-2), 0,4 % сорастворителя готовили на модельной пластовой воде, имеющей необходимый уровень минерализации. После растворения ПАВ в систему добавили маточный раствор полимера с последующим перемешиванием.
Совместимость ПАВ друг с другом, с полимером и с компонентами модельных пластовых вод исследовали путем измерения оптических характеристик (оптической плотности (D) и коэффициента пропускания (T %) водной фазы при температуре 20 и 80 °С. Измерения проводили на спектрофотометре Agilent 8453E UV-Vis.
Фазовое поведение ПАВ-полимерной композиции исследовали по методике, представленной в работах [5, 6]. К водному ПАВ-полимерному раствору добавляли необходимый объем нефти месторождения Западной Сибири, после чего пробирки герметично закрывались и интенсивно перемешивались. Пробирки выдерживались в термошкафу при пластовой температуре в течение часа и повторно перемешивались. Через определенные интервалы времени велась фотофиксация распределения фаз в системе.
Эффективный ПАВ-полимерный состав должен способствовать получению подвижной невязкой третьей фазы, симметрично расположенной относительно водной и нефтяной фаз. Расчет параметра солюбилизации проводили по формуле в работе [7].
Согласно источникам [8, 9], для того чтобы водные растворы ПАВ образовывали с нефтью микроэмульсионные фазы, необходимо чтобы водные растворы ПАВ-полимерных композиций имели сверхнизкое межфазное натяжение с исследуемым образцом нефти. Для эффективного вытеснения нефти из терригенного гидрофильного коллектора требуются ультранизкие значения межфазного натяжения [10]. Определение межфазного натяжения (IFT) проводили методом вращающейся капли на тензиометре KRUSS SITE 100 (Германия). Метод является оптическим, в его основе лежит пересчет значений межфазного натяжения на границе раздела фаз
(после того как капля нефтяной фазы пришла в равновесие) исходя из скорости вращения капилляра, диаметра капли нефти, растягивающейся под влиянием центробежных сил, и разности плотностей фаз1.
После оценки эффективности подобранной композиции проводили эксперименты по изучению поведения системы при контакте с керновым материалом. Для этого подготавливалась насыпная колонка, заполненная дезинтегрированным керновым материалом либо кварцевым песком. Образец породы был сначала полностью насыщен модельной пластовой водой, а затем был насыщен нефтью месторождения Западной Сибири при пластовых условиях.
Затем проводили вытеснение нефти модельной пластовой водой до определенной нефтенасыщенности, соответствующей пластовым условиям. Дальнейшее вытеснение нефти проводили ПАВ-полимерной композицией 0,5 порового объема (ПО). Без остановки потока переключалась подача полимерной оторочки (2,0 ПО), содержащей водный раствор полимера (600 ppm). Последующее вытеснение продолжалось моделью пластовой воды. Эффлюент собирали в отдельные виалы для дальнейших исследований.
Для определения динамики выноса и оценки динамической адсорбции ПАВ использовалась методика определения ПАВ по ПНД Ф 14.1:2.258-102 с использованием спектрофотометра Agilent 8453E UV-Vis.
Результаты и их обсуждение
В состав ПАВ-полимерной композиции могут входить ПАВ, соПАВ, сорастворитель, полимер. Приготовление раствора производится на пластовой воде.
Согласно литературным источникам [6, 11], поверхностно-активные вещества и полимеры, эффективные в ASP или SP технологиях, должны в условиях пласта обладать следующими характеристиками: растворимость в пластовых водах; совместимость компонентов; толерантность к солям жесткости; термическая и химическая стойкость; эффективность для снижения межфазного натяжения на границе раздела водная фаза — нефть; гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ), характерный для эмульгатора; способность к мицеллообразованию; низкое значение критической концентрации мицеллообразования (ККМ); солюбилизирующая способность; создание устойчивой маловязкой третьей фазы (Winsor III); низкая адсорбция на керне.
В данной работе для SP технологии для одного из месторождений Западной Сибири, с учетом условий и составов флюидов, был разработан комбинированный ПАВ-полимерный состав Т01.
Исследования совместной растворимости компонентов Т01 при температуре замеса и пластовой температуре проводили с фиксацией оптических характеристик (коэффициента пропускания и оптической плотности вод-
1 Руководство по применению. Тензиометр 8ГГЕ100. Метод вращающейся капли с программным обеспечением 8ЭА/ККи880тЬН, 2003-2014.
2 ПНД Ф 14.1:2.258-10 : Количественный химический анализ вод. Методика выполнения измерений массовой концентрации анионных поверхностно-активных веществ в природных и сточных водах фотометрическим методом с метиленовым синим (микроэкстракция). - Москва. - 14 с.
ного раствора). Разработанная композиция Т01 характеризуется показателями, представленными на рисунке 1.
оооооооооос т, %
1
□ 20°С ■ 80°С
1
1
- - - 1 1 - 1 1
14,174 0:0 14,3 04 1:3 14,324 1,5 14,354 1:3 14,374 2,0 14,404 14,424 TDS, г/л 2:3 2.5 С{лаС1). %
Рис. 1. Зависимость коэффициента пропускания ПАВ-полимерного раствора от минерализации водной фазы при температуре 20 и 80 °С
Как видно из диаграммы, растворимость комбинированного ПАВ-полимерного состава с повышением температуры снижается и при достижении 80 °С на модельной пластовой воде достигает 28,8 % коэффициента пропускания, что свидетельствует о наличии точки помутнения у компонентов ПАВ ниже пластовой температуры. Уменьшение растворимости также наблюдается при повышении солености и общей минерализации водной фазы, что характерно при использовании ионогенных компонентов в составе композиции. Наблюдаемая коллоидная растворимость разработанного состава технологически допустима для уровня проницаемости пластов месторождения.
В работах [7, 12] предложены методики и интерпретация полученных результатов фазовых экспериментов по получению третьей фазы микроэмульсии с нефтью при подборе компонентов ПАВ для ASP или SP технологий. С. Чоу и Д. Шах [13] наблюдали в своих экспериментальных исследованиях, что максимальная добыча нефти достигается, если соленость закачиваемой водной фазы поддерживается на оптимальном значении для выбранного поверхностно-активного вещества или чуть ниже. Поэтому лабораторное подтверждение близости значения оптимума солености ПАВ-полимерной композиции характеристике пластовой воды является важным этапом исследования системы. На этом этапе исследований было реализовано сканирование оптимума солености в рамках фазового эксперимента (рис. 2).
C(NaCl), % 1.5 1,75 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 TDS, г/л 15,67 15,92 16,17 16,67 17,17 17,67 18,17
Рис. 2. Сканирование оптимума солености ПАВ-полимерной композиции и результаты измерения межфазного натяжения, подвижность микроэмульсии при 1,5 % NaCl (TDS = 15,67 г/л)
Параллельно с фазовым экспериментом были проведены измерения межфазного натяжения на границе «нефть — водный раствор ПАВ-полимер» (таблица).
Значения межфазного натяжения на границе раздела «водная фаза ПАВ-полимерной композиции — нефть месторождения Западной Сибири»
C(NaCl), % TDS, г/л IFT, мН/м
1,2 15,37 0,2551
1,4 15,57 0,0827
1,5 15,67 0,0196
1,6 15,77 0,0274
1,7 15,87 0,0057
1,8 15,97 0,0083
2,0 16,17 0,0085
2,5 16,67 0,0008
3,0 17,17 0,0043
3,5 17,67 0,0061
Фазовый эксперимент, проводимый в статических условиях при температуре пласта, показывает эффективное образование эмульсионной фазы при составе воды, соответствующем пластовому. Что подтверждается низкими значениями межфазного натяжения (5-8- 10-3мН/м) в этом интервале солености. Расчетные значения параметров солюбилизации по водной (owater) и по органической (Ooii) фазам, согласно [7], составляют owater = 22 и о«* = 11 для 1,5 % NaCl (TDS 15,67 г/л).
Образованная эмульсионная фаза характеризуется достаточной подвижностью, при покачивании легко образуется однородная эмульсионная фаза, смачивающая стенки пробирки, что, как показано в работах [14, 15], доказывает перспективность разработанного состава для использования его в SP технологии.
Для определения адсорбции компонентов композиции на породу в лабораторных условиях проводят фильтрационные исследования на насыпной модели.
Для прогноза эффективности разработанной композиции необходимо обращать внимание на так называемый эффект хроматографического пове-
дения (разделения) компонентов ПАВ, входящих в состав химического коктейля, при фильтрации через колонку керна. В Техасском университете в Остине при исследовании выделяют динамическую [16, 17] и статическую адсорбцию ПАВ [18]. В работах [19, 20] представлены результаты по изучению адсорбционных процессов промышленных ПАВ для Западно-Салымского месторождения, где был запущен пилотный проект по ASP заводнению.
В данной работе для отдельных ПАВ (ПАВ-1 и ПАВ-2) и полной комбинированной системы была изучена адсорбция на насыпной модели из кварцевого песка в динамических условиях. Для определения динамики выноса ПАВ была проведена закачка 3 ПО ПАВ, 3 ПО модельной воды, отбор эффлюента по 0,2 ПО.
На рисунках 3-5 представлены графики зависимости выхода сораство-рителя, ПАВ-1 и ПАВ-2 и системы комбинированного ПАВ, в координатах относительной концентрации компонента от прокаченного объема жидкости. Полученные данные показывают, что после прокачки трех поровых объемов содержание ПАВ в пробах достигает максимальной величины.
Рис. 3. Динамика выноса сорастворителя и ПАВ-1
Рис. 4. Динамика выноса сорастворителя и ПАВ-2
Рис. 5. Динамика выноса сорастворителя и системы комбинированного ПАВ
На графике выноса можно выделить три характерных участка (начальный участок кривых, участок насыщения, участок вымывания ПАВ). Начальный участок кривых — область концентрации ПАВ с момента реги-
страции ненулевой концентрации до момента выхода на стационарное значение. Участок насыщения — область выходных кривых с концентрацией ПАВ, близкой к концентрации исходной закачиваемой композиции. Участок вымывания — это область выходных кривых с момента закачки воды до окончания процесса закачки.
Для ПАВ-1 (см. рис. 3) участок вымывания отчетливо фиксируется в диапазоне 3,8-5,2 ПО. А максимальная концентрация ПАВ-1 (участок насыщения) не превышает 50 % от исходной концентрации ПАВ.
Динамика поступления ПАВ-2 (см. рис. 4) в процессе фильтрации через колонку с кварцевым песком свидетельствует о том, что данный тип ПАВ слабо сорбируется на песке и максимальная концентрация зафиксирована при его десорбции в диапазоне 4,0 ПО.
Для системы комбинированного ПАВ (см. рис. 5) участок вымывания фиксируется в диапазоне 3,1-5,5 ПО. А максимальная концентрация комбинированного ПАВ (участок насыщения) не превышает 70 % от исходной концентрации ПАВ.
Величина адсорбции ПАВ на кварцевом песке для ПАВ-1 составила 0,69 мг/г породы, для ПАВ-2 — 1,39 мг/г породы, адсорбция комбинированной системы составила 1,79 мг/г породы. Полученные результаты являются допустимыми, поскольку не превышают значения 5 мг/г породы [19, 20]. Значения адсорбции комбинированного ПАВ иллюстрируют синергизм действия ПАВ.
Исследования динамической адсорбции ПАВ проводили также на насыпной модели дезинтегрированного керна месторождения Западной Сибири (рис. 6, 7). Отмечаются уменьшение выхода ПАВ и увеличение адсорбции по сравнению с аналогичными исследованиями, проведенными на модельной системе — песок.
Рис. 6. График выхода ПАВ-1 на керне месторождения Западной Сибири
Рис. 7. График выхода ПАВ-2 на керне месторождения Западной Сибири
Величина адсорбции ПАВ на дезинтегрированном керне месторождения для ПАВ-1 достигла значения 1,63 мг/г породы, а для ПАВ-2 величина адсорбции составила 0,60 мг/г породы. Полученные результаты являются допустимыми, поскольку не превышают значения 5 мг/г породы.
Для композиции Т01 провели испытания по вытеснению нефти на насыпной модели дезинтегрированного керна. В процессе в керн с остаточной нефтенасыщенностью закачивали 0,5 ПО ПАВ-полимерной компо-
зиции и 2 ПО раствора полимера концентрацией 600 ррт, после чего проталкивали модельной пластовой водой. Доля остаточной нефти, отмытой 8Р-композицией, представлена на рисунке 8.
45 40 35 30 25 20 15 10 5 0
Рис. 8. Вынос нефти месторождения Западной Сибири в результате фильтрационных экспериментов
Анализ проведенного фильтрационного теста при использовании композиции Т01 показал, что разработанная композиция позволяет эффективно мобилизовать дополнительно до 40 % остаточной нефти. Это доказывает технологическую эффективность разработанной ПАВ-полимерной композиции и необходимость дальнейших фильтрационных керновых исследований.
Выводы
Проведенные исследования ПАВ-полимерной композиции Т01 показывают, что композиция отвечает основным требованиям, которые предъявляются к системам, используемым для ПАВ-полимерного заводнения. Система проявляет достаточную растворимость в пластовой воде и при температуре пласта, снижает значение межфазного натяжения на границе раздела водной фазы ПАВ-полимерного раствора и нефтяной фазы до ультранизких значений (5-8- 10-3мН/м), формирует маловязкую микроэмульсионную фазу. Проведенные исследования адсорбции ПАВ в динамических условиях показывают, что величина адсорбции находится в интервале допустимых значений для использования ПАВ в технологии SP заводнения. Фильтрационные эксперименты показывают, что при использовании композиции Т01 на дезинтегрированном керне месторождения Западной Сибири удается дополнительно отмыть до 40 % остаточной нефти. Разработанная композиция Т01 по проведенным лабораторным исследованиям относится к технологически эффективным.
Работа выполнена с использованием оборудования ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования» Института химии Тюменского государственного университета.
Поровый объем
Библиографический список
1. Negin, C. Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery /
C. Negin, S. Ali, Q. Xie. - DOI 10.1016/j.petlm.2016.11.007. - Текст : непосредственный // Petroleum. - 2017. - Vol. 3, Issue 2. - Р. 197-211.
2. Levitt, D. Identification and Evaluation of High-Performance EOR Surfactants /
D. Levitt, A. Jackson, C. Heinson [et al.]. - DOI 10.2118/100089-MS. - Текст : электронный // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 22-26 April 2006, Tulsa, Oklahoma, USA. -Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-100089-MS.
3. Liu, S. Favorable Attributes of Alkali-Surfactant-Polymer Flooding / S. Liu, D. Zhang, W. Yan [et al.]. - DOI 10.2118/99744-PA. - Текст : непосредственный // SPE Journal. - 2008. -Vol. 13, Issue 01. - P. 5-16.
4. Волокитин, Я. Пилотный проект АСП-заводнения для Западно-Салымского месторождения : результаты наблюдений и вопросы эксплуатации / Я. Волокитин, М. Шустер, В. Карпан [и др.]. - DOI 10.2118/187838-RU. - Текст : непосредственный // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (16-18 октября, 2017). - Москва, 2017. - C. 1-12.
5. Barnes, J. R. Development of Surfactants for Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions / J. R. Barnes, J. Smit, J. Smit [et al.]. - DOI 10.2118/113313-MS. - Текст : электронный // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, 20-23 April 2008, Tulsa, Oklahoma, USA. - Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-113313-MS.
6. Ghosh, P. Development of Surfactant-Polymer SP Processes for High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoirs / P. Ghosh, H. Sharma, K. K. Mohanty. - Текст : электронный // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-26 September 2018, Dallas, Texas, USA. - Available at: https://doi.org/10.2118/191733-MS.
7. Huh, C. Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine/ C. Huh. - DOI 10.1016/0021-9797(79)90249-2. - Текст : непосредственный // Journal of Colloid and Interface Science. - 1979. - Vol. 71, Issue 2. - P. 408-426.
8. Screening of microemulsion properties for application in enhanced oil recovery / A. Bera, T. Kumar, K. Ojha, A. Mandal. - DOI 10.1016/j.fuel.2013.12.051. - Текст : непосредственный // Fuel. - 2014. - Vol. 121. - Р. 198-207.
9. Interfacial tension and phase behavior of surfactant-brine-oil system / A. Bera, K. Ojha, A. Mandal, T. Kumar. - DOI 10.1016/j.colsurfa.2011.03.035. - Текст : непосредственный // Colloids and Surfaces A : Physicochemical and Engineering Aspects. - 2011. - Vol. 383, Issue 1-3. - P. 114-119.
10. Алтунина, Л. К. Нефтевытесняющая композиция ПАВ с регулируемой вязкостью для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, [и др.]. - DOI 10.18599/grs. 18.4.5. - Текст : непосредственный // Георесурсы. - 2016. - Т. 18, № 4, Ч. 1. - С. 281-288.
11. Sheng, J. J. Status of Polymer-Flooding Technology / J. J. Sheng, B. Leonhardt, N. Azri. -DOI 10.2118/174541-PA. - Текст : непосредственный // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2015. - Vol. 54, Issue 02. - 2015. - P. 116-126.
12. Adkins, S. A New Process for Manufacturing and Stabilizing High-Performance EOR Surfactants at Low Cost for High-Temperature, High-Salinity Oil Reservoirs / S. Adkins, P. J. Liyanage, G. W. P. Pinnawala Arachchilage [et al.]. - DOI 10.2118/129923-MS. - Текст : электронный // The SPE Improved Oil Recovery Symposium, 24-28 April 2010, Tulsa, Oklahoma, USA. - Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-129923-MS.
13. Chou, S. I. The Optimal Salinity Concept for Oil Displacement by Oil-external Microemul-sions and Graded Salinity Slugs / S. I. Chou, D. O. Shah. - DOI 10.2118/81-03-08. - Текст : непосредственный // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1981. - Vol. 20, Issue 3. - P. 83-91.
14. Tabary, R. Surfactant Flooding in Challenging Conditions : Towards Hard Brines and High Temperatures / R. Tabary, B. Bazin, F. Douarche [et al.]. - Текст : электронный // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 10-13 March 2013, Manama, Bahrain. - Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-164359-MS.
15. Al-Murayri, M. T. Surfactant/Polymer Flooding: Chemical-Formulation Design and Evaluation for Raudhatain Lower Burgan Reservoir, Kuwait / M. T. Al-Murayri, A. A. Hassan, M. B. Abdullah [et al.]. - DOI 10.2118/183933-PA. - Текст : непосредственный // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2019. - Vol. 22, Issue 3. - P. 923-940.
16. Upamali, K. A. N. New Surfactants and Cosolvents Increase Oil Recovery and Reduce Cost / K. A. N. Upamali, P. J. Liyanage, S. H. Jang [et al.]. - DOI 10.2118/179702-PA. - Текст : непосредственный // SPE Journal. - 2018. - Vol. 23, Issue 6. - P. 2202-2217.
17. Chang, L. Y. Co-solvent Partitioning and Retention / L. Y. Chang, D. S. P. Lansakara-P, S. H. Jang [et al.]. - DOI 10.2118/179676-MS. - Текст : непосредственный // SPE Improved Oil Recovery Conference, 11-13 April, 2016, Tulsa, Oklahoma, USA. - Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-179676-MS.
18. Gao, B. A New Family of Anionic Surfactants for Enhanced-Oil-Recovery Applications // B. Gao, M. M. Sharma. - DOI 10.2118/159700-PA. - Текст : непосредственный // SPE Journal. -2013. - Vol. 18, Issue 05. - P. 829-840.
19. Бородкин, А. А. Исследование механизмов адсорбции в статических условиях с целью снижения рисков реализации проекта щелочно-ПАВ-полимерного заводнения на Западно-Салымском месторождении / А. А. Бородкин, М. Я. Евсеева, Я. Е. Волокитин [и др.]. - Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 12. - C. 58-61.
20. Замула, Ю. С. Исследование адсорбционных процессов с помощью атомно-силовой микроскопии на образцах терригенной породы Западно-Салымского месторождения / Ю. С. Замула, Л. А. Ковалева, М. В. Мавлетов и [др.]. - Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 2. - C. 54-58.
References
1. Negin, C., Ali, S., & Xie, Q. (2017). Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery. Petroleum, 3(2), pp. 197-211. (In English). DOI: 10.1016/j.petlm.2016.11.007
2. Levitt, D., Jackson, A., Heinson, C., Britton, L. N., Malik, T., Dwarakanath, V. & Pope, G. A. (2006). Identification and Evaluation of High-Performance EOR Surfactants. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 22-26 April, Tulsa, Oklahoma, USA. (In English). DOI: 10.2118/100089-MS
3. Liu, S., Zhang, D., Yan, W., Puerto, M., Hirasaki, G. J., & Miller, C. A. (2008). Favorable Attributes of Alkali-Surfactant-Polymer Flooding. SPE Journal, 13(1), pp. 5-16. (In English). DOI: 10.2118/99744-PA
4. Volokitin, Y., Shuster, M., Karpan, V., Mikhaylenko, E., Koltsov, I., Rakitin, A.,... Podberezhny, M. (2017). West salym ASP Pilot: Surveillance results and operational challenges. SPE Russian Petroleum Technology Conference (16-18 October, Moscow), pp. 1-12. (In Russian). DOI: 10.2118/187838-RU
5. Barnes, J. R., Smit, J., Smit, J., Shpakoff, G., Raney, K. H., & Puerto, M. (2008). Development of Surfactants for Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions. SPE Symposium on Improved Oil Recovery, 20-23 April, Tulsa, Oklahoma, USA. (In English). DOI: 10.2118/113313-MS
6. Ghosh, P., Sharma, H., & Mohanty, K. K. (2018). Development of Surfactant-Polymer SP Processes for High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-26 September, Dallas, Texas, USA. (In English). DOI: 10.2118/191733-MS
7. Huh, C. (1979). Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine. Journal of Colloid and Interface Science, 71(2), pp. 408-426. (In English). DOI: 10.1016/0021-9797(79)90249-2
8. Bera, A., Kumar, T., Ojha, K., & Mandal, A. (2014). Screening of microemulsion properties for application in enhanced oil recovery. Fuel, 121, pp. 198-207. (In English). DOI: 10.1016/j.fuel.2013.12.051
9. Bera, A., Ojha, K., Mandal, A., & Kumar, T. (2011). Interfacial tension and phase behavior of surfactant-brine-oil system. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 383(1-3), pp. 114-119. (In English). DOI: 10.1016/j.colsurfa.2011.03.035
10. Altunina, L. K., Kuvshinov, V. A., Stasyeva, L. A., Kuvshinov, I. V., & Kozlov, V. V. (2016). Oil-Displacing Surfactant Composition with Controlled Viscosity for Enhanced Oil Recovery from Heavy Oil Deposits. Georesursy, 18(4), pp. 281-288. (In English). DOI: 10.18599/grs.18.4.5
11. Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. (2015). Status of Polymer-Flooding Technology. Journal of Canadian Petroleum Technology, 54(2), pp. 116-126. (In English). DOI: 10.2118/174541-PA
12. Adkins, S., Liyanage, P. J., Pinnawala Arachchilage, G.W.P., Mudiyanselage, T., Weerasooriya, U., & Pope, G. A. (2010). A New Process for Manufacturing and Stabilizing HighPerformance EOR Surfactants at Low Cost for High-Temperature, High-Salinity Oil Reservoirs. SPE Improved Oil Recovery Symposium, 24-28 April, Tulsa, Oklahoma, USA (In English). DOI: 10.2118/129923-MS
13. Chou, S. I., Shah, D. O. (1981). The Optimal Salinity Concept for Oil Displacement by Oil-external Microemulsions and Graded Salinity Slugs. Journal of Canadian Petroleum Technology, 20(3), pp. 83-91. (In English). DOI: 10.2118/81-03-08
14. Tabary, R., Bazin, B., Douarche, F., Moreau, P., & Oukhemanou-Destremaut, F. (2013). Surfactant Flooding in Challenging Conditions: Towards Hard Brines and High Temperatures. SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 10-13 March, Manama, Bahrain. (In English). DOI: 10.2118/164359-MS
15. Al-Murayri, M. T., Hassan, A. A., Abdullah, M. B., Abdulrahim, A. M., Marliere, C., Hocine, S.,... Suzanne, G. P. (2019). Surfactant/Polymer Flooding: Chemical-Formulation Design and Evaluation for Raudhatain Lower Burgan Reservoir, Kuwait. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 22(3), pp. 923-940. (In English). DOI: 10.2118/183933-PA
16. Upamali, K. A. N., Liyanage, P. J., Jang, S. H., Shook, E., Weerasooriya, U. P., & Pope, G. A. (2018). New Surfactants and Cosolvents Increase Oil Recovery and Reduce Cost. SPE Journal, 23(6), pp. 2202-2217. (In English). DOI : 10.2118/179702-PA
17. Chang, L. Y., Lansakara-P, D. S. P., Jang, S. H., Weerasooriya, U. P., & Pope, G. A. (2016). Co-solvent Partitioning and Retention. SPE Improved Oil Recovery Conference, 11-13 April, Tulsa, Oklahoma, USA. (In English). DOI: 10.2118/179676-MS
18. Gao, B., & Sharma, M. M. (2013). A New Family of Anionic Surfactants for Enhanced-Oil-Recovery Applications. SPE Journal, 18(5), 829-840. (In English). DOI : 10.2118/159700-PA
19. Borodkin, A. A, Evseeva, M. Ya., Volokitin, Ya. E., Shuster, M. Yu., Koltsov, I. N., & Sidelnikov, A. V. (2013). Investigation of adsorption mechanisms in static conditions in order to reduce risks for the project of alkaline-surfactant-polymer flooding for conditions of West-Salymskoye field. Oil Industry, (12), pp. 58-61. (In Russian).
20. Zamula, Yu. S., Kovaleva, L. A., Mavletov, M. V., Koltsov, I. N., & Akhatov, I. Sh. (2015). Investigation of adsorption processes using atomic force microscopy on samples of terrigenous rocks from zapadno-salymskoye field. Oil Industry (2), pp. 54-58. (In English).
Сведения об авторах
Сидоровская Елизавета Андреевна, аспирант кафедры органической и экологической химии, Тюменский государственный университет, г. Тюмень, e-mail: [email protected] Адаховский Денис Сергеевич, аспирант кафедры органической и экологической химии, Тюменский государственный университет, г. Тюмень
Третьяков Николай Юрьевич, к. х. н., профессор кафедры органической и экологической химии, Тюменский государственный университет, г. Тюмень
Паничева Лариса Петровна, д. х. н., профессор-консультант кафедры органической и экологической химии, Тюменский государственный университет, г. Тюмень
Волкова Светлана Станиславовна, к. х. н., доцент кафедры органической и экологической химии, Тюменский государственный университет, г. Тюмень
Турнаева Елена Анатольевна, к. х. н., доцент кафедры общей и специальной химии, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Information about the authors
Elizaveta A. Sidorovskaya, Postgraduate at the Department of Organic and Ecological Chemistry, University of Tyumen, e-mail: [email protected]
Denis S. Adakhovskij, Postgraduate at the Department of Organic and Ecological Chemistry, University of Tyumen
Nikolai Yu. Tret'yakov, Candidate of Chemistry, Professor at the Department of Organic and Ecological Chemistry, University of Tyumen
Larisa P. Panicheva, Doctor of Chemistry, Consulting Professor at the Department of Organic and Ecological Chemistry, University of Tyumen
Svetlana S. Volkova, Candidate of Chemistry, Associate Professor at the Department of Organic and Ecological Chemistry, University of Tyumen
Elena A. Turnaeva, Candidate of Chemistry, Associate Professor at the Department of General and Special Chemistry, Tyumen Industrial University of Tyumen
