НЕФТЕХИМИЯ, 2021, том 61, № 6, с. 909-925

УДК: 661.185+622.678.7+547(075.8)

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО НА ОСНОВЕ

N-АЛКИЛИРОВАННОГО ГЛИЦИНА: ЭФФЕКТИВНАЯ

ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНАЯ БИОРАЗЛАГАЕМАЯ

ПЕНООБРАЗУЮЩАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛЛОИДНОГО ГАЗОВОГО АФРОНА

¹ School of Engineering and Technology, China University of Geosciences (Beijing), Beijing, 100083 China

^*E-mail: xiuhuazh@cugb.edu.cn

Поступила в редакцию 15 января 2021 г.

После доработки 10 сентября 2021 г.

Принята к публикации 3 ноября 2021 г.

Бурение с использованием бурового раствора на основе коллоидного газового афрона (CGA) является

одним из наиболее перспективных методов бурения с отрицательным дифференциальным давлением,

обладающим превосходными функциями, обеспечивающими закупоривание скважины и защиту пласта.

Из-за ограничения, обусловленного низкой термостойкостью промышленных пенообразующих добавок,

используемых на нефтяных месторождениях, исследования высокотемпературных буровых растворов

CGA по-прежнему остаются первоочередной проблемой. В данном исследовании с использованием од-

ностадийного метода была синтезирована биоразлагаемая пенообразующая добавка AGS-12 на основе

глицина. В ходе исследования изучали поверхностную активность, пенообразование (25-150°C) добавки

AGS-12 и высокотемпературные характеристики бурового раствора CGA на ее основе (120-150°C). По-

лученные результаты являются основанием для потенциального применения AGS-12 в качестве эколо-

гически чистой пенообразующей добавки в высокотемпературных буровых растворах CGA: 1. Продукт

AGS-12 со степенью преобразования 87% был успешно синтезирован одностадийным методом, который

можно проверить с помощью методов FT-IR и ¹H-NMR. Термогравиметрический анализ (TGA) показал,

что добавка AGS-12 имела хорошую термическую стойкость в пределах 315°C. Кроме того, AGS-12

легко поддается биологическому разложению и полностью соответствует нормам сброса загрязняющих

веществ нефтехимической промышленности первого уровня; 2. AGS-12 может снижать поверхностное

натяжение воды, используемой для приготовления растворов, с 72.38 до 28.44 мН/м. Анализ основных

параметров поверхностной активности показывает более высокую поверхностную активность добавки

AGS-12 по сравнению с различными аминокислотными поверхностно-активными веществами; 3. Анализ

с использованием гомогенизатора Уоринга показал, что пена, образованная добавкой 3% AGS-12; всег-

да имеет более высокий период полураспада и хорошее качество пены и более низкую интенсивность

обезвоживания, чем у доступных на рынке пенообразователей, предназначенных для использования в

пределах температурного диапазона до 150°C; 4. При температурах 120/140/150°C в буровом растворе

CGA были успешно образованы афроны диаметром 10-150 мкм благодаря использованию добавки AGS-

12 в качестве пенообразователя. Анализ реологических и фильтрационных свойств показал, что буровой

раствор CGA на основе добавки AGS-12 представляет собой высокоэффективный буровой раствор с

сильным истончением при сдвиге, высокой вязкостью и низкой фильтрационной проницаемостью.

Ключевые слова: поверхностно-активное вещество на основе глицина, пенообразующие свойства,

высокотемпературная стойкость, буровой раствор с коллоидным газовым афроном (CGA)

DOI: 10.31857/S0028242121060162

909

910

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

В последнее время технология бурового раство-

пластового флюида [9], поэтому в подавляющем

ра на основе коллоидного газового афрона (CGA)

большинстве отчетов о буровых растворах CGA на

широко используется при бурении нефтеносных

основе SDS их температурный предел составляет

пластов с естественной трещиноватостью, исто-

120°C [10, 11]. Катионные ПАВ, такие как бромид

щенных залежей нефти и газа и других областей

гексадецилтриметиламмония (HTAB) и бромид

с низким давлением благодаря ее способности

цетилтриметиламмония (CTAB), а также неионо-

устранять повреждение пласта, опасные утечки,

генное ПАВ X-100 тоже использовались в качестве

дифференциальный прихват и прочие проблемы,

вспенивающих добавок для приготовления бу-

ровых растворов CGA при температуре до 100°C

связанные с бурением [1-3]. Афроны, генерируе-

[6, 7, 12]. Эти ПАВ не смогли обеспечить более вы-

мые поверхностно-активными веществами (ПАВ)

сокую устойчивость пены и термостойкость, чем

и полимерами, представляют собой микропузырь-

SDS. Более того, натуральные ПАВ, такие как Olea

ки с размером частиц ~100 мкм, которые состоят из

Europaea, а также полученные из корней Seidlitzia

газового ядра, двух пленок ПАВ и вязкой водяной

Rosmarinus, листьев хны, корней Glycyrrhiza glabra

пленки. Уникальная структура позволяет афронам

и листьев Matricaria recutita, были использованы

оставаться стабильными в течение длительного

для создания афронов, удовлетворяющих требова-

времени, а их прочность на сжатие в 10 раз выше,

ниям по защите окружающей среды [13-15]. В це-

чем у обычных пузырьков [2, 4]. Тип и концентра-

лом, большинство коммерчески доступных ПАВ,

ция пенообразователей оказывают значительное

применяемых для производства буровых растворов

влияние на устойчивость афронов, распределение

CGA, не выходят за пределы существующих огра-

пузырьков по размерам, реологию и способность

ничений по высокой температуре. Исследования

регулировать фильтрацию буровых растворов

природных ПАВ по-прежнему находятся на на-

CGA, особенно при высоких температурах [5, 6].

чальной стадии и большинство из них проводится

Высокая устойчивость афронов в процессе

при комнатной температуре. Поэтому разработка

длительной и внутрискважинной циркуляции при

новых экологически чистых ПАВ с высокой термо-

высоких температурах - залог успешного примене-

стойкостью довольно актуальна.

ния буровых растворов CGA. По мере увеличения

Последние исследования показали, что цвит-

глубины бурения и температуры пласта большое

тер-ионное ПАВ (CAPB) генерирует более устой-

внимание привлекли исследования стойкости бу-

чивые афроны, чем анионное (SDS) и неионное

рового раствора к высоким температурам (≥150°C).

(X-100) ПАВ [16]. Цвиттер-ионные ПАВ включа-

Пенообразующая добавка является ключевым

ют анионную и катионную группы в одной и той

средством для генерации афронов. ПАВ, которые

же гидрофильной части. Благодаря этому особому

могут снижать поверхностное натяжение жидкости

молекулярному строению они обладают высокой

и образовывать межфазные пленки с достаточной

поверхностной активностью в широком диапазоне

прочностью и ударной вязкостью, используются в

pH и температур за счет уменьшения электроста-

качестве пенообразующих добавок в буровых рас-

тического отталкивания на поверхности мицелл,

творах CGA. Анионные ПАВ являются наиболее

снижения критической концентрации мицелл и

широко используемыми пенообразователями в бу-

температуры Краффта

[17-19]. Следовательно,

ровых растворах CGA благодаря их высокой пено-

применение цвиттер-ионного ПАВ в высокотем-

образующей способности, умеренной цене и боль-

пературном буровом растворе CGA заслуживает

шому количеству источников [7, 8]. Однако плохая

изучения. Аминокислотное ПАВ, как разновид-

термическая стойкость является их недостатком.

ность цвиттер-ионного ПАВ, обладает высокой по-

Например, было обнаружено, что первоначальное

верхностной активностью, низким раздражающим

термическое разложение додецилсульфата натрия

действием, биоразлагаемостью и бактериостатиче-

(SDS) происходило при температуре ниже 400 K

ским действием, что находит применение в произ-

(126.8°C), а при температуре 450 К (176.9°C) на-

водстве медицинских препаратов, косметических

блюдалась даже потеря массы на 30-40%. Серная

средств, продуктов питания и т. д. [20-26].

кислота, полученная при термическом разложе-

Несмотря на потенциальные преимущества

нии SDS, вызывает незначительное загрязнение

аминокислотных ПАВ для буровых растворов

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО

911

CGA, на сегодняшний день крайне мало известно

билизатор пены EST, использованный в этом иссле-

об их пенообразующей способности и устойчиво-

довании, представлял собой модифицированный

сти пены, а также о том, как они будут действовать

крахмал. Подробные описания можно найти в на-

при высоких температурах. Поскольку амидная

ших предыдущих исследованиях [29]. CAB-35 был

группа катионного фрагмента аминокислотных

приобретен у компании Qingdao Yousuo Chemical

ПАВ подвержена гидролизу при высокой темпера-

Technologies, Inc. (Циндао, Китай). Бентонит для

туре (≥120°C), было выбрано ПАВ на основе ал-

приготовления основного бурового раствора был

кильной аминокислоты, так как оно не содержит

получен от компании Weifang Boda Bentonite Co., LTD.

этой группы [27, 28].

Синтез AGS-12. Добавку AGS-12 получали од-

В этом исследовании одностадийным мето-

ностадийным способом в соответствии с уравне-

дом было синтезировано ПАВ AGS-12 на основе

нием (1). Додециламин (0.1 моль), растворенный в

N-алкилированного глицина, химическая струк-

безводном этаноле (20 г), и NaOH (0.2 моль), рас-

творенный в деионизированной воде (25 мл), сме-

тура которого была определена методами FT-IR и

¹H NMR. Были всесторонне изучены термическое

шивали при 80°C в течение 30 мин с помощью ме-

шалки при нагреве под действием магнитного поля

разложение, биоразлагаемость, поверхностная ак-

(модель HJ-4A, Китай). Затем хлорацетат натрия

тивность и пенообразование AGS-12 (при темпе-

(0.2 моль) растворяли в деионизированной воде

ратурах 25/120/140/150°C) с целью определения

(50 мл) и медленно добавляли по каплям в раствор

возможности его использования в качестве высоко-

перемешиваемой смеси. Поскольку реакция являет-

температурной и экологически чистой вспениваю-

ся эндотермической, температуру нагрева повыси-

щей добавки для производства буровых растворов

ли до ~90-95°C, чтобы гарантированно обеспечить

CGA. Наконец, был приготовлен буровой раствор

стабильное поддержание температуры системы во

CGA на основе AGS-12 и исследованы его устой-

время реакции в пределах ~85-90°C. После добав-

чивость, реология и водоотдача при высоких тем-

ления по каплям раствора хлорацетата натрия ре-

пературах (120-150°C).

акцию продолжали в течение 2 ч; в результате был

получен продукт светло-голубого цвета, который

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

очищали и фильтровали безводным этанолом, су-

Материалы. Хлорацетат натрия и додециламин

шили при 60°C в течение 48 ч, а затем измельчали

аналитической чистоты были приобретены у ком-

с получением конечного белого порошкообразно-

пании Aladdin (Шанхай, Китай). Гидроксид натрия

го AGS-12. Пробу, использованную для анализа

(NaOH), карбонат натрия (Na₂CO₃) и безводный

методом ¹H-NMR, перекристаллизовывали 3 раза.

этанол коммерческого качества были приобретены

Средняя масса продуктов, приготовленных 5 раз,

у компаний Beijing Chemical Works и Beijing Yili

составил 36.85 г, а степень превращения продукта

Fine Chemicals Co., Ltd. Усилитель клейкости/ста-

достигала 87%.

O= C

C=O

NaOH

+ 2 Cl

NH₂

(1)

85°C

12H25

Додециламин

Хлорацетат натрия

Характеристика AGS-12. Химическую струк-

атома водорода 1H-NMR. Спектральный анализ

туру AGS-12 охарактеризовывали с помощью

AGS-12 методом FT-IR был проведен с использо-

ИК-спектроскопии с преобразованием Фурье

ванием анализатора Bruker VERTEX70 (Германия).

(FT-IR) и ядерного магнитного резонанса ядра

Спектры ¹H-NMR анализировали на спектрометре

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

912

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

JNM-ECA600 (Япония) с использованием CDCl₃в

работе, состоял из 3% бентонита и 0.2% Na₂CO₃.

качестве растворителя. Для исследования терми-

В 200 мл основного бурового раствора добавляли

ческой стойкости AGS-12 в атмосфере азота при

2% стабилизатора пены EST и перемешивали при

скорости нагрева 10°C/мин в диапазоне темпера-

8000 об/мин в течение 20 мин. Затем добавляли

тур 30-600°C был использован дифференциальный

3% AGS-12 и перемешивали при 10000 об/мин в

термогравиметрический анализатор (модель TA

течение 5 мин для получения бурового раствора

Q5000, США).

CGA. Эксперименты по старению бурового рас-

Поверхностное натяжение. Измерения поверх-

твора CGA проводили в роликовой печи (модель

XGRL-4, Китай) путем выдержки при заданных

ностного натяжения свежеприготовленного раство-

температурах (120/140/150°C) в течение 16 ч. Для

ра ПАВ проводили методом пластин Вильгельми с

использованием автоматического измерителя по-

визуализации микропузырьков и изучения диаме-

верхностного натяжения (модель DCAT21, Герма-

тра микропузырьков на основе метода, описанного

Чжу и др. [11], использовали поляризационный ми-

ния). Контрольный раствор для анализа готовили

из 100 мл дистиллированной воды и 0.1 г AGS-12.

кроскоп (модель OLYMPUS BX51) с камерой CCD,

Перед измерением раствора ПАВ было измерено

подключенной к компьютеру. Анализ свойств

бурового раствора проводили в соответствии со

поверхностное натяжение дистиллированной воды

спецификациями Американского института нефти

при 25°C, которое составило 72.38 мН/м.

(API) и китайским стандартом GB/T 16783.1-2014.

Вспенивание и устойчивость пены. Пеноо-

Для исследования реологических свойств буро-

бразующие свойства AGS-12 оценивали с исполь-

вых растворов CGA использовали шестискорост-

зованием гомогенизатора Уоринга. Пенообразо-

ной вискозиметр (модель ZNN-D6) и вискозиметр

ватель получали при комнатной температуре из

Брукфильда DV-2. Регистрировали реологические

100 мл воды, 0.5% EST и 0.5-6% AGS-12 путем

параметры, включая вязкость при низкой скорости

перемешивания при 10000 об/мин в течение 5 мин

сдвига (LSRV) при 0.3 об/мин, скорость сдвига и

с использованием высокоскоростного гомогениза-

напряжение сдвига. Исследование фильтрацион-

тора (модель WT-2000C, Китай). Регистрировали

ных свойств бурового раствора проводили с ис-

общий объем (V) пенообразователя. Из-за разницы

пользованием фильтровальной установки (модель

плотностей между жидкой и газовой фазами под

SD-6) при давлении 100 psi (0.69 МПа), при этом

пеной под действием силы тяжести осаждалась

регистрировали объем потери жидкости за 30 мин.

жидкость. Время полураспада (T_1/2), которое явля-

ется основной шкалой для количественной оценки

устойчивости пены, определяли как время, необхо-

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

димое для слива из пены 50 мл жидкости [10]. Чем

Характеристика AGS-12. FT-IR. На рис. 1 по-

больше период полураспада, тем устойчивее пена.

казан ИК-спектр с Фурье-преобразованием для

Раствор для анализа пенообразования при высокой

добавки AGS-12. Пик поглощения, наблюдаемый

температуре был приготовлен с использованием

при 2915 см^-1, был отнесен к валентным колеба-

3.5% AGS-12 и 2% стабилизатора пены EST. После

ниям связи C-H радикала -CH₃. Пик поглощения

16 ч выдержки в роликовой печи (hot rolling) (мо-

при 2850 см^-1 соответствует валентным колебани-

дель XGRL-4, Китай) раствор вынимали и переме-

ям связи C-H насыщенной углеводородной цепи

шивали при 10000 об/мин в течение 5 мин, после

(-CH₂). В отличие от карбоновой кислоты

чего измеряли объем, период полураспада и интен-

(-COOH), сопряжение и вибрационное связывание

сивность обезвоживания пены. Качество пены (F_Q)

карбоксилата происходило после того, как ионы

определяли как произведение периода полураспада

металла заменили водород, что привело к исчезно-

на объем пены. Кроме того, в качестве контрольной

вению характерного пика карбоновой кислоты при

группы в тех же условиях, что и эксперименталь-

~1700 см^-1 (ν_C=O). Два пика карбоксилата появляют-

ная группа, был приготовлен пенообразователь, со-

ся при ~1400 и 1550-1650 см^-1[30]. Поэтому пики

держащий 1% CAB.

поглощения при 1589 и 1436 см^-1были приписа-

Применение CGA в буровых растворах. Ба-

ны асимметричному и симметричному валентному

зовый буровой раствор, приготовленный в этой

колебанию карбоксилата (-COO^-). Пик валентного

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО

913

Рис. 1. ИК-спектр с Фурье-преобразованием для

AGS-12.

Рис. 2. Кривая TGA для AGS-12.

колебания связи C-N третичного амина появляется

может применяться в различных областях, где тре-

при 1062 см^-1. Волновые числа 846 и 700 см^-1 были

буется высокотемпературная стойкость.

характеристическими пиками радикалов (-CH₂-)_n

Биоразлагаемость. Химическая потребность

(n < 4) и (-CH₂-)_n (n > 4), соответственно, что до-

в кислороде (ХПК) и пятидневная биохимиче-

казывает наличие в продуктах как короткоцепочеч-

ская потребность в кислороде (БПК₅) являются

ных, так и длинноцепочечных алканов.

важными показателями при измерении сложно-

Термогравиметрический анализ. TGA-тест ис-

сти биоразложения органических веществ. Зна-

пользуется для анализа термостойкости и терми-

чение биоразлагаемости Y было определено как

ческого разложения добавки AGS-12. Процент по-

(БПК₅/ХПК)×100. Согласно китайскому стандарту

тери массы при повышении температуры показан

GB 8978-1996 «Нормы интегрированного сброса

на рис. 2. График TGA показал, что начальные те-

сточных вод», если Y ≥ 25.0, выбросы бурового

пловые потери происходили в диапазоне от 30 до

раствора легко разлагаются; если 25 > Y ≥ 5, вы-

315°C, при этом наблюдалась потеря массы около

бросы разлагаются постепенно; если Y < 5 - выбро-

5%, а степень удержания пробы при 315°C была

сы трудно разлагаются. Результаты анализа пока-

выше 95.8%. Потеря массы на этом этапе в основ-

зывают, что значение БПК₅ для AGS-12 составляет

ном была вызвана испарением свободной воды и

50.2 мг/л, а значение ХПК составляет 146 мг/л. Та-

связанной воды в продукте, что показало, что ПАВ

ким образом, значение Y составляет 34.38, что ука-

AGS-12 термически стабильно даже при более вы-

зывает на то, что AGS-12 легко поддается биоло-

соких температурах. Основная потеря AGS-12 про-

гическому разложению и полностью соответствует

изошла в диапазоне 315-505°C из-за термического

нормам сброса вторичных загрязнителей первого

разложения длинноцепочечных алканов, при этом

уровня нефтехимической промышленности.

максимальная скорость разложения была достигну-

Основные параметры ПАВ. Поверхностная

та при температуре 385°C. В диапазоне температур

активность - фундаментальное свойство ПАВ.

выше 505°C потеря массы почти не происходила,

Вещество, которое может образовывать достаточ-

а степень удержания пробы при 600°C составила

но прочную пленку на границе раздела жидкости,

67.4%. Измерение TGA показало, что ПАВ AGS-12

снижая при этом поверхностное натяжение жид-

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

914

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

ПАВ. Из рис. 3 видно, что точка экстремума ми-

целлярной области AGS-12 находится при lgC =

-3.38 моль/л, что соответствует поверхностно-

му натяжению 24.20 мН/м. По мере увеличения

концентрации AGS-12 поверхностное натяжение

растворителя значительно снижалось с 72.38 до

24.20 мН/м.

В табл. 1 для сравнения показаны основные па-

раметры поверхностной активности AGS-12 и не-

которых новых синтетических ПАВ, указанных в

справочных материалах. Из нее следует, что спо-

собность AGS-12 снижать поверхностное натяже-

ние дистиллированной воды не ниже, чем у ПАВ

контрольной группы.

Эффективность снижения поверхностного на-

Рис. 3. Графики зависимости поверхностного натяжения

тяжения (pC₂₀) определяется как отрицательный

ПАВ AGS-12 в водных растворах от логарифма мольной

логарифм концентрации ПВА, которая снижает по-

концентрации при комнатной температуре.

верхностное натяжение растворителя на 20 мН/м

[20]. Чем больше значение pC₂₀, тем выше эффек-

костей, обладает функцией вспенивания. Способ-

тивность ПВА в снижении поверхностного натяже-

ность AGS-12 снижать поверхностное натяжение

ния. pC₂₀ у AGS-12 составляет 4.10, что намного

изучалась путем измерения и анализа основных

выше, чем у других описанных ПАВ - N-ацилфе-

параметров ПАВ.

нилаланина натрия (1.6), N-додециласпарагиновой

Критическую концентрацию мицелл (CMC)

кислоты

(3.34) и N-лаурил-β-аминопропионата

ПАВ AGS-12 исследовали методом поверхност-

(0.64) [20, 32, 33]. Формула адсорбции Гиббса (2)

ного натяжения, как показано на рис. 3. Область

и формула (3) используются для расчета насы-

быстрого уменьшения поверхностного натяжения

щенной адсорбционной способности (Г_max) и ми-

раствора по мере увеличения концентрации ПАВ

нимальной площади поверхности (A_min) молекул

называется предмицеллярной областью. Когда кон-

ПАВ на границе раздела газ-жидкость, соответ-

центрация ПАВ достигает определенного значе-

ственно [34]. Из табл. 1 видно также, что AGS-12

ния, поверхностное натяжение начинает медленно

имеет относительно более высокое значение

уменьшаться или остается неизменным, эта область

Г_max (0.23 нмоль/см²) и более низкое значение A_min

называется постмицеллярной областью. Между

(0.72 нм²), что указывает на то, что молекулы этого

предмицеллярной и постмицеллярной областями

ПАВ расположены более близко на границе разде-

существует явный экстремум, который принима-

ла газ-жидкость. Плотное расположение ПАВ спо-

ется за критическую концентрацию мицелл (CMC)

собствует образованию жидкой пленки с более вы-

[31]. Соответствующее значение поверхностно-

сокой эластичностью, что создает пузырьки с более

го натяжения при критической концентрации ми-

высокой устойчивостью [16]. Согласно формуле (4)

целл обозначено как γ_CMC. Чем ниже значения

стандартная свободная энергия Гиббса (ΔG_mic) рас-

γ_CMC и CMC, тем выше поверхностная активность

считывается как отрицательное значение, которое

Таблица 1. Параметры поверхностной активности AGS-12 и других новых синтетических поверхностно-активных

веществ, приведенных в справочных материалах

Проба

CMC, ммоль/л

γ_CMC, мН/м

pC₂₀

Γ_max, нмоль/см²

A_min, нм²

ΔG_mic, кДж/моль

AGS-12

0.414

24.20

4.10

0.23

0.72

-28.91

MTS [35]

3.320

41.04

0.15

1.08

-24.11

NDAA [20]

1.255

32.92

3.34

0.19

0.88

-33.10

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

916

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

представленные на рис. 4а, аппроксимируются

уравнением Гаусса. Точность приближения (R²) со-

ставляет 0.886, математическое ожидание (μ) и дис-

персия (σ) составляют 4.47 и 1.33 соответственно.

Следовательно, 95%-ный доверительный интервал

концентрации AGS-12 составляет 3.646~5.294%.

Из рис. 4б видно, что с повышением концентра-

ции AGS-12 объем пены сначала увеличивался, а

затем уменьшался. Пенообразователь, содержащий

3.5% AGS-12, имеет наибольший объем пены -

520 мл. При концентрации выше 3.5% пенообра-

зование AGS-12 постепенно снижалось. Как по-

казали предыдущие исследования, более высокая

концентрация ПАВ затрудняет процесс вспени-

вания, поскольку повышенная вязкость препят-

Рис. 5. Кривые интенсивности обезвоживания AGS-12

ствует образованию пузырьков [38]; 95%-ный до-

и CAB при комнатной температуре.

верительный интервал концентрации AGS-12 на

рис. 4б составляет 3.117-5.423%. Учитывая всесто-

роннюю пенообразующую способность и устойчи-

вость пены, качество пены (F_Q) пенообразователя с

нение показателей пенообразования в зависимости

различными концентрациями AGS-12 показано на

от концентрации AGS-12, включая объем пены (V),

рис. 4в. Видно, что AGS-12 имеет низкое значение

период полураспада (T_1/2) и качество пены (F_Q)

F_Q при концентрации ниже 2.5%. При концентра-

AGS-12. Каждая группа была протестирована по

ции 3% AGS-12 значение F_Q быстро увеличивалось

3 раза.

до 47583 мл·мин, что было намного выше, чем у

Из рис. 4a можно видеть, что период полурас-

SDS (2790 мл·мин), CAB (3173 мл·мин) и AOS

пада AGS-12 с увеличением концентрации снача-

(4083 мл·мин) [37]. Затем с увеличением AGS-12

ла увеличивался, а затем уменьшался. При низкой

значение F_Q постепенно уменьшалось. 95%-ный

концентрации ПАВ его свободная концентрация

доверительный интервал концентрации AGS-12 на

истощается из-за его адсорбции на частицах, поэ-

рис. 4в составляет 3.783-5.339%. Таким образом,

тому молекулы ПАВ не могут обеспечить устойчи-

рекомендуемая концентрация AGS-12 для его ис-

вость пены. С увеличением концентрации AGS-12

пользования в качестве пенообразователя состав-

на поверхности раствора объединяется большее

ляет 3-5.5%, а в этом исследовании она была опти-

число молекул ПАВ и увеличивается адсорбцион-

мизирована до 3%.

ная способность, что способствует образованию

На рис. 5 показано изменение объема обезво-

более плотной вязкоупругой поверхностной пленки

живания пены AGS-12 при концентрации 3% во

и повышению устойчивости пены [9, 36]. Период

времени. Интенсивность обезвоживания коммер-

полураспада пенного раствора AGS-12 достиг мак-

ческого цвиттер-ионного поверхностно-активно-

симального значения 98.3 мин при концентрации

го вещества CAB также тестировали в качестве

3%, что намного выше, чем у CAB (6.27 мин), SDS

контрольной группы. В целом интенсивность

(186 с), LAS (180 с), AOS (245 с) и других доступ-

обезвоживания AGS-12 намного ниже, чем у кон-

ных на рынке ПАВ, предназначенных для нефтя-

трольной группы. Объем обезвоживания AGS-12

ных промыслов [37]. Была доказана превосходная

линейно зависит от времени. Весь процесс обе-

устойчивость пены у пенообразователя AGS-12.

звоживания можно разделить на два этапа. Перед

При непрерывном увеличении концентрации AGS-

осаждением 50 мл жидкости (период полураспада)

12 от 3.5 до 5% содержание жидкости в пене умень-

интенсивность обезвоживания AGS-12 составляла

шалось, хрупкость поверхностной пленки увели-

0.537 мл/мин, в то время как у CAB она составляла

чивалась, а устойчивость пены снижалась. Данные,

8.307 мл/мин. После осаждения 50 мл содержание

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО

917

Таблица 2. Пенообразование AGS-12 и CAB после выдержки при 120/140/150°C в течение 16 ч

Температура, проба

Параметры

120°C

140°C

150°C

AGS-12

CAB

AGS-12

CAB

AGS-12

CAB

T_1/2,мин.

140

V, мл

195

300

200

325

210

365

F_Q, мл·мин

27300

14400

12200

6175

7350

4380

Интенсивность обезвоживания, мл/мин

0.344

1.186

0.920

2.969

2.508

4.267

воды в оставшейся пене в процессе обезвоживания

кую интенсивность обезвоживания после высоко-

уменьшалось. Разность плотности пены и окружа-

температурного старения, что показало хорошую

ющего газа уменьшилась, а интенсивность обезво-

устойчивость пены AGS-12 и доказало целесоо-

живания AGS-12 снизилась до 0.174 мл/мин.

бразность использования этой добавки в качестве

высокотемпературного пенообразователя.

Высокотемпературные вспенивающие свой-

ства AGS-12. Растворы для оценки характери-

Высокотемпературные характеристики бу-

стик высокотемпературного пенообразования

рового раствора CGA на основе AGS-12. При-

были приготовлены из 100 мл воды, 3% AGS-12 и

готовление бурового раствора CGA на основе

2% EST после нагревания при заданных темпера-

AGS-12 и наблюдение афронов. Согласно стандарту

турах (120/140/150°C) в течение 16 ч. Пену, при-

API, выдержка в печи при указанной температуре в

готовленную с 1% САВ, использовали в качестве

течение 16 ч может имитировать длительную вы-

контрольной группы. Показатели пенообразования

сокотемпературную среду, с которой сталкивается

и кривые интенсивности обезвоживания AGS-12

буровой раствор в процессе циркуляции в стволе

и CAB при различных температурах показаны в

скважины. Для изучения возможности приме-

табл. 2 и на рис. 6.

нения AGS-12 в качестве высокотемпературной

После выдержки при 120/140/150°C период по-

вспенивающей добавки в буровых растворах CGA

лураспада AGS-12 увеличился на 192, 221 и 192%,

были исследованы реологические и фильтрацион-

соответственно, по сравнению с CAB, а качество

ные свойства буровых растворов CGA на основе

пены увеличилось на 89.6, 97.6 и 67.8%, соответ-

3% AGS-12 после выдержки при 120/140/150°C в

ственно. Объем пены у AGS-12 был ниже, чем у

течение 16 ч. В процессе исследования наблюда-

CAB. Это произошло из-за более высокой кажу-

лись морфология и распределение афронов по раз-

щейся вязкости и более низкой текучести системы

мерам в буровых растворах CGA.

AGS-12, что также помогло замедлить интенсив-

После выдержки при 120/140/150°C и образо-

ность обезвоживания пены. Кривая интенсивности

вания афронов плотность бурового раствора сни-

обезвоживания была аппроксимирована линейной

зилась с 1.03 г/см³ до 0.72, 0.89 и 0.84 г/см³, соот-

аппроксимацией, при этом точность приближения

ветственно. Газовые пустоты в буровом растворе

(R²) составляла от 0.964 до 0.998, что указывает

на основе AGS-12 при темперетуре 120/140/150°C

на то, что наклон кривой может точно описывать

составили 25, 30 и 21.7%, соответственно. На

интенсивность обезвоживания. Как показано в

рис. 7 представлены микрофотографии афронов в

табл.

2, интенсивность обезвоживания AGS-12

буровых растворах CGA на основе AGS-12 после

снизилась на 71, 69 и 48.5% при 120/140/150°C по

старения при различных температурах. Видно,

сравнению с CAB.

что афроны в буровых растворах CGA независи-

В заключение, по сравнению с коммерческим

мы друг от друга. Снаружи газового ядра имеется

ПАВ, AGS-12 всегда имеет более высокий период

толстая многослойная пленка, что хорошо согласу-

полураспада, лучшее качество пены и более низ-

ется со структурой афронов, выявленной в преды-

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО

919

Таблица 3. Гранулометрический состав микропузырьков

Температура, °С

10-50 мкм, %

50-100 мкм, %

100-150 мкм, %

>150 мкм, %

Средний диаметр, мкм

120

27.1

32.3

34.6

135.6

140

3.2

45.5

32.7

18.6

109.7

150

12.4

60.3

18.8

8.5

87.7

дущих работах [7, 39]. Все данные подтверждают

рового раствора снижается, и буровой раствор пе-

успешное приготовление бурового раствора CGA

ремешивается более полно, что способствует обра-

с использованием AGS-12 в качестве пенообразо-

зованию мелких пузырьков.

вателя после высокотемпературного старения. Для

Кроме того, наблюдались микроскопические

измерения гранулометрического состава афронов

изображения афронов с течением времени при

использовалось программное обеспечение Nano

150°C (рис.

8). Долговременная устойчивость

Measurer. Микрофотографии показаны на рис. 7, а

афронов имеет большое значение для циркуляции

результаты измерения представлены в табл. 3. При

бурового раствора в стволе скважины. В течение

увеличении температуры старения от 120 до 150°C

4 ч наблюдения афроны оставались независимыми

средний диаметр афронов уменьшился со 135.6 до

друг от друга. Толщина жидкой пленки немного

87.7 мкм, а содержание афронов с размерами в ди-

уменьшилась, однако явного слияния пузырьков,

апазоне 10-150 мкм увеличилось с 65.4 до 91.5%.

границ Плато (Plateau borders) или схлопывания

Это показало, что по мере увеличения температуры

пузырьков не наблюдалось, что указывает на пре-

старения образовывалось больше мелких пузырь-

восходную высокотемпературную устойчивость

афронов, генерируемых AGS-12.

ков, что соответствовало более высокой устойчи-

вости афронов. Это может быть связано с тем, что

Реологические свойства. Реология и потеря

с увеличением температуры старения вязкость бу- жидкости являются основными свойствами буро-

(а)

(б)

(в)

400 мкм

(г)

(д)

400 мкм

Рис. 8. Микрофотографии афронов в буровых растворах CGA, выдерживаемых при 150°C, меняются во времени:

(a) - t = 0; (б) - t = 1 ч; (в) - t = 2 ч; (г) - t = 3 ч; (д) - t = 4 ч.

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

920

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

Таблица 4. Реологические параметры и водоотдача бурового раствора CGA при различных температурах старения

Температура,

LSRV, ×10³

A·V,

Модель Гершеля-Балкли

Модель степенного закона

°C

сП

мПа·с

R²

120

234

112.5

0.27

16.9

0.99876

0.26

0.99857

140

136

103

0.36

6.7

0.99926

0.23

0.99191

150

116

108

0.35

8.6

0.99877

0.27

0.99612

вых растворов, которые имеют решающее значе-

значения LSRV при высоких температурах делает

ние для решения проблем, связанных с бурением,

AGS-12 более подходящей добавкой для глубокого

таких как перенос шлама, повышение скорости

бурения пластов, чем SDS.

бурения и обеспечение безопасности в стволе сква-

Графики зависимости вязкости от скорости вра-

жины. Реологические свойства буровых растворов

щения для бурового раствора CGA на основе AGS-

обычно описываются реологическими кривыми

12 при различных температурах старения показаны

и реологическими параметрами, включая кажу-

на рис. 9а. Было замечено, что при увеличении ско-

щуюся вязкость (AV), вязкость при низком сдви-

рости вращения с 0.3 до 10 об/мин вязкость буро-

ге (LSRV) и индекс текучести (n), как показано в

вого раствора быстро снижалась, а затем при даль-

табл. 4 и на рис. 9. После высокотемпературного ста-

нейшем увеличении скорости вращения с 10 до

рения значениеAV бурового раствора CGA на основе

100 об/мин стабилизировалась, что указывает на то,

AGS-12 составляло более 100 мПа·с и меньше за-

что буровые растворы CGA на основе AGS-12 при

висело от температуры. Высокое значение AV спо-

различных температурах демонстрируют типичное

собствует замедлению обезвоживания пены и по-

разжижение при сдвиге. Разжижение при сдвиге -

вышению устойчивости афронов.

необходимое свойство высококачественных буро-

Вязкость при низкой скорости сдвига (LSRV)

вых растворов. Буровой раствор должен иметь низ-

относится к вязкости жидкости, измеренной ви-

кую вязкость при высокой скорости для удобства

скозиметром Брукфильда при 0.3 об/мин (0.1 с^-1).

перемешивания и закачки в забой. В процессе цир-

Чрезвычайно высокое значение LSRV является

куляции бурового раствора к поверхности скорость

основным преимуществом буровых растворов

сдвига в затрубном пространстве мала. В это время

CGA, благоприятно для переноса шлама и эффек-

буровой раствор с высокой вязкостью способству-

тивной блокировке пор в пласте ствола скважины,

ет переносу шлама и очистке ствола скважины. В

предотвращая проникновение жидкости в пласт и

этом также заключается причина того, почему вы-

повреждение пласта при низкой скорости сдвига.

сокое значение LSRV выгодно для переноса шлама.

Как сообщалось ранее, LSRV системы бурового

Большое количество исследований показало,

раствора CGA на основе SDS достигала 300 000 сП

что модель Гершеля-Балкли и модель степенного

при комнатной температуре [11]. Однако при тем-

закона (Power-law model) подходят для описания

пературе 120 и 150°C она значительно снизилась и

реологических свойств жидкостей CGA, при этом

составила всего 15797 и 13997 сП, соответственно

индекс текучести (n) в реологических моделях ис-

[11]. Как показано в табл. 4, LSRV бурового рас-

пользовался для качественного исследования проч-

твора CGA на основе AGS-12 достигает 234000 сП

ности при сдвиговом разжижении. Для буровых

после выдержки при 120°C. Высокая температура

растворов CGA, приготовленных с использовани-

в некоторой степени снизила LSRV, но она все еще

ем различных типов ПАВ и стабилизаторов пены,

может достигать 116000 сП при 150°C. Другими

существуют определенные различия в точности

словами, после высокотемпературного старения

аппроксимации двух моделей. Для аппроксимации

значение LSRV бурового раствора CGA на основе

кривых зависимости напряжения сдвига от скоро-

AGS-12 оказался почти в 8-15 раз выше, чем у бу-

сти сдвига были применены модели степенного

рового раствора CGA на основе SDS. Улучшение

закона и Гершеля-Балкли (рис. 9, табл. 4). Резуль-

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО

921

Рис. 9. Реологические кривые бурового раствора CGA на основе AGS-12 при различных температурах старения: (a) - кривые

зависимости вязкости от скорости вращения; (б) - напряжение сдвига в зависимости от скорости сдвига с использованием

модели Гершеля-Балкли; (в) - напряжение сдвига в зависимости от скорости сдвига с использованием модели степенного

закона.

таты показывают, что точность приближения (R²)

гическими параметрами бурового раствора CGA

модели Гершеля-Балкли находится между 0.99876

на основе SDS при 150°C значение n уменьшилось

и 0.99926, что ближе к 1, чем у модели степенного

на 33%, а значение K увеличилось в 7.4 раза. Как

закона (0.99191-0.99857). Это указывает на то, что

правило, для обеспечения хорошего сдвигового

модель Гершеля-Балкли лучше подходит для кри-

разжижения бурового раствора требуется более

вых зависимости напряжения сдвига от скорости

низкое значение n, а увеличение значения K также

сдвига для бурового раствора CGA с высокотемпе-

благоприятно сказывается на переносе выбурен-

ратурной выдержкой, приготовленного с использо-

ной породы [40]. Следовательно, буровой раствор

ванием ПАВ AGS-12, а полученные реологические

CGA, полученный с использованием AGS-12, по-

параметры имеют более высокую достоверность.

казал превосходные реологические свойства после

После высокотемпературного старения буровой

высокотемпературного старения.

раствор CGA на основе AGS-12 сохраняет прием-

Фильтрационные свойства. Процесс проникно-

лемое значение n (n < 0.7) и более высокое значе-

вения бурового раствора в поры ствола скважины

ние K. Стоит отметить, что по сравнению с реоло-

под действием перепада давления называется поте-

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

922

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

шлама, при этом фильтрационная проницаемость

глинистой корки бурового раствора снижается. Ка-

чество глинистой корки во многом определяется

объемом фильтрации. Таким образом, было заре-

гистрировано количество воды, прошедшей через

глинистую корку в течение 30 мин, см. рис. 10.

Точки на рисунках аппроксимированы прямыми

линиями, а наклон аппроксимирующей линии ха-

рактеризует скорость фильтрации глинистой корки

(q, мл/мин). После высокотемпературного старе-

ния буровой раствор CGA на основе AGS-12 всегда

поддерживает низкую скорость фильтрации, кото-

рая составила 0.179, 0.187 и 0.174 мл/мин при 120,

140 и 150°C, соответственно. Эта скорость филь-

трации также ниже, чем у полимерного бурового

раствора на водной основе (0.321-0.514 мл/мин),

что подтверждает образование более плотной гли-

нистой корки.

Таким образом, исходя из насущной потребно-

Рис. 10. Кривые зависимости фильтрации от времени

сти в высокотемпературных и экологически чи-

и уравнение аппроксимации бурового раствора CGA на

основе AGS-12 при различных температурах.

стых вспенивающих добавках для процесса буре-

ния нефтяных скважин, было приготовлено ПАВ

на основе N-алкилированного глицина AGS-12 с

хорошей термической стойкостью и легкой биораз-

рей жидкости или фильтрацией. Широко известно,

лагаемостью. AGS-12 имеет высокую поверхност-

что чрезмерная потеря бурового раствора ведет к

ную активность, высокое значение насыщенной

повреждению пласта и сложным внутрискважин-

адсорбционной способности и низкое значение

ным проблемам. Поддержание низкого объема по-

минимальной площади поверхности, что позволя-

терь жидкости является важным показателем буро-

ет легко создавать более устойчивые пены. И при

вых растворов, который, согласно стандарту API,

комнатной температуре, и после высокотемпера-

должен составлять менее 15 мл в течение 30 мин.

турного старения добавка AGS-12 показала гораз-

Результаты показывают, что буровой раствор

до более высокое качество пены, чем коммерческие

CGA на основе AGS-12 может поддерживать очень

пенообразователи, что доказало возможность ис-

низкий объем фильтрации (6.5-7.1 мл) и тонкую

пользования AGS-12 в качестве высокотемператур-

глинистую корку (<0.5 мм толщиной) в пределах

ного пенообразователя. Учитывая качество пены,

150°C, что свидетельствует о хорошей способно-

рекомендуемая концентрация AGS-12 составляет

сти бурового раствора контролировать фильтра-

3-5.5%, а предпочтительная концентрация - 3%.

цию. По сравнению с потерями жидкости (~10 мл)

Кроме того, был успешно приготовлен буровой

у бурового раствора на водной основе, содержа-

раствор CGA, имеющий термостойкость 150°C, с

щего полимеры, указанные в работе Ma и др.

использованием AGS-12 в качестве пенообразо-

[40, 41], буровой раствор CGA на основе AGS-12

вателя. Микропузырьки, генерируемые AGS-12,

дает более высокое преимущество при контроле

обладают превосходной высокотемпературной и

фильтрации. Это связано с тем, что у обычных бу-

долговременной стабильностью. Буровой раствор

ровых растворов на водной основе глинистая кор-

CGA на основе AGS-12 - это высокоэффективный

ка, которая регулирует потерю жидкости, содержит

буровой раствор с разжижением при сдвиге, высо-

только твердые частицы. В буровом растворе CGA

кой вязкостью жидкости и превосходными филь-

афроны с высокой устойчивостью накапливаются

трационными свойствами, который полностью

вместе с твердыми частицами в передней части

соответствует стандартам API. Модель Гершеля-

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО

923

Балкли является оптимальной моделью для точ-

Saxena A., Pathak A.K., Ojha K. Synergistic Effects of

ного прогнозирования его реологических свойств

Ionic Characteristics of Surfactants on Aqueous Foam

Stability, Gel Strength, and Rheology in the Presence

при высоких температурах. Все результаты под-

of Neutral Polymer // Ind. Eng. Chem. Res. 2014. V. 53.

тверждают возможность применения ПАВ AGS-12

№ 49. P. 19184-19191. https://doi.org/10.1021/

и бурового раствора CGA на основе AGS-12 при

ie502598s

бурении глубоких скважин и бурении при низком

Khamehchi E., Tabibzadeh S., Alizadeh A. Rheological

давлении.

properties of Aphron based drilling fluids // Pet. Explor.

Dev. 2016. V. 43. № 6. P. 1076-1081. https://doi.

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

org/10.1016/s1876-3804(16)30125-2

Molaei A., Waters K. E. Aphron applications - A review

Wenxi Zhu, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-

of recent and current research // Adv. Colloid Interface

0668-308X

Sci. 2015. V. 216. P. 36-54. https://doi.org/10.1016/j.

Xiuhua Zheng, ORCID: https://orcid.org/0000-

cis.2014.12.001

0002-3034-0407

Tabzar A., Arabloo M., Ghazanfari M.H. Rheology,

stability and filtration characteristics of Colloidal Gas

Aphron fluids: Role of surfactant and polymer type // J.

БЛАГОДАРНОСТИ

Nat. Gas Sci. Eng. 2015. V. 26. P. 895-906. https://doi.

Данная работа была проведена при поддержке

org/10.1016/j.jngse.2015.07.014

Национального фонда естественных наук Китая

Saxena N., Pal N., Ojha K., Dey S., Mandal A.

(грант № 41872184) «Свойства бурового раствора

Synthesis, characterization, physical and thermodynamic

на основе коллоидного газового афрона и его меха-

properties of a novel anionic surfactant derived from

Sapindus laurifolius // RSC Adv. 2018. V. 8. № 43.

низм защиты от потерь бурового раствора и защи-

P. 24485-24499. https://doi.org/10.1039/c8ra03888k

ты пластов при разработке высокотемпературных

10.

Lv Q., Li Z., Li B., Li S., Sun Q. Study of nanoparticle-

геотермальных резервуаров».

surfactant-stabilized foam as a fracturing fluid // Ind.

Eng. Chem. Res. 2015. V. 54. № 38. P. 9468-9477.

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b02197

11.

Zhu W., Zheng X., Li G. Micro-bubbles size, rheological

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

and filtration characteristics of Colloidal Gas Aphron

интересов, требующих раскрытия в данной статье.

(CGA) drilling fluids for high temperature well: Role of

attapulgite // J. Petrol. Sci. Eng. 2020. V. 186. https://doi.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

org/10.1016/j.petrol.2019.106683

1. Pasdar M., Kamari E., Kazemzadeh E., Ghazan-

12.

Bjorndalen N., Kuru E. Physico-chemical

fari M.H., Soleymani M. Investigating fluid invasion

characterization of aphron-based drilling fluids // J. Can.

control by Colloidal Gas Aphron (CGA) based fluids in

Pet. Technol. 2008. V. 47. № 11. P. 15-21. https://doi.

micromodel systems // J. Natural Gas Sci. Eng. 2019.

org/10.2118/08-11-15-cs

V. 66. P. 1-10. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.03.020

13.

Tabzar A., Ghazanfari M.H. Pore-scale analysis of

2. Growcock F.B., Belkin A., Fosdick M., Irving M.,

filtration loss control by Colloidal Gas Aphron Nano-

O’Connor B., Brookey T. Recent advances in aphron

Fluids (CGANF) in heterogeneous porous media // Exp.

drilling fluid technology // SPE Drill. & Compl. 2007.

Therm. Fluid Sci. 2016. V. 77. P. 327-336. https://doi.

V. 22. № 02. P. 74-80. https://doi.org/10.2118/97982-PA

org/10.1016/j.expthermflusci.2016.05.006

3. Shivhare S., Kuru E. A study of the pore-blocking ability

14.

Ahmadi M.A., Galedarzadeh M., Shadizadeh S.R.

and formation damage characteristics of oil-based

Colloidal gas aphron drilling fluid properties generated

colloidal gas aphron drilling fluids // J. Petrol. Sci. Eng.

by natural surfactants: Experimental investigation // J.

2014. V. 122. P. 257-265. https://doi.org/10.1016/j.

Nat. Gas Sci. Eng. 2015. V. 27. P. 1109-1117. https://doi.

petrol.2014.07.018

org/10.1016/10.1016/j.jngse.2015.09.056

4. Pasdar M., Kazemzadeh E., Kamari E., Ghazan-

15.

Ahmadi M.A., Galedarzadeh M., Shadizadeh S.R.

fari M.H., Soleymani M. Insight into selection of

Spotlight on the use of new natural surfactants in

appropriate formulation for colloidal gas aphron (CGA)-

colloidal gas aphron (CGA) fluids: A mechanistic study //

based drilling fluids // Petrol. Sci. 2020. V. 17. № 3.

European Physical J. Plus. 2017. V. 132. P. 519. https://

P. 759-767. https://doi.org/10.1007/s12182-020-00435-z

doi.org/10.1140/epjp/i2017-11792-1

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021

924

WENXI ZHU, XIUHUA ZHENG

16.

Keshavarzi B., Javadi A., Bahramian A., Miller R.

26.

Xue C., Zhao H., Wang Q., Zhang K., Li Y. Interfacial

Formation and stability of colloidal gas aphron based

molecular array behaviors of mixed surfactant systems

drilling fluid considering dynamic surface properties //

based on sodium laurylglutamate and the effect on the

J. Petrol. Sci. Eng. 2019. V. 174. P. 468-475. https://doi.

foam properties // J. Dispers. Sci. Technol. 2018. V. 39.

org/10.1016/j.petrol.2018.11.057

№ 10. P. 1427-1434. https://doi.org/10.1080/0193269.

17.

Danov K.D., Kralchevska S.D., Kralchevsky P.A.,

2017.1409634

Ananthapadmanabhan K.P., Lips A. Mixed solutions of

27.

Zhao J., Dai C., Ding Q., Du M., Feng H., Wei Z.,

anionic and Zwitterionic surfactant (Betaine): Surface-

Chen A., Zhao M. The structure effect on the surface

tension isotherms, adsorption, and relaxation kinetics //

and interfacial properties of zwitterionic sulfobetaine

Langmuir. 2004. V. 20. № 13. P. 5445-5453. https://doi.

surfactants for enhanced oil recovery // RSC Adv. 2015.

org/10.1021/la049576i

V. 5. № 18. P. 13993-14001. https://doi.org/10.1039/

c4ra16235h

18.

Hussain S.M.S., Kamal M.S., Fogang L.T. Synthesis

28.

Da C., Alzobaidi S., Jian G., Zhang L., Biswal S.L.,

and physicochemical investigation of betaine type

Hirasaki G.J., Johnston K.P. Carbon dioxide/water foams

polyoxyethylene zwitterionic surfactants containing

stabilized with a zwitterionic surfactant at temperatures

different ionic headgroups // J. Mol. Struct. 2019.

up to 150 degrees C in high salinity brine // J. Petrol. Sci.

V. 1178. P. 83-88. https://doi.org/10.1016/j.

Eng. 2018. V. 166. P. 880-890. https://doi.org/10.1016/j.

molstruc.2018.09.094

petrol.2018.03.071

19.

Zhong Q.-L., Cao X.-L., Zhu Y.-W., Ma B.-D., Xu Z.-C.,

29.

Zhu W., Zheng X. The Development of a Modified Starch

Zhang L., Ma G.-Y., Zhang L. Studies on interfacial

through Inverse Phase Emulsion Copolymerization and

tensions of betaine and anionic-nonionic surfactant

its Performance as a Filter Loss Reducer // Drilling

mixed solutions // J. Mol. Liq. 2020. V. 311. https://doi.

Fluid & Completion Fluid. 2021. P. 27-34. https://doi.

org/10.1016/10.1016/j.molliq.2020.113262

org/10.3969/j.issn.1001-5620.2021.01.005

20.

Shi Y., Wang J. Synthesis and properties of n-dodecyl

30.

Ruihua H., Chongxin G., Dongyan H. Study on IR

aspartic acid and its sodium salt // J. Surfactants Deterg.

characteristics of carboxylic acid and their salts // J. of

2014. V. 17. № 6. P. 1133-1140. https://doi.org/10.1007/

Anshan Teachers College. 2001. V. 3. № 1. P. 95-98.

s11743-014-1617-y

https://doi.org/10.3969/j.issn.1008-2441.2001.01.027

21.

Pinazo A., Manresa M.A., Marques A.M., Bustelo M.,

31.

Sulakhe S.P., Bhagwat S.S. Synthesis and properties of a

Espuny M.J., Perez L. Amino acid-based surfactants:

cationic surfactant based on amidoamine and glycerol //

New antimicrobial agents // Adv. Colloid Interface

J. Surfactants Deterg. 2013. V. 16. № 4. P. 487-494.

Sci. 2016. V. 228. P. 17-39. https://doi.org/10.1016/j.

https://doi.org/10.1007/s11743-013-1436-6

cis.2015.11.007

32.

Jiang-Tao M., Wan-Xu W., Feng-Shou W., Wei Z.

22.

Joondan N., Jhaumeer-Laulloo S., Caumul P., Aker-

Synthesis and properties of sodium N-acylphenylalanine

man M. Synthesis, physicochemical, and biological

surfactants // Applied Chemical Industry. 2020. V. 49.

activities of novel N-acyl tyrosine monomeric and

№ 3. P. 592-596. https://doi.org/10.16581/j.cnki.

Gemini surfactants in single and SDS/CTAB-mixed

issn1671-3206.20200110.001

micellar system // J. Phys. Org. Chem. 2017. V. 30.

33.

Pei L., Xiao-Juan L., Lei W., Jie W., Shao-Yun M., Lin M.

№ 10. e3675. https://doi.org/10.1002/poc.3675

Synthesis and application of a pH-responsive amino

23.

Fujii M., Inoue M., Fukami T. Novel amino acid-based

acid acidizing foaming agent // Fine Chemicals. 2019.

surfactant for silicone emulsification and its application

V. 36. № 3. P. 442-448. https://doi.org/10.13550/j.

in hair care products: a promising alternative to

jxhg.20180504

quaternary ammonium cationic // Int. J. Cosmetic Sci.

34.

Dai S., Gong Y., Wang F., Hu P. Synthesis and

2017. V. 39. № 5. P. 556-563. https://doi.org/10.1111/

interface activity of a series of carboxylic quaternary

ics.12414

ammonium surfactants in hydraulic fracturing //

24.

Csaki K.F. Synthetic surfactant food additives can

Geofluids. 2019. V. 2019. Article ID 4258643. https://

cause intestinal barrier dysfunction // Med. Hypotheses.

doi.org/10.1155/2019/4258643

2011. V. 76. № 5. P. 676-681. https://doi.org/10.1016/j.

35.

Lijie S., Kaixin Y., Chunrui L., Yuzhao W., Changyao L.,

mehy.2011.01.030

Baocai X. Foam properties and ionic specific effects

25.

Tan H., Xiao H. Synthesis and antimicrobial

of myristoyl amino acid surfactants // Fine Chemicals.

characterization of novel L-lysine gemini surfactants

2020. https://doi.org/10.13550/j.jxhg.20200579

pended with reactive groups // Tetrahedron Lett. 2008.

36.

Verma A., Chauhan G., Ojha K. Synergistic effects of

V. 49. № 11. P. 1759-1761. https://doi.org/10.1016/j.

polymer and bentonite clay on rheology and thermal

tetlet.2008.01.079

stability of foam fluid developed for hydraulic fracturing //

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 6 2021