НЕФТЕХИМИЯ, 2022, том 62, № 6, с. 884-892

УДК: 622.276

РАЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСНОГО

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА ДЛЯ ПЕННОГО

ДРЕНАЖА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Chengtun Qu^1,3, Gang Chen^1,3*

¹State Key Laboratory of Petroleum Pollution Control, Xi’an Shiyou University, Xi’an, 710065 China

²Shaanxi Province Key Laboratory of Environmental Pollution Control and Reservoir Protection Technology of Oilfields,

Xi’an Shiyou University, Xi’an, 710065 China

³ Xi’an Key Laboratory of Tight oil (Shale oil) Development, Xi’an Shiyou University, Xi’an, 710065 China

⁴Drilling and Production Engineering Technology Research Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd.,

Xi’an, 710068 China

^*E-mail: dongsanbao@xsyu.edu.cn; gangchen@xsyu.edu.cn

Поступила в редакцию 20 декабря 2021 г.

После доработки 23 марта 2022 г.

Принята к публикации 14 октября 2022 г.

В данном исследовании была проведена оценка пенообразующих свойств комплексного поверхностно-

активного вещества (ПАВ), содержащего хлорид цетилтриметиламмония (CTAC), кокамидопропил-

бетаин (CDAB), полиэтиленгликолевый эфир лаурилового спирта 7EO (AEO-7) и α-олефинсульфонат

натрия (AOST) в соответствии с требованиями по применению для пенообразования и пенного дренажа

в газовых скважинах. Объем пены при пенообразовании и период полураспада раствора сложного ПАВ

(0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. % AOST) достигают значений

550 мл и 23 мин соответственно. Эти показатели для комплексного ПАВ являются лучшими, по сравне-

нию c показателями для растворов, содержащих каждый ПАВ по отдельности. Исследование показало,

что в присутствии комплексного ПАВ поверхностное натяжение может быть снижено до 22.4 мН/м.

С помощью поляризационного микроскопа была изучена микроструктура пены и установлено, что при

определенном диапазоне концентраций сложного ПАВ в ней практически полностью отсутствуют мно-

гоугольные структуры. Результаты экспериментов позволили установить, что исследуемый комплексный

ПАВ обладает хорошей термостойкостью и солестойкостью.

Ключевые слова: пенообразователь, стабильность пенообразования, поверхностное натяжение, ми-

кроструктура, солестойкость

DOI: 10.31857/S0028242122060107, EDN: NPZLZJ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) ши-

количество жидкости, что, безусловно, снижает

роко используются в различных областях, включая

эффективность добычи природного газа из пластов

химическую, косметическую, текстильную, пи-

[6, 7]. Перспективным способом решения пробле-

щевую промышленность и водоочистку, благода-

мы извлечения скопившейся в газовых скважинах

ря их дешевизне и высокой эффективности [1-3].

жидкости является технология пенного дренажа

Кроме того, ПАВ играют важную роль в области

[8-10].

нефтепромысловой химии [4, 5]. При непрерывной

Анионные ПАВ наиболее часто используются

эксплуатации газовых месторождений в скважины

для осушения газовых скважин благодаря высо-

может поступать и скапливаться в забое большое

кой пенообразующей и низкой поглощающей спо-

884

АЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСНОГО

885

собности [11]. Так AOST проявляет относительно

вещества CTAC и CDAB в сочетании с AEO-7 и

более высокую пенообразующую способность в

AOST для достижения высокой степени пенообра-

условиях высокой солености и температуры по

зования. Кроме того, изучали влияние ряда усло-

сравнению с другими анионными пенообразу-

вий (высокая температура, содержание солей и со-

ющими поверхностно-активными веществами.

держание метанола) на межфазные свойства ПАВ.

Кроме того, AOST обладает хорошей совмести-

Эффективность оптимизированных в этой работе

мостью с другими вспомогательными ПАВ [12,

ПАВ оказалась выше, чем у пенообразователей сос-

13]. Для повышения стабильности пены, генери-

тава (0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB) [24].

руемой анионными ПАВ [14, 15], часто использу-

ются цвиттер-ионные ПАВ благодаря их высокой

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

эффективности в жестких условиях (например, вы-

Материалы. CTAC (98%) был приобретен у

сокая температура, широкий диапазон рН, большое

компании

«Кёльнский завод химических реак-

количество двухвалентных ионов и т. д.). Roncorni

тивов», Чэнду, Китай (Cologne Chemical Reagent

с соавт. [15] подтвердили наличие синергетическо-

Factory). CDAB (85%) - у компании Хуасигуан

го эффекта между AOST и цвиттер-ионным ПАВ

Кемикал Ко., ООО, Гуанчжоу, Китай (Huazhiguang

(кокамидопропилгидроксисультаином) при образо-

Chemical Co. Ltd.). AEO-7 (99%) - у компании Юсо

вании пены и обеспечении ее стабильности. Соли

Кемикал Текнолоджи Ко. ООО, Шандонг, Китай

четвертичного аммония определенного строения

(Youso Chemical Technology Co. Ltd.). AOST (92%) -

также могут быть использованы в качестве пеноо-

у компании Люсен Кемикал Ко., OOO, Линьи, Ки-

бразователей для вытеснения жидкости из газовых

тай (Lusen Chemical Co. Ltd.). Метанол и петро-

скважин [16, 17]. Следует отметить, что большое

лейный эфир были приобретены у компании Фую

количество солей, растворенных в пластовой воде,

Файн Кемикал Ко., OOO, Тяньцзинь, Китай (Fuyu

снижает эффективность пенообразователей, зака-

Fine Chemical Co. Ltd.). Все продукты использова-

чиваемых в газовые скважины [9, 18]. Для прове-

ли в том виде, в каком они были получены, без до-

дения осушения в жестких условиях и достиже-

полнительной очистки.

ния синергетического эффекта обычно требуются

пенообразователи, содержащие комплексные ПАВ

Измерение поверхностного натяжения. По-

[19].

верхностное натяжение каждого раствора измеря-

ли методом висячего кольца при комнатной темпе-

При закачке раствора ПАВ в газовые скважины

ратуре. Для подтверждения точности тензиометра

он смешивается с донными жидкостями скважины

(Kruss K 100, Германия) перед измерением поверх-

благодаря потоку природного газа, что приводит к

ностного натяжения образцов ПАВ определяли

образованию большого количества пены [20]. Кро-

этот показатель для образца дистиллированной

ме того, в процессе пенообразования под действи-

воды [25], который составил 72.65 мН/м. Каждое

ем такого потока скопившиеся жидкость и пена

измерение повторяли не менее трех раз и вычисля-

будут подниматься на поверхность [21]. Комбина-

ли среднее значение.

ции соответствующих ПАВ могут обеспечить об-

разование стабильной пены и при этом переносить

Оценка пенообразующей способности. Для

большое количество жидкости, собирающейся в

получения пены использовали метод высокоско-

газовых скважинах, дополнительно способствуя

ростного перемешивания с помощью смесителя

извлечению природного газа [22]. Ключом к техно-

(GJ-3S, Qingdao Haitongda Special Instrument Co.,

логии пенного дренажа являются рабочие характе-

Ltd.). В каждом испытании 100 мл раствора ПАВ

ристики пенообразователей. Они должны хорошо

перемешивали со скоростью 7000 об/мин в течение

работать в критических условиях, характеризую-

3 мин в условиях окружающей среды. После при-

щихся высоким уровнем воды, солености и содер-

готовления пены ее сразу переносили в мерный ци-

жания метанола (используемого при необходимо-

линдр. Регистрировали объем и время полураспада

сти для подавления образования газогидратов), а

пены (время накопления свободной водной фазы в

также высокой температурой пласта [23]. В данном

количестве 50 мл на дне цилиндра). Каждое испы-

исследовании применяли поверхностно-активные

тание повторяли трижды. Все измерения проводи-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

886

JIE DONG и др.

ли при температуре 25฀ и нормальном атмосфер-

0.05 мас. %, поэтому дальнейшую оптимизацию

ном давлении.

состава ПАВ проводили при этом значении. Влия-

ние концентрации CDAB на его пенообразующую

Оценка солестойкости. Как правило, соле-

способность приведено на рис. 1б. Видно, что рас-

ность пластовой воды оказывает сильное небла-

твор, содержащий 0.7 мас. % CDAB + 0.05 мас. %

гоприятное влияние на пенообразование [26]. Для

CTAC дает больше пены, чем раствор 0.05 мас. %

изучения влияния концентрации и видов неорга-

CTAC. На рис. 1в показано, что максимальный

нических ионов на пенообразующую способность

объем пены был получен при содержании AEO-7

и связанную с ней стабильность пенообразования

0.6 мас. % в сочетании с раствором 0.7 мас. %

ПАВ были приготовлены растворы ПАВ с раз-

CDAB + 0.05 мас. % CTAC, а на рис. 1г, что вве-

личной концентрацией солей (NaCl, KCl, MgCl₂,

дение 0.05 мас. % AOST в раствор, содержащий

CaCl₂). Оценку стабильности проводили после ме-

0.7 мас. % CDAB + 0.05 мас. % CTAC + 0.6 мас. %

ханического перемешивания со скоростью враще-

AEO-7, может обеспечить образование наибольше-

ния 7000 об/мин в течение 3 мин.

го количества пены.

Температурная стабильность. Температура в

Измерение поверхностного натяжения. За-

скважине оказывает существенное влияние на ра-

висимость поверхностного натяжения раствора

бочие характеристики пенообразователей. Поэто-

от концентрации исследуемых ПАВ приведена на

му для измерения пенообразующей способности

рис. 2. Эта величина резко уменьшалась при добав-

и стабильности состава при температурах от 30 до

лении начальной концентрации соответствующих

70฀ был использован метод Росса—Майлза [27].

ПАВ, далее постепенно уменьшалась с увеличени-

Для этого готовили 300 мл раствора ПАВ и выдер-

ем содержания ПАВ, а затем оставалась стабиль-

живали при 30°С на водяной бане. Каждое испыта-

ной (была достигнута критическая концентрация

ние повторяли трижды.

мицеллообразования - ККМ). Кроме того, поверх-

Исследование микроструктуры пены. Ми-

ностное натяжение комплексного ПАВ было ниже,

кроструктуру пены в статических условиях после

чем у однокомпонентного CTAC. Показано, что

ее приготовления с использованием оптимизиро-

состав комплексного ПАВ (0.05 мас. % CTAC +

ванных пенообразователей наблюдали на поляри-

0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. %

зованном оптическом микроскопе (DM4500P LFD,

AOST) является оптимальным.

Германия), перемешивание осуществляли при 7000

Исследование влияния содержания мине-

об/мин в течение 30 мин.

ральных солей. Была изучена пенообразующая

Оценка влияния метанола. При добыче газа

способность оптимизированного состава ПАВ в

для предотвращения образования газогидратов

зависимости от содержания в растворе солей NaCl,

обычно используют метанол [24]. Однако, его

KCl, MgCl₂ и CaCl₂ в различных концентрациях. Ее

присутствие может снижать эффективность пе-

оценивали по начальному объему пены, образую-

нообразователей. Влияние на пенообразующую

щейся при механическом перемешивании.

способность оптимизированных растворов ПАВ в

Влияние содержания соли на пенообразова-

присутствии 0.5, 10 и 15% метанола изучали в диа-

ние неоднозначно. На рис. 3 показано, что объем

пазоне температур от 40 до 70°С с использованием

пены, создаваемой оптимизированным составом

метода Росса—Майлса

пенообразователя, уменьшался с увеличением

концентрации NaCl и KCl. Отрицательное влия-

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

ние NaCl и KCl на пенообразующую способность

Пенообразующая способность. Изменение

состава можно объяснить замедлением взаимного

пенообразующих свойств водных растворов ПАВ

электростатического отталкивания заряженных

в зависимости от концентрации представлено на

поверхностей пузырьков и, следовательно, сниже-

рис. 1. Начальная высота пены постепенно увели-

нием пенообразования [26]. Необходимо отметить,

чивалась с повышением дозы ПАВ до 0.05 мас. %.

что влияние NaCl и KCl на пенообразующую спо-

На рис. 1a показано, что максимальный начальный

собность состава было ограниченным. Однако на

объем пены наблюдается при концентрации CTAC

рис. 3 показано, что в определенном диапазоне кон-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

АЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСНОГО

887

Рис. 1. Пенообразующая способность исследованных ПАВ: а - CTAC; б - 0.05 мас. % CTAC + CDAB; в - 0.05 мас. % CTAC +

0.7 мас. % CDAB + AEO-7; г - 0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + AOST.

центраций MgCl₂ и CaCl₂ объем пены в присутствии

ции NaCl, KCl, MgCl₂ и CaCl₂, при которых состав

этих солей увеличивается, что может быть связано

сохранял устойчивость, составляли 75, 50, 300 и

с сжатым диффузионным двойным электрическим

150 г/л соответственно.

слоем молекулы ПАВ, создаваемым ионами Ca²⁺ и

Оценка температурной стабильности. Для

Mg²⁺, которые облегчают формирование адсорбци-

оценки термостабильности использовали метод

онного слоя с высокой плотностью упаковки и при

Росса—Майлса. Высоту пены наблюдали и реги-

этом снижают поверхностное натяжение раствора

стрировали через 0, 5, 10, 15 и 20 мин после вспе-

[28, 29]. По мере дальнейшего повышения концен-

нивания. Как показано на рис. 4, высота пены при

трации CaCl₂ наблюдалось постепенное уменьше-

30 и 40°С практически одинакова. При повышении

ние объема пены при ограниченном увеличении

температуры выше 50°С было обнаружено, что

периода полураспада. Это связано с увеличением

высота пены заметно уменьшается с течением вре-

концентрации противоионов (Cl^-), сжимающих ги-

мени. Это может быть вызвано увеличением ин-

дрофильный двойной электрический слой ПАВ и

тенсивности потери жидкости пленкой пены при

экранирующих электростатическое отталкивание,

высоких температурах, что приводит к постепен-

что способствует образованию мицелл и, следова-

ному снижению толщины пленки жидкости и ухуд-

тельно, снижает ККМ и поверхностное натяжение,

шению стабильности [30].

поддерживая при этом стабильность состава [1].

Анализ микроструктуры пены. Для опре-

Как показано на рис. 3, максимальные концентра- деления характеристик микроструктуры пены,

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

888

JIE DONG и др.

Рис. 2. Поверхностное натяжение соответствующих ПАВ: a - CTAC; б - 0.05 мас. % CTAC + CDAB; в - 0.05 мас. % CTAC +

0.7 мас. % CDAB + AEO-7; г - 0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + AOST.

полученной при различных концентрациях ПАВ

пены, что может способствовать ее стабильности.

после перемешивания, использовали оптический

Испытания на устойчивость к метанолу. Вли-

микроскоп. Как показано на рис. 5, пена обладала

яние метанола на пенообразующую способность

стабильностью не только при оптимальной кон-

состава показано на рис. 6. В присутствии 5% мета-

центрации (0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB +

нола пена была выше, чем при его отсутствии, что

0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. % AOST), но и по-

может быть связано со снижением поверхностно-

сле уменьшения и увеличения концентрации рас-

го натяжения из-за введения определенного коли-

твора (в 0.5, 1.5 и 2 раза). При адсорбции на гра-

чества метанола. По мере увеличения содержания

нице раздела газ—жидкость, молекулы в пленке

метанола полярность раствора будет снижаться,

жидкости могут сцепляться друг с другом под дей-

способствуя повышению растворимости ПАВ в

ствием водородных связей, возникающих между

водной фазе. Это ведет к уменьшению количества

ними, обеспечивая тем самым более высокую пе-

ПАВ, остающихся на границе раздела вода—воз-

нообразующую способность и стабильность пены.

дух, и снижению стабильности пленки жидкости.

Наблюдения микроструктуры пены представлены

Итак, в настоящем исследовании был разра-

на рис. 5. Средний размер пузырьков при высоких

ботан новый состав ПАВ (0.05 мас. % CTAC +

концентрациях ПАВ был меньше, чем при низких.

0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. %

Более того, с увеличением концентрации значи-

AOST), обладающий превосходной пенообразую-

тельно возрастало количество мелкодисперсной

щей способностью и стабильностью, который, как

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

АЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСНОГО

889

Рис. 3. Влияние солей различной концентрации на пенообразующую способность оптимизированного состава ПАВ

(0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. % AOST): a - NaCl; б - KCl; в - MgCl₂; г - CaCl₂.

ожидается, станет важным ориентиром для тех-

нологии пенного дренажа в газовых скважинах.

Результаты показали, что пенообразующая спо-

собность оптимизированного состава была выше,

чем у компонентов ПАВ, входящих в его состав.

Кроме того, предложенный комплексный ПАВ об-

ладал хорошей солестойкостью (соли NaCl, KCl,

MgCl₂ и CaCl₂ оказывали на состав слабое влияние

в определенном диапазоне концентраций). Этот

состав способен быстро снижать поверхностное

натяжение раствора, обладает определенной тер-

мостабильностью, небольшое количество метано-

ла повышает его пенообразующую способность.

Кроме того, исследования микроструктуры пены

подтвердили хорошую стабильность состава, по-

Рис. 4. Пенообразующие свойства и стабильность со-

скольку в течение 20 мин после образования пены

става при различных температурах (0.05 мас. % CTAC +

в ней наблюдалась сферическая структура. Резуль-

0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. %

AOST).

таты исследования показали, что между компо-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

890

JIE DONG и др.

Рис. 6. Влияние различных условий реакции на

Рис. 5. Микроструктура пены при различных концен-

стойкость состава к метанолу (0.05 мас. % CTAC +

трациях состава (0.05 мас. % CTAC + 0.7 мас. % CDAB +

0.7 мас. % CDAB + 0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. %

0.6 мас. % AEO-7 + 0.05 мас. % AOST).

AOST).

нентами сложного ПАВ существует синергетиче-

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

ский эффект, заключающийся в улучшении общей

Jie Dong, ORCID: https://orcid.org/0000-0003-

эффективности состава, и это имеет многообещаю-

2623-5265

щий потенциал применения при осушении газовых

Sanbao Dong, ORCID: https://orcid.org/0000-

скважин.

0002-7531-355X

Zhipeng Miao, ORCID: https://orcid.org/0000-

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

0002-1798-1752

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

Qingchen Wang, ORCID: https://orcid.org/0000-

интересов, требующих раскрытия в данной статье.

0001-8351-2738

Yongfei Li, ORCID: https://orcid.org/0000-0001-

БЛАГОДАРНОСТИ

8109-232X

Работа выполнена при финансовой поддержке

Chengtun Qu, ORCID: https://orcid.org/0000-

Открытого фонда Шэньсийской главной лаборато-

0003-4107-4930

рии хранения углекислого газа и повышения нефте-

Gang Chen, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-

отдачи (YJSYZX20SKF0008), Программы фунда-

3711-4250

ментальных исследований в области естественных

наук провинции Шэньси (2020JQ-775), Программы

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

научных исследований, финансируемой Департа-

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

ментом образования провинции Шэньси (21JP094),

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

Ключевой программы исследований и разработок

anionic and zwitterionic surfactant (betaine): Surface-

провинции Шэньси (2019ZDLGY06-03) и Моло-

tension isotherms, adsorption, and relaxation kinetics //

дежной группы инноваций университетов провин-

Langmuir. 2004. V 20. P. 5445-5453. https://doi.

ции Шэньси. Также мы выражаем благодарность

org/10.1021/la049576i

Центру современного анализа и испытаний Сиань-

2. Kornev K.G., Neimark A.V., Rozhkov A.N. Foam in

ского университета Шиюу.

porous media: thermodynamic and hydrodynamic

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

АЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСНОГО

891

peculiarities // Adv. Colloid Interface Sci. 1999. V. 82.

14. Liu J.H., Liu Z., Yuan T.J., Wang C.W., Gao R.M.,

P. 127-187. https://doi.org/10.1016/S0001-8686(99)00013-5

Hu G.F., Xu S.J., Zhao J.S. Synthesis and properties

3. Cantat I., Cohen-Addad S., Elias F., Graner F., Saint-

of zwitterionic Gemini surfactants for enhancing oil

Jalmes A. Foams: Structure and Dynamics. 2013. ISBN:

recovery // J. Mol. Liq. 2020. V. 311. P. 113179. https://

978-2-7011-4284-5

doi.org/10.1016/j.molliq.2020.113179

4. Lv S.Y., Peng S., Zhang R.J., Guo Z., Du W.C., Zhang J.,

15. Roncoroni, M.A., Romero P., Montes J., Bascialla G.,

Chen G. Viscosity reduction of heavy oil by ultrasonic //

Rodriguez R., Pons-Esparver R.R., Mazadiego L.F.,

Petrol. Chem. 2020. V. 60. № 9. P. 998-1002. https://doi.

García-Mayoral M.F. Enhancement of a foaming

org/10.1134/S0965544120090194

formulation with a zwitterionic surfactant for gas

mobility control in harsh reservoir conditions // Petrol.

5. Gu X.F., Gao L., Li Y.F., Dong K., Zhang J., Du W.C.,

Qu C.T., Chen G. Performance and mechanism of span

Sci. 2021. V. 18. № 5. P. 1409-1426. https://doi.

surfactants as clean flow improvers for crude oil //

org/10.1016/J.PETSCI.2021.08.004

16. Wu J.W., Jia W.F., Xian C.G. Foaming agent developed

Petrol. Chem. 2020. V. 60. № 1. P. 140-145. https://doi.

for gas wells with liquid loading problem using new

org/10.1134/S0965544120010156

surfactant and nanotechnology // SPE J. 2020. V. 25.

6. Zhang T., Wang S.Z., Dong C.H. Experimental study on

№ 6. P. 3138-3144. https://doi.org/10.2118/201249-PA

the emergency disposal agent for methanol leakage //

17. You Y., Wu X.N., Zhao J.X., Ye Y.Z., Zou W.S. Effect

Adv. Mat. Res. 2017. V. 1142. P. 306-313. https://doi.

of alkyl tail length of quaternary ammonium gemini

org/10.4028/www.scientific.net/AMR.1142.306

surfactants on foaming properties // Colloids Surf. A:

7. Zhang H.R., Liang Y.T., Zhou X.Y., Yan X.H., Qian C.,

Physicochem. Eng. Asp. 2011. V. 384. № 1-3. P. 164-

Liao Q. Sensitivity analysis and optimal operation

171. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2011.03.050

control for large-scale waterflooding pipeline network

18. Yan J, Liu Q.N., Du W.C., Qu C.T., Song Z.F., Li J.L.,

of oilfield // J. Petrol. Sci. Eng. 2017. V. 154. P. 38-48.

Zhang J., Chen G. Synthesis and properties of octadecyl

https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.04.019

trimethyl ammonium polyacrylic surfactants // Tenside

8. Chen G., Yan J., Liu Q.N., Zhang J., Li H., Li J.L.,

Surfact. Det. 2020. V. 57. № 2. P. 122-128. https://doi.

Qu C.T., Zhang Y.M. Preparation and surface

org/10.3139/113.110674

activity study of amino acid surfactants // Comptes

19. Bai Y., Zhang J., Dong S.B., Li J.L., Zhang R.J.,

Rendus Chimie. 2019. V. 22. P. 277-282. https://doi.

Pu C.S., Chen G. Effect of anion on the corrosion

org/10.1016/j.crci.2018.11.009

inhibition of cationic surfactants and a mechanism study //

9. Kurnia I., Zhang G., Han X., Yu J. Zwitterionic-anionic

Desalination Water Treat. 2020. V. 188. P. 130-139.

surfactant mixture for chemical enhanced oil recovery

https://doi.org/10.5004/dwt.2020.25431

without alkali // Fuel. 2020. V. 259. P. 116236.1-

20. Qi H., Bai Z.G., Zhang Q.Z., Lai X.J. Synthesis of a

116236.9. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.116236

Gemini betaine surfactant and its properties as foam

10. Wen Y.P., Lai N.j., Li W.H., Zhang Y.Q., Du Z.F.,

drainage agent // Tenside Surfact. Det. 2018. V. 55. № 2.

Han L.J., Song Z.L. Factors influencing the stability

P. 142-147. https://doi.org/10.3139/113.110551

of natural gas foam prepared by alkyl polyglycosides

21. Chen G., Cheng C., Zhang J., Sun Y., Hu Q., Qu C.T.,

and its decay rules // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. V. 196.

Dong S.B. Synergistic effect of surfactant and alkali

P. 108039. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108039

on the treatment of oil sludge // J. Petrol. Sci. Eng.

11. Pan F., Zhang Z.X., Zhang X.X., Davarpanah A. Impact

2019. V. 183. P. 106420. https://doi.org/10.1016/j.

of anionic and cationic surfactants interfacial tension

petrol.2019.106420

on the oil recovery enhancement // Powder Technol.

22. Wu Y.F., Iglauer S., Shuler P., Tang Y.M., God-

2020. V. 373. P. 93-98. https://doi.org/10.1016/j.

dard III W.A. Branched alkyl alcohol propoxylate

powtec.2020.06.033

sulfate surfactant-cosolvent formulations for improved

12. Verma A., Chauhan G., Ojha K. Characterization of

oil recovery // Tenside Surfact. Det. 2010. V. 47. № 3.

α-olefin sulfonate foam in the presence of cosurfactants:

P. 152-161. https://doi.org/10.3139/113.110064

Stability, foamability and drainage kinetic study // J. Mol.

23. Bai Y., Zhang J., Dong S.B., Zhu S.D., Wang M.X., Wu Y.,

Liq. 2018. V. 264. P. 458-469. https://doi.org/10.1016/j.

Pu C.S., Chen G. The effect of halide counter ions and

molliq.2018.05.061

methanol on the foaming behavior of cationic surfactants

13. Chen S.Y., Liu H.J., Yang J.J., Zhou Y.J., Zhang J.N.

and a mechanism study // Tenside Surfact. Det. 2021.

Bulk foam stability and rheological behavior of aqueous

V. 58. № 4. P. 278-286. https://doi.org/10.1515/TSD-

foams prepared by clay particles and alpha olefin

2020-2256

sulfonate // J. Mol. Liq. 2019. V. 291. P. 111250. https://

24. Gao M.L., Lei F., Liu Q.N., Zhang J., Chen G. The effect

doi.org/10.1016/j.molliq.2019.111250

of alkyl clain length in quaternary ammonium cationic

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022