Журнал прикладной химии. 2019. Т. 92. Вып. 13

ПРОЧИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

УДК 622.276.63

АСПЕКТЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ПАВ-КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ

НА МЕЖФАЗНОЙ ГРАНИЦЕ С УГЛЕВОДОРОДАМИ

В. Д. Власова, Т. И. Юнусов, А. М. Макарова

Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет) им. И. М. Губкина,

119991, г. Москва, Ленинский пр., д. 65, к. 1

* E-mail:luchiad@mail.ru

Поступила в Редакцию 28 июня 2019 г.

После доработки 17 июля 2019 г.

Принята к публикации 13 ноября 2019 г.

Наибольшую часть всех добавок в технологические жидкости для кислотных обработок нефтедо-

бывающих скважин составляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Одним из подходов для

оценки поведения ПАВ в данных составах является определение межфазного натяжения их раство-

ров на границе с углеводородами. Определялось межфазное натяжение ПАВ-кислотных составов

(ПАВ-КС) на основе соляной и сульфаминовой кислот, а также на основе дистиллированной воды без

добавок кислот. Межфазное натяжение определялось на границе с н-октаном, керосином и нефтью,

различающимися по полярности и содержанию природных ПАВ. Было показано, что н-октан и керо-

син являются модельными системами, которые позволяют условно сравнивать ПАВ по активности

между собой. Обнаружена зависимость межфазного натяжения ПАВ-КС от природы кислоты:

сульфаминовая кислота положительно влияет на активность ПАВ, а соляная кислота — отрица-

тельно. Большое влияние на определяемый показатель межфазного натяжения оказывает тип ПАВ.

Показано, что неионогенное ПАВ Неонол АФ 9-12 демонстрирует наименьшие значения межфазного

натяжения в составах на основе дистиллированной воды, анионное ПАВ Нежеголь — в кислотных

составах, что обусловлено взаимодействием функциональной группы ПАВ с присутствующими в

растворе ионами гидроксония.

Ключевые слова: кислотная обработка; межфазное натяжение; соляная кислота; сульфаминовая

кислота; поверхностно-активное вещество

DOI: 10.1134/S0044461819130139

Кислотные обработки (КО) призабойной зоны

При проведении кислотных обработок скважин

нефтяного пласта в добывающих и нагнетательных

помимо ожидаемого положительного результата мо-

скважинах (ПЗП) основаны на способности кислот

жет также возникать ряд осложнений, что может быть

растворять вещества различной природы: кольма-

вызвано коррозией материала оборудования [2], вы-

танты, попадающие в ПЗП в процессе строительства

сокой скоростью растворения породы кислотой и

и ремонта скважин, сам скелет породы, из которой

образованием стойких нефтекислотных эмульсий и

сложен пласт [1].

асфальтеновых осадков [3].

1732

Аспекты взаимодействия ПАВ-кислотных составов на межфазной границе с углеводородами

1733

Добавление поверхностно-активных веществ

Таблица 1

(ПАВ) — один из простых и общепринятых спо-

Структурно-групповой состав нефти

собов решения возникающих осложнений [2, 4, 5].

Показатель

Значение

Данные вещества, адсорбируясь на границе раздела

фаз, снижают межфазное натяжение между кислот-

Плотность при 20°C, г·см^-3

0.858

ным раствором и нефтью, тем самым способствуя

более глубокому проникновению кислоты в пласт и

Кинематическая вязкость при 20°C,

11.11

более равномерному охвату пласта воздействием [6].

мм²·с^-1

Кроме того, ПАВ способны изменять смачиваемость

Содержание (на нефть), %:

за счет адсорбции на породе и отмывать с поверхно-

фракции до 200°C

22.4

сти порового пространства пленки остаточной нефти

масел

58.8

[4]. Все эти факторы способствуют повышению эф-

парафинов (П)

5.9

фективности кислотных обработок.

смол (С)

9.8

В процессе разработки кислотных технологий

асфальтенов (А)

3.1

проводится целый комплекс исследований техноло-

гических жидкостей [7]. Важным параметром, по ко-

торому определяют эффективность ПАВ-кислотного

ставу, коллекторским и фильтрационным свойствам

состава (ПАВ-КС), является межфазное натяжение.

и насыщенности слагающих пород. Структурно-

Оно является критерием оценки не только активности

групповой состав образца исследуемой в работе неф-

ПАВ, но и мерой взаимодействия двух фаз: техноло-

ти представлен в табл. 1.

гической жидкости, которая в нашем случае состоит

Одной из основных и наиболее часто применя-

из раствора кислоты и ПАВ, и углеводородной си-

емых кислот при проведении обработок скважин

стемы, которая может быть как многокомпонентной

является соляная кислота (HCl) [7], используемая в

(в случае использования нефти или ее узких фрак-

большинстве случаев в концентрации 12-24 мас%.

ций), так и однокомпонентной (в случае индивиду-

В НОЦ «Промысловая химия» РГУ нефти и газа

альных углеводородов).

(НИУ) им. И. М. Губкина большое внимание уделя-

Целью данной работы являлась оценка влияния

ется разработке составов на основе сухих кислот, так

процессов, происходящих на границе углеводородной

как они имеют ряд преимуществ перед обычными

фазы и ПАВ-КС, на значение показателя межфазного

кислотами. Одной из таких кислот является сульфа-

натяжения.

миновая кислота (NH₂SO₃H), которая по сравнению

с HCl характеризуется более низкой скоростью вза-

имодействия с породой, что увеличивает глубину

Экспериментальная часть

проникновения кислоты в пласт; более низкой кор-

Исследования проводились в НОЦ «Промысловая

розионной активностью, а также выпускается в виде

химия» РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина.

порошка, что облегчает ее транспортировку и хране-

Согласно требованиям ГОСТ Р 50097-92, для изу-

ние [8]. Сульфаминовая кислота имеет ограниченную

чения ПАВ и их сравнения между собой в лабора-

растворимость в воде (до 17.57 мас% при 20°С) [9],

торной практике используют простые модельные

на практике в основном применяется в концентра-

системы, межфазное натяжение определяют на гра-

циях 5-15 мас%. В работе [10] было показано, что

нице ПАВ-состава и индивидуального углеводорода

по растворяющей способности по отношению к кар-

или узкой углеводородной фракции. В работе в каче-

бонатной породе сульфаминовая кислота в 2.65 раза

стве углеводородной фазы использовались н-октан

слабее, чем соляная кислота той же концентрации.

и керосин марки КО-25, а также образец нефти, так

Таким образом, активность по отношению к породе

как в пласте кислотная композиция взаимодействует

15 мас%-ной сульфаминовой кислоты примерно со-

именно с ней.

ответствует активности 5 мас%-ной соляной кислоты.

Образец нефти был взят из скважины Ромаш-

В результате для исследования были выбраны кислот-

кинского месторождения (пашийский горизонт).

ные составы с содержанием соляной и сульфамино-

Ромашкинское месторождение является типичным

вой кислот 5 и 15 мас%.

многопластовым месторождением, продуктивные

В работе были рассмотрены ПАВ различных клас-

горизонты которого характеризуются значительным

сов: неионогенные (НПАВ), анионные (АПАВ), ка-

разнообразием особенностей залегания по площади

тионные (КПАВ) и их смеси, информация о которых

и разрезу, а также литолого-петрографическому со-

представлена в табл. 2.

1734

Силин М. А. и др.

Таблица 2

Характеристики исследуемых ПАВ

Товарное название ПАВ

Тип ПАВ

Формула

Неонол АФ 9-12

НПАВ

Нежеголь

АПАВ

Нефтенол ГФ

КПАВ

Нефтенол ВВД

Смесь АПАВ и НПАВ

Нефтенол К

Смесь АПАВ и КПАВ

НПАВ Неонол АФ 9-12 — оксиэтилированные

систем, что согласуется с правилом [11], согласно

изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 12.

которому чем меньше различаются по полярности

АПАВ Нежеголь имеет почти такую же структуру и

контактирующие между собой жидкости, тем ниже

отличается наличием карбоксильной группы на кон-

межфазное натяжение.

це полиоксиэтиленовой цепи. КПАВ Нефтенол ГФ

Все исследуемые ПАВ располагаются в следу-

представляет собой четвертичное аммониевое сое-

ющей последовательности в порядке возрастания

динение, а в качестве гидрофобной группы содержит

по значению межфазного натяжения: Неонол АФ

углеродный радикал нормального строения. ПАВ

9-12, Нефтенол ГФ, Нефтенол ВВД, Нефтенол К,

Нефтенол ВВД и Нефтенол К представляют собой

Нежеголь.

смеси ПАВ различных классов. Все эти ПАВ исполь-

Представляет интерес поведение НПАВ

зуются в технологических жидкостях в процессах ин-

Неонол АФ 9-12 и АПАВ Нежеголь (рис. 1), по-

тенсификации нефтедобычи [7]. Концентрация ПАВ

скольку их структурные формулы различаются лишь

в исследуемых составах составляла 0.005-4.0 мас%.

наличием карбоксильной группы, в результате чего

становится возможным отследить влияние, оказывае-

мое отдельной функциональной группой на значения

Обсуждение результатов

межфазного натяжения. При одной и той же концен-

Для оценки влияния силы кислоты и ее концен-

трации Неонол АФ 9-12 снижает межфазное натяже-

трации на особенности поведения ПАВ на первом

ние в водных растворах намного сильнее, чем АПАВ

этапе были рассмотрены растворы ПАВ на основе

Нежеголь, имеющий почти такую же структуру и

дистиллированной воды (рис. 1).

отличающийся наличием карбоксильной группы на

Согласно представленным данным, межфазное

конце полиоксиэтиленовой цепи (табл. 2). Так, меж-

натяжение водных растворов ПАВ снижается на гра-

фазное натяжение водного раствора Неонола АФ 9-12

нице с углеводородными системами в ряду н-октан-

на границе с н-октаном снижается до 0.4 мН·м^-1,

керосин-нефть. Это связано с усложнением химиче-

а водного раствора, содержащего Нежеголь, — до

ского состава и ростом полярности углеводородных

Аспекты взаимодействия ПАВ-кислотных составов на межфазной границе с углеводородами

1735

Рис. 1. Зависимость межфазного натяжения водных растворов ПАВ от концентрации ПАВ на границе

с н-октаном (а), керосином (б), нефтью (в).

6.1 мН·м^-1 при концентрации ПАВ 4.0 мас%. Столь

процессами — адсорбцией ПАВ и ионов гидроксония

сильное различие между ними можно объяснить на-

(H₃O⁺) на границе двух сред. В результате наблюда-

личием заряженной группы в АПАВ, которая способ-

ется «отрицательная адсорбция» ионов гидроксония

ствует снижению адсорбции в поверхностном слое

H₃O⁺, что объясняет увеличение значения межфазно-

из-за взаимного отталкивания одноименно заряжен-

го натяжения [14] при добавлении соляной кислоты в

ных полярных групп.

растворы НПАВ и КПАВ.

Далее были проведены исследования ПАВ-

Наличие соляной кислоты в растворах АПАВ

кислотных систем на основе соляной кислоты.

Нежеголь, смеси КПАВ и АПАВ — Нефтенол К и

Считается [12], что ионам гидроксония (H₃O⁺), ко-

смеси АПАВ и НПАВ — Нефтенол ВВД (табл. 1)

торые появляются в водном растворе кислоты при

ведет к снижению межфазного натяжения на границе

ее диссоциации, термодинамически выгоднее су-

с углеводородами по сравнению с растворами тех же

ществовать в поверхностном слое из-за меньшей их

ПАВ в дистиллированной воде (рис. 2, 3). Это можно

склонности по сравнению с молекулами воды обра-

объяснить тем, что при наличии в растворе протонов,

зовывать водородные связи. В результате межфазное

образующихся при диссоциации кислоты, происходит

натяжение на границе кислота|углеводород должно

протонирование полярной группы АПАВ, в результа-

снижаться при увеличении концентрации кислоты.

те происходит нейтрализация заряда карбоксильной

При введении соляной кислоты в водные растворы

группы, вследствие чего снижается электростатиче-

ПАВ (КПАВ Нефтенол ГФ и НПАВ Неонол АФ 9-12)

ское отталкивание полярных групп в поверхностном

наблюдается рост межфазного натяжения (рис. 2, 3),

слое. В итоге увеличивается адсорбция ПАВ на гра-

что согласуется с экспериментальными данными дру-

нице раздела фаз и снижается величина межфазного

гих исследователей [13]. Такое поведение в кислот-

натяжения. Также при нейтрализации отрицательно

ном растворе объясняется двумя конкурирующими

заряженных карбоксильных групп происходит ни-

1736

Силин М. А. и др.

Рис. 2. Межфазное натяжение растворов HCl, содержащих ПАВ, на границе с н-октаном (а), керосином (б),

нефтью (в).

1, 6 — Нежеголь; 2, 7 — Нефтенол ВВД; 3, 8 — Нефтенол ГФ; 4, 9 — Нефтенол К; 5, 10 — Неонол АФ 9-12.

Содержание HCl (мас%): 1-5 — 5, 6-10 — 15.

велирование негативного эффекта влияния ионов

Величина Γ_max (моль·м^-2) рассчитывается на основе

гидроксония на величину межфазного натяжения

зависимости межфазного натяжения растворов ПАВ

из-за того, что не происходит их «отрицательной

в воде и кислоте от логарифма их концентрации (2)

адсорбции». Ионы гидроксония, реагируя с отрица-

[16]:

тельно заряженной гидрофильной группой, отдают

A_min =

(1)

ей протон и прекращают свое существование с обра-

N_AΓ_max

зованием молекул воды.

При повышении концентрации кислоты происхо-

(2)

дит протонирование большей части карбоксильных

групп, в результате чего некоторая часть молекул

АПАВ может перейти в углеводородную фазу, что в

где N_A — число Авогадро, Т — температура

свою очередь приводит к снижению их концентрации

окружающей среды (K), n — коэффициент (ра-

в поверхностном слое и увеличению межфазного

вен 2 для АПАВ [16]), R — газовая постоянная

dγ

натяжения [15]. Данный факт можно подтвердить

(8.31 кДж·моль^-1·K^-1),

— тангенс угла наклона

расчетом площади, занимаемой молекулами ПАВ

dlgc

на поверхности, исходя из значения максимальной

отрезка графика зависимости межфазного натяжения

адсорбции Гиббса (табл. 3).

от логарифма концентрации ПАВ до значения крити-

Минимальную площадь поверхности А_min (нм²),

ческой концентрации мицеллообразования (ККМ).

занимаемую молекулой ПАВ, находят исходя из

Наиболее низкую эффективность среди всех ис-

значения максимальной адсорбции Гиббса Γ_max (1). следуемых ПАВ в растворах кислоты демонстрирует

Аспекты взаимодействия ПАВ-кислотных составов на межфазной границе с углеводородами

1737

Рис. 3. Изменение межфазного натяжения на границе растворов 5 мас% HCl и н-октана (а), керосина (б), нефти (в)

в присутствии 4 мас% ПАВ по сравнению с 4 мас% ПАВ-растворами на основе дистиллированной воды.

смесь, состоящая из НПАВ и АПАВ, содержаще-

стью сульфоэтоксилатного ПАВ, которая вызвана

го сульфоэтоксилатную группу, — Нефтенол ВВД

наличием сильнополярной сульфоэфирной группы,

(рис. 2). Причинами этого, по-видимому, является

снижающей его поверхностную активность.

взаимный антагонизм НПАВ и АПАВ в заряженном

В общем увеличение концентрации HCl в рас-

состоянии из-за сверхбольшого размера их групп и

творах ПАВ ведет к росту межфазного натяжения

конкуренции за адсорбцию на границе. Также это

(рис. 2), т. е. увеличение ее концентрации негативно

может быть связано с повышенной гидрофильно-

влияет на свойства ПАВ-кислотных составов, что

Таблица 3

Значения максимальной адсорбции Гиббса и площади, занимаемой молекулами АПАВ Нежеголь

на межфазной поверхности

Максимальная адсорбция Гиббса

Площадь поверхности, занимаемая

Концентрация HCl, мас%

Γ_max·10⁷, моль·м^-2

молекулами ПАВ, А, нм²

1.64

10.10

2.53

6.60

2.42

6.87

1738

Силин М. А. и др.

также можно объяснить увеличением концентрации

способность снижать критическую концентрацию

ионов гидроксония в объеме раствора с увеличением

мицеллообразования ПАВ [20]. Это обусловлено

концентрации кислоты и усилением их «отрицатель-

наличием в водном растворе кислоты сульфамат-

ной адсорбции» [17].

аниона, который, являясь согласно концепции лио-

В отличие от случаев с н-октаном (рис. 3, а) и

тропного ряда Гофмейстера анионом первого рода

керосином (рис. 3, б) при добавлении кислоты к

(промотором первичной структуры воды), «высали-

водному раствору ПАВ происходит снижение меж-

вает» ПАВ из-за образования кластеров воды вокруг

фазного натяжения на границе с нефтью для всех

гидрофобных цепей и тем самым может снижать

ПАВ (рис. 3, в). Как можно видеть, наиболее сильное

межфазное натяжение растворов ПАВ [21-23].

снижение наблюдается для АПАВ Нежеголь и сме-

Для сравнения силы различных кислот использу-

си АПАВ и НПАВ Нефтенол ВВД, что объясняет-

ется показатель pK_a, вычисляемый как отрицатель-

ся ранее рассмотренным эффектом протонирования

ный десятичный логарифм константы кислотности,

карбоксильной группы. Для остальных ПАВ изме-

равной произведению константы диссоциации кисло-

нение межфазного натяжения значительно ниже и

ты на молярную концентрацию воды (55.56 моль·л^-1).

находится в пределах 0.1 мН·м^-1. Подобный эффект

Показатель pK_a кислот может варьироваться в ши-

можно объяснить действием природных ПАВ (нафте-

роких пределах, и он тем выше, чем слабее кислота

новые кислоты, асфальтены, смолы), существующих

и чем меньше ионов гидроксония образуется при

в нефти, которые также адсорбируются на межфазной

ее диссоциации в воде. У соляной кислоты данный

границе [18, 19].

показатель равен -7.0, у сульфаминовой — 1.0 [9].

Дальнейшие исследования проводились с ПАВ-

Данный факт означает, что при диссоциации суль-

кислотными составами на основе сульфаминовой

фаминовой кислоты образуется в 10⁸ меньше ионов

кислоты. Особенностью данной кислоты считается

гидроксония, чем при диссоциации соляной кислоты

Рис. 4. Межфазное натяжение на границе растворов NH₂SO₃H и н-октана (а), керосина (б), нефти (в) в присутствии

ПАВ.

1, 6 — Нежеголь; 2, 7 — Нефтенол ВВД; 3, 8 — Нефтенол ГФ; 4, 9 — Нефтенол К; 5, 10 — Неонол АФ 9-12.

Содержание HCl (мас%): 1, 5 — 5, 6-10 — 15.

Аспекты взаимодействия ПАВ-кислотных составов на межфазной границе с углеводородами

1739

той же мольной концентрации. Таким образом, эф-

наблюдается для АПАВ Нежеголь, Нефтенол ВВД

фект «отрицательной адсорбции» ионов гидроксония

и Нефтенол К, которые содержат в своем составе

в ПАВ-кислотных составах на основе сульфаминовой

АПАВ Нежеголь, что можно объяснить «высалива-

кислоты должен меньше влиять на значение межфаз-

нием» ПАВ и снижением электростатического от-

ного натяжения.

талкивания гидрофильных групп в поверхностном

При введении сульфаминовой кислоты межфазное

слое, которое было описано ранее в случае АПАВ в

натяжение снижается для всех ПАВ на границе с

растворе соляной кислоты (рис. 3).

н-октаном (рис. 4, а) в пределах 2.0-0.5 мН·м^-1, ке-

Как и в случае с соляной кислотой (рис. 3, в),

росином (рис. 4, б) — 0.8-0.45 мН·м^-1, нефтью (рис.

на границе с нефтью межфазное натяжение всех

4, в) — 0.35-0.1 мН·м^-1. Полученные зависимости

ПАВ-КС на основе сульфаминовой кислоты (рис. 5, в)

для всех ПАВ в растворе сульфаминовой кислоты

ниже, чем их водных растворов (рис. 1). Снижение

согласуются с приведенными ранее теоретическими

межфазного натяжения с нефтью на границе с ПАВ-

концепциями процессов, происходящих на грани-

КС на основе сульфаминовой кислоты (рис. 5, в)

це двух фаз (углеводород|водный раствор кислоты).

сильнее, чем на границе ПАВ-КС на основе соляной

Однако снижение межфазного натяжения определяет-

кислоты (рис. 3, в). По-видимому, подобная разница

ся процессом «высаливания» ПАВ, превалирующим

обусловлена меньшим влиянием «отрицательной ад-

над «отрицательной адсорбцией» ионов гидроксония.

сорбции» ионов гидроксония, негативно влияющих на

По сравнению с водными растворами ПАВ (рис. 5)

эффективность ПАВ из-за меньшей их концентрации в

наиболее сильное снижение межфазного натяжения кислотном составе на основе сульфаминовой кислоты.

Рис. 5. Изменение межфазного натяжения на границе растворов 5 мас% NH₂SO₃H и н-октана (а), керосина (б),

нефти (в) по сравнению с дистиллированной водой в присутствии в растворах 4% ПАВ.

1 — Нежеголь, 2 — Нефтенол ВВД, 3 — Нефтенол ГФ, 4 — Нефтенол К, 5 — Неонол АФ 9-12.

1740

Силин М. А. и др.

В целом увеличение концентрации сульфаминовой

кислот на межфазное натяжение ПАВ-кислотных

кислоты в растворах ПАВ ведет к некоторому сниже-

составов на границе с углеводородами. Кроме того,

нию межфазного натяжения (рис. 4), т. е. увеличение

необходимо учитывать эффект влияния концентрации

ее концентрации положительно влияет на свойства

кислоты: при разной концентрации могут возникать

ПАВ-кислотных составов. Это подтверждает теорети-

различные эффекты, противоположно действующие

ческие данные, описанные в [22, 23] о «высаливании»

на межфазное натяжение. Наконец, нельзя не учи-

ПАВ.

тывать влияние состава и свойств углеводородной

фазы: далеко не всегда ПАВ-кислотные составы,

проявляющие себя хорошо на границе с неполярным

Выводы

н-октаном, действуют аналогично на границе с более

Для оценки процессов, происходящих на межфаз-

полярной нефтью.

ной границе ПАВ-кислотных составов и углеводо-

Таким образом, подход с использованием межфаз-

родных систем, используется показатель межфазного

ного натяжения для оценки процессов, происходя-

натяжения. В системах, особенно в случае их услож-

щих на межфазной поверхности, является достаточно

нения (н-октан-керосин-нефть) присутствует мно-

перспективным для установления наиболее общих

жество эффектов, которые могут по-разному влиять

закономерностей, имеющих большую практическую

на этот показатель:

ценность.

— уменьшение разности полярностей контакти-

рующих между собой жидкостей ведет к снижению

Конфликт интересов

межфазного натяжения;

Авторы заявляют об отсутствии конфликта инте-

— наличие природных ПАВ в нефти (нафтено-

ресов, требующего раскрытия в данной статье

вые кислоты, асфальтены, смолы), которые могут

адсорбироваться на границе с кислотным составом и

дополнительно снижать межфазное натяжение;

Информация об авторах

— образование ионов гидроксония (H₃O⁺) в вод-

Силин Михаил Александрович, д.х.н., проф.,

ном растворе кислоты, которые стремятся адсорбиро-

ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1170-8605

ваться в поверхностном слое, в результате чего меж-

Магадова Любовь Абдулаевна, д.т.н., проф.,

фазное натяжение на границе кислота|углеводород

ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5541-6896

может снижаться;

Толстых Лариса Ивановна, к.х.н., доцент, ORCID:

— в то же время при наличии ПАВ в водных рас-

https://orcid.org/0000-0002-0260-513X

творах кислот наблюдается отрицательная адсорбция

Давлетшина Люция Фаритовна, к.т.н., доцент,

ионов гидроксония, что приводит к повышению меж-

ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2788-6756

фазного натяжения по сравнению с водными раство-

Власова Виктория Дмитриевна, студент, ORCID:

рами ПАВ;

https://orcid.org/0000-0003-3035-7249

— наличие в растворе протонов, образующихся

Юнусов Тимур Ильдарович, студент, ORCID:

при диссоциации кислоты, приводит к протониро-

https://orcid.org/0000-0001-7536-1888

ванию полярной группы АПАВ, в результате проис-

Макарова Арина Михайловна, студент, ORCID:

ходит нейтрализация заряда полярной группы ПАВ,

https://orcid.org/0000-0001-6380-6798.

снижение электростатического отталкивания поляр-

ных групп в поверхностном слое и увеличение ад-

сорбции ПАВ на границе раздела фаз, что снижает

Список литературы

величину межфазного натяжения;

[1] Мирсаетов О. М., Хазиев М. А., Ахмадуллин Б. Г.

— «высаливание» гидрофобного хвоста ПАВ в

Насибулин И. М. Увеличение охвата пласта кислот-

растворах сульфаминовой кислоты с последующим

ным воздействием // Нефтепромысловое дело. 2014.

снижением межфазного натяжения.

№ 9. С. 17-24.

Оценка каждого эффекта по отдельности с по-

[2] Силин М. А., Магадова Л. А., Давлетшина Л. Ф.,

мощью одного показателя межфазного натяжения

Пахомов М. Д., Тимербулатова Ю. М., Самсо-

довольно затруднительна. Однако в ходе работы было

ненко Е. А. Изучение работы современных ингиби-

получено несколько закономерностей, которые могут

торов коррозии в кислотных системах // Практика

быть использованы при составлении рецептур кис-

противокоррозионной защиты. 2016. № 4. С. 22-30.

лотных составов. В частности, установлен разный

[3] Давлетшина Л. Ф., Толстых Л. И., Михайлова П. С.

характер влияния введения сульфаминовой и соляной

О необходимости изучения особенностей поведения

Аспекты взаимодействия ПАВ-кислотных составов на межфазной границе с углеводородами

1741

углеводородов для повышения эффективности

glycol monooctyl ether // Langmuir. 1999. V. 15. N 17.

кислотных обработок скважин // Территория

P. 5496-5499. https://doi.org/10.1021/la981769g

Нефтегаз. 2016. № 4. С. 90-96.

[14] Goard A. K. CCCXXXIII — Negative adsorption. The

[4] Насыйрова А. М., Куряшов Д. А., Башкирцева

surface tensions and activities of some aqueous salt

Н. Ю., Идрисов А. Р. Повышение эффективности

solutions // J. Chem. Soc. Transactions. 1925. V. 127.

солянокислотных обработок нефтяных скважин в

P. 2451-2458. https://doi.org/10.1039/CT9252702451

карбонатных коллекторах // Вестн. Казан. технол.

[15] Hyde A. E., Phan C. M., Yusa S. Dynamic interfacial

ун-та. 2013. С. 290-292.

tension of nonanoic acid/hexadecane/water system in

[5] Солодовников А. О., Киселев К. В., Андреев О. В.

response to pH adjustment // Colloids and Surfaces A:

Исследование межфазного натяжения на границе

Physicochem. and Eng. Aspects. 2018. N 553. P. 562-

нефть-кислотный раствор в присутствии поверх-

568. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2018.06.002

ностно-активных веществ // Вестн. Тюмен. гос.

[16] Li J., Li Y., Song Y., Wang Z., Zhang Q. Properties of

ун-та. 2013. № 5. С. 148-155.

quaternary ammonium surfactant with hydroxyethyl

[6] Шатров А. Н., Исмагилов О. З., Козин В. Г.,

group and anionic surfactant mixed systems // J. Mol.

Башкирцева Н. Ю., Гараев Л. А. Исследование кол-

Liquids. 2018. V. 271. P. 373-379.

лоидно-химических свойств ПАВ, используемых

https://doi.org/10.1016/j.molliq.2018.08.151

в эмульсионных методах повышения нефтеотдачи

[17] Imamura T., Tokiwa F. The Effect of various

пластов // Геология, геофизика и разработка не-

electrolytes on the deposition of ferric oxide particles

фтяных и газовых месторождений. 2003. № 11.

onto various fabrics // Nippon Kagaku Kaishi. 1973.

С. 39-42.

V. 1973. N 11. P. 2051-2056.

[7] Силин М. А., Магадова Л. А., Цыганков В. А.,

https://doi.org/10.1246/nikkashi.1973.2051

Мухин М. М., Давлетшина Л. Ф. Кислотные обра-

[18] Langevin D., Argillier J. F. Interfacial behavior of

ботки пластов и методики испытания кислотных

asphaltenes // Advances Colloid and Interface Sci.

составов. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,

2016. V. 233. P. 83-93.

2011. C. 12, 30-35, 61, 71-105.

https://doi.org/10.1016/j.cis.2015.10.005

[8] Давлетшина Л. Ф., Толстых Л. А., Давлетов З. Р.,

[19] Lashkarbolooki M., Ayatollahi S. Effects of asphaltene,

Власова В. Д. Исследование межфазного натяже-

resin and crude oil type on the interfacial tension of

ния на границе между углеводородной фазой и

crude oil/brine solution // Fuel. 2018. V. 223. P. 261-

кислотными составами на основе сульфамино-

267. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.03.029

вой кислоты и поверхностно-активных веществ //

[20] Motamedi M., Tehrani-Bagha A. R., Mahdavian M.

Территория Нефтегаз. 2017. № 3. С. 72-78.

A comparative study on the electrochemical behavior

[9] Kirk-Othmer. Encyclopedia of Chemical Technology.

of mild steel in sulfamic acid solution in the presence

4th Ed. New York: John Wiley and Sons, 1978-1984.

of monomeric and gemini surfactants // Electrochim.

V. 23. P. 60-67.

Acta. 2011. V. 58. P. 488-496.

[10] Амиян В. А., Уголев В. С. Физико-химические мето-

https://doi.org/10.1016/j.electacta.2011.09.079

ды повышения производительности скважин. М.:

[21] Li Z., Lu B. Prediction of interfacial tension between

Недра, 1970. С. 279.

an organic solvent and aqueous solutions of mixed-

[11] Hu X., Hu S., Jin F, Huang S. Physics of petroleum

electrolytes // Fluid Phase Equilibria. 2002. V. 200.

reservoirs. Berlin, Heidelberg: Springer, 2017. P. 333.

N 2. P. 239-250.

[12] Dos Santos A.P., Levin Y. Surface tensions and surface

https://doi.org/10.1016/S0378-3812(02)00030-4

potentials of acid solutions // J. Chem. Phys. 2010. V.

[22] Rosen M. J., Kunjappu J. T. Surfactants and interfacial

133. N 15. P. 133-137.

phenomena. New York: John Wiley & Sons, 2012.

https://doi.org/10.1063/1.3505314

P. 166-167.

[13] Matsubara H., Ohta A., Kameda M., Villeneuve M.,

[23] Kabalnov A., Olsson U., Wennerstroem H. Salt effects

Ikeda N., Aratono M. Interaction between ionic and

on nonionic microemulsions are driven by adsorption/

nonionic surfactants in the adsorbed film and micelle:

depletion at the surfactant monolayer // J. Phys. Chem.

hydrochloric acid, sodium chloride, and tetraethylene

1995. V. 99. N 16. P. 6220-6230.

https://doi.org/10.1021/j100016a068