Тюменский индустриальный

ТУРНАЕВА Е.А., ТРЕТЬЯКОВ Н.Ю., КИКИРЕВА Е.В., АДАХОВСКИЙ Д.С.
 
ВЛИЯНИЕ ДОБАВОК СО-РАСТВОРИТЕЛЕЙ НА 
ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОСТАВОВ SP-ЗАВОДНЕНИЯ 
Турнаева Е.А.
1
, 
канд. хим. наук, доцент кафедры общей и специальной 
химии, [e-mail]. 
Третьяков Н.Ю.
2
, 
канд. хим. наук, директор ЦКП «РПиФХИ», 
[e-mail]. 
Кикирева Е.В.
2
, инженер ЦКП «РПиФХИ», [e-mail]. 
Адаховский Д.С.
2
, аспирант, [e-mail]. 
1
г. Тюмень, Тюменский индустриальный университет 
2
г. Тюмень, Тюменский государственный университет 
Аннотация.
С ростом глобального спроса на энергию и высокой неоднозначностью 
проектов на шельфе, химические МУН являются многообещающими в разработке 
остаточных нефтяных ресурсов. В данной работе изучалось влияние со-растворителей на 
эффективность системы комбинированного ПАВ. В результате были получены составы 
со сниженными концентрациями со-растворителей без потери эффективности систем. 
Ключевые слова.
Методы повышения нефтеодачи, поверхностно-активное вещество, 
ПАВ-полимерное заводнение, со-растворитель. 
В течение всего процесса разработки нефтяных месторождений 
наиболее важным показателем считается объем добычи нефти. Тем не 
менее, из-за неоднородности коллекторов в пласте остаются 50 – 67% 
нефти от первоначальных запасов. Поэтому третичный этап добычи нефти 
направлен на максимальное увеличение конечного коэффициента 
извлечения нефти с помощью различных методов повышения нефтеотдачи 
(
МУН). В действительности, как совместное химическое заводненение 
(щелочь - поверхностно активное вещество (ПАВ) - полимерное (ASP) 
заводнение), так и их двухкомпонентные комбинации (щелочь-ПАВ (AS); 
щелочь-полимерное (AP); ПАВ-полимерное (SP) заводнения) являются 
многообещающими технологиями для использования на зрелых нефтяных 
месторождениях [1]. Так для ASP- и SP-заводнения используют 
комбинированные составы, содержащие щелочь, ПАВ, со-ПАВ, со-
растворитель, полимер. Содержание каждого компонента отрабатывают на 
стадии лабораторных исследований эффективности состава для 
конкретного месторождения.
Современные 
со-растворители 
должны 
быть 
многофункциональными, помимо улучшения растворимости исходных 
компонентов, они должны изменять плотность упаковки углеводородных 
составляющий, снижая вязкость образующих эмульсий [2], а также 
желательно, чтобы выбранный со-растворитель выступал в роли со-ПАВ в 
330 

---

комбинированном составе ASP- и SP-заводнениия. В качестве со-
растворителей используются крупнотоннажные продукты классов спиртов 
и эфиров, в настоящее время в состав растворов ASP- и SP-заводнения 
входят изопропанол, пропандиол, изобутиловый спирт (ИБС), 
2-
бутоксиэтанол (2БЭ) и др. (примеры на Рис.1.А). Хорошо 
зарекомендовал себя ИБС, как компонент, обладающий всеми 
необходимыми свойствами и являющийся достаточно недорогим.
Со-растворителем используют, как правило, низкомолекулярный 
органический продукт, имеющий в своем составе углеводородный радикал 
и малополярную спиртовую или эфирную группу. Изменение 
углеводородного радикала приводит к корректировке его поведения в 
системе водный раствор – нефть, так при уменьшении длины 
углеводородного радикала со-растворителя растет гидрофильность 
молекул, следовательно, оптимальная соленость всего состава будет 
смещаться в сторону более высоких значений. Однако общие тенденции 
влияния структуры молекул со-растворителя уникальны для каждой 
конкретной нефти, водной фазы и определяются, исходя из экспериментов 
фазового поведения с использованием сырой нефти в условиях пласта.
Подбор со-растворителя требует учета многих показателей, 
важнейшими из которых являются растворимость состава для химического 
заводнения в пластовой воде, вязкость образующейся третьей фазы, 
межфазное натяжение на границе нефть – водный раствор. Так же 
проводят исследования фазового поведения для уточнения состава 
композиции и получения области, в которой она создает микроэмульсию 
типа Winzor III, для этого исследуемый состав для химического заводнения 
растворяют в модельной пластовой водой с различным содержанием 
концентраций NaCl и тщательно смешивают с нефтью, оставляя системы 
для установления равновесия при пластовой температуре в течение двух 
недель [3]. 
Тенденция развития структуры молекулы ПАВ, в частности, 
введение алкоксилирования (оксиэтилирования, оксипропилирования, 
оксибутилирования) позволяет подбирать составы химического 
заводнения для жестких вод и сократить добавку низкомолекулярного со-
растворителя или убрать его полностью, поэтому исследования 
возможности уменьшения содержания ИБС проводились параллельно с 
уточнением концентрации комбинированного ПАВ и оптимума солености 
системы. 
Фазовое поведение системы с различной добавкой ИБС к 0,8% 
раствору ПАВ класса сульфонатов показывает устойчивое формирование 
третьей фазы только при добавке 2% ИБС (Рис. 1.Б).
Для изучения влияния со-растворителя в системе комбинированного 
ПАВ были проведены исследования по сравнению межфазного натяжения 
с водной фазой, содержащей ИБС и смесь ИБС - 2БЭ (Рис.2.А), исходное 
331 

---

количество со-растворителя было выбрано, исходя из мировой практики 
[4]
. Для данной водной фазы с TDS=6417 – 51417 ppm и содержанием 0,8% 
ПАВ класса сульфонатов добавка 2БЭ дает повышение оптимума 
солености при незначительном увеличении межфазного натяжения 
(Рис.1.Б), что позволяет сделать вывод о неэффективности использования 
2БЭ для данной водной фазы. 
Рис. 1.А. Строение молекул 
со-растворителей и значение 
ГЛБ по методу Дэвиса 
Рис. 1.Б. Фазовое поведение системы 0,8% ПАВ в 
зависимости от концентрации ИБС, при 
фиксированной солености 
Зависимость оптических характеристик водного раствора от 
концентрации хлорида натрия показывает, что при повышении содержания 
NaCl 
растворимость раствора снижается (Рис.2.Б). Таким образом, водные 
растворы 0,8% ПАВ класса сульфонатов и 2% ИБС при температуре 80
о
С 
являются стабильными в низких интервалах соленостей в интервале до 2%. 
Рис. 2.А. График зависимости 
межфазного натяжения водной фазы, 
содержащей со-растворитель (1 – 2,0% 
ИБС; 2 – 1,0% ИБС, 1,0% 2БЭ) от 
концентрации NaCl 
Рис. 
2.Б. 
График 
зависимости 
коэффициента 
пропускания от концентрации 
NaCl 
при 80 С 
Результаты исследования зависимости межфазного натяжения на 
границе водный раствор ПАВ - нефть месторождения Западной Сибири 
представлены на Рис.3.А и Рис.3.Б. Как видно из этих рисунков, влияние 
332 

---

добавки со-растворителя на значение межфазного натяжения особенно 
значительно в области предоптимума и после оптимума солености. 
Модификация ПАВ позволила снизить концентрацию ПАВ до 0,3%, при 
этом ПАВ, представляющий собой алкоксилированный анионактивный 
образец, позволяет снижать содержание со-растворителя до 0,4%, без 
существенного изменения минимальных значений межфазного натяжения. 
Рис. 3.А. График зависимости 
межфазного натяжения водной фазы 
состава (3 – 0,8% ПАВ, 2,0% ИБС; 4 – 
0,4% ПАВ, 2,0% ИБС; 5 – 0,3% ПАВ, 
2,0% ИБС) - нефть от концентрации NaCl 
Рис. 3.Б. График зависимости 
межфазного натяжения водной фазы 
состава (6 – 0,6% ПАВ, 0,4% ИБС; 7 – 
0,4% ПАВ, 0,4% ИБС; 8 – 0,3% ПАВ, 
0,4% ИБС) - нефть от концентрации NaCl 
Природа со-растворителя и его количественное содержание должно 
детально изучаться на стадии лабораторных исследований составов ПАВ – 
со-растворитель. Модификация основных компонентов ПАВ для 
химического заводнения путем алкоксилирования, кроме расширения 
области применения, может приводить к возможности уменьшения 
добавки как самого ПАВ, так и со-растворителя, понижению 
себестоимость SP- технологии при сохранении эффективности воздействия 
системы. 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 
1. Hanxu, Y. Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding: Where is the 
Enhanced Oil Exactly? / Y. Hanxu, L. Junjian, J. Hanqiao // SPE EOR 
Conference at Oil and Gas West Asia. – Oman, Muscat, 2018. – P. 51-64. 
2. Sahni, V. The Role of Co-Solvents and Co-Surfactants in Making 
Chemical Floods Robust, / V. Sahni, M. D. Robert, C. Britton // SPE Im-proved 
Oil Recovery Symposium. – USA, Oklahoma, Tulsa, 2010. – P. 101-118. 
3. Izadi, M. Assessing Productivity Impairment of Surfactant-Polymer 
EOR Using Laboratory and Field Data. / M. Izadi, S. E. Vicente, J. F. Zapa-ta 
Arango // SPE Improved Oil Recovery Conference. – USA, Oklahoma, Tulsa, 
2018. – P. 69-75. 
333 

---

4. Volokitin, Y. Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at 
West Salym Field. / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan // SPE EOR 
Conference at Oil and Gas West Asia. – Oman, Muscat, 2018. – P. 11-19. 
334 

---

---