Том 337 № 5 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/5/5209
Разработка экологически безопасной композиции на основе биоразлагаемых поверхностно-активных веществ и наночастиц оксида кремния для повышения нефтеотдачи пласта
Актуальность. Методы повышения нефтеотдачи привлекают большое внимание во всем мире из-за значительного сокращения доступных нефтяных ресурсов. Однако существует множество проблем и ограничений, таких как высокие затраты, низкая эффективность охвата и возможное повреждение пласта, которые препятствуют совершенствованию этих методов. В статье рассматриваются вопросы, связанные с повышением эффективности нефтевытеснения. Цель. Разработка экологически безопасной композиции на основе биоразлагаемых поверхностно-активных веществ и наночастиц оксида кремния для повышения нефтеотдачи пласта. Методы. Экспериментальные исследования, статистические методы. Результаты и выводы. Рассмотрена эффективность применения «зеленых» поверхностно-активных веществ для заводнения пластов месторождений Восточной Сибири. Была опробована и доработана методика по оценке эффективности нефтеотмывающей способности поверхностно-активных веществ. Были определены и оценены характеристики рассмотренных неионогенных поверхностно-активных веществ в части увеличения нефтеотдачи. При использовании растворов рассмотренных поверхностно-активных веществ в качестве агента вытеснения удалось достичь показателей коэффициента извлечения нефти больших, чем при использовании пластовой воды. Это доказывает целесообразность применения «зеленых» поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пласта. Анализ результатов исследования показал, что модификация растворов поверхностно-активных веществ наночастицами позволяет в ряде случаев дополнительно повысить коэффициент вытеснения нефти. Добавка наночастиц для растворов ТВИН-80 и Полисорбат-20 приводила к существенному повышению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с исходными растворами. Так, в частности, было показано, что добавка наночастиц оксида кремния 10 нм в раствор ТВИН-80 с концентрацией 0,5 % повышает коэффициент вытеснения нефти на 12,5 % по сравнению с пластовой водой и на 9,4 % по сравнению с раствором ТВИН без нанодобавок.
Для цитирования: Жигарев В.А., Лесик Е.И., Купцов М.А. Разработка экологически безопасной композиции на основе биоразлагаемых поверхностно-активных веществ и наночастиц оксида кремния для повышения нефтеотдачи пласта. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 5, С. 36-44. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/5/5209
Ключевые слова:
«зелёные» поверхностно-активные вещества, наночастицы, повышение нефтеотдачи, коэффициент вытеснения нефти, вытесняющие агенты, химические методы повышения нефтеотдачи, третичные методы
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мусина Д.Н. и др. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе поверхностно-активных веществ. Вестник Казанского технологического университета, 2016, Т. 19, № 12, С. 63–67.
2. Земцов Ю.В., Мазаев В.В. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи: литературно-патентный обзор. Екатеринбург: ООО «Издательские решения», 2021. 240 с.
3. Matrix acidizing in carbonate rocks and the impact on geomechanical properties: a review. B. Peng, L. Zhang, J. Luo et al. The Royal Society of Chemistry RSC Adv., 2017, Vol. 7, P. 32246–32254.
4. Elochukwu H., Gholami R., Sham Dol S. An approach to improve the cuttings carrying capacity of nanosilica based muds. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, Vol. 152, P. 309-316.
5. Zargartalebi M., Barati N., Kharrat R. Influences of hydrophilic and hydrophobic silica nanoparticles on anionic surfactant properties: interfacial and adsorption behaviors. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2014, Vol. 119, P. 36–43.
6. Saxena N., Kumar A., Mandal A. Adsorption analysis of natural anionic surfactant for enhanced oil recovery: the role of mineralogy, salinity, alkalinity and nanoparticles. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, Vol. 173, P. 1264–1283.
7. Surfactant adsorption behaviors onto shale from Malaysian formations: influence of silicon dioxide nanoparticles, surfactant type, temperature, salinity and shale lithology. N. Yekeen, E. Padmanabhan, A.K. Idris, S.M. Ibad. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, Vol. 179, P. 841–854.
8. Almahfood M., Bai B. The synergistic effects of nanoparticle-surfactant nanofluids in EOR applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, Vol. 171, P. 196–210.
9. Mobaraki S. et al. An experimental study on the mechanisms of enhancing oil recovery by nanoparticles-assisted surfactant flood. Geosystem Engineering, 2020, Vol. 23, № 6, P. 315–331.
10. Study on the synergy between silica nanoparticles and surfactants for enhanced oil recovery during spontaneous imbibition. M. Zhao, W. Lv, Y. Li, C. Dai, X. Wang, H. Zhou, et al. Journal of Molecular Liquids, 2018, Vol. 261, P. 373–378.
11. Al-Asadi A., Rodil E., Soto A. Nanoparticles in chemical EOR: a review on flooding tests. Nanomaterials, 2022, Vol. 12, № 23, P. 4142.
12. Haghighi O.M., Firozjaii A.M. An experimental investigation into enhancing oil recovery using combination of new green surfactant with smart water in oil‑wet carbonate reservoir. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2020, Vol. 10, P. 893–901.
13. Applications of nanoparticles in enhanced oil recovery. A. Sircar, K. Rayavarapu, N. Bist, K. Yadav, S. Singh. Petroleum Research, 2022, Vol. 7, № 1, P. 77–90.
14. Айлер Р. Химия кремнезема. Пер с англ. М.: Мир, 1982. Ч. 2. 712 с.
15. Rattanaudom P., Alimin A.A., Shiau B.-J.B. Experimental investigation of hydrophobic and hydrophilic silica nanoparticles on extended surfactant properties: micro-emulsion, viscosity, and adsorption behaviors. Geoenergy Science and Engineering, 2023, Vol. 223, P. 211582.
16. Ataman Chemicals. URL: https://atamanchemicals.com/alpha-olefin-sulfonate-powder_u24038/?lang=RU (дата обращения 13.05.2025).
17. Standard Test Methods for Separation of Asphalt into Four Fractions/ASTM D4124-01. Annual Book of ASTM Standards, 2001.
18. Study of colloidal stability and viscosity of concentrated aqueous silicasols. M.I. Pryazhnikov, A. D. Skorobogatova, I. V. Nemtsev, A.V. Minakov. Journal of Siberian Federal University. Chemistry, 2023, Vol. 16, № 3, P. 447–458.
19. Changes to interfacial characteristics by low salinity water/nanoparticle flooding in carbonate reservoir. S. Han, J. Han, J.W. Kim, Y. Lee. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, Vol. 208, P. 109711.
20. Research progress and prospect of silica-based polymer nanofluids in enhanced oil recovery. Y. Pan, C. Zhang, S. Yang, Y. Liu, A. Muhammad. Nanotechnology Reviews, 2023, Vol. 12, № 1, P. 20220530.
21. Colloidal stability of nanosuspensions based on highly mineralized solutions. R. Vaganov, V. Zhigarev, M. Pryazhnikov, A. Minakov. Nano-Structures & Nano-Objects, 2024, Vol. 40, P. 101414.
22. Наговицына Н.П., Дерендяев Р.А. Формирование методологического подхода исследования поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2020, Т. 331, № 7, С. 202–211.
REFERENCES
1. Musina D.N. Modern technologies for enhancing oil recovery based on surfactants Experimental study of the influence of the content of calcite and dolomite in the rock on the efficiency of acid treatment. Bulletin of the Kazan Technological University, 2016, vol. 19. no. 12, pp. 63–67. (In Russ.)
2. Zemtsov Yu.V., Mazaev V.V. Current state of physicochemical methods for enhancing oil recovery: literature and patent review. Ekaterinburg, OOO "Publishing solutions" Publ. House, 2021. 240 p. (In Russ.)
3. Peng B., Zhang L., Luo J. A review of nanomaterials for nanofluid enhanced oil recover. The Royal Society of Chemistry 2017RSC Adv., 2017, vol. 7, pp. 32246–32254.
4. Elochukwu H., Gholami R., Sham Dol S. An approach to improve the cuttings carrying capacity of nanosilica based muds Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, vol. 152, pp. 309–316.
5. Zargartalebi M., Barati N., Kharrat R. Influences of hydrophilic and hydrophobic silica nanoparticles on anionic surfactant properties: interfacial and adsorption behaviors Journal of Petroleum Science and Engineering, 2014, vol. 119, pp. 36-43.
6. Saxena N., Kumar A., Mandal A. Adsorption analysis of natural anionic surfactant for enhanced oil recovery: the role of mineralogy, salinity, alkalinity and nanoparticles Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, vol. 173, pp. 1264–1283.
7. Yekeen N., Padmanabhan E., Idris A.K., Ibad S.M. Surfactant adsorption behaviors onto shale from Malaysian formations: influence of silicon dioxide nanoparticles, surfactant type, temperature, salinity and shale lithology Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, vol. 179, pp. 841–854.
8. Almahfood M, Bai B. The synergistic effects of nanoparticle-surfactant nanofluids in EOR applications Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, vol. 171, pp. 196–210.
9. Mobaraki S. An experimental study on the mechanisms of enhancing oil recovery by nanoparticles-assisted surfactant flood Geosystem Engineering, 2020, vol. 23, no. 6, pp. 315–331.
10. Zhao M., Lv W., Li Y., Dai C., Wang X., Zhou H. Study on the synergy between silica nanoparticles and surfactants for enhanced oil recovery during spontaneous imbibition. Journal of Molecular Liquids, 2018, vol. 261, pp. 373–378.
11. Al-Asadi A., Rodil E., Soto A. Nanoparticles in chemical EOR: a review on flooding tests. Nanomaterials, 2022, vol. 12, no. 23, pp. 4142.
12. Haghighi O.M., Firozjaii A. M. N An experimental investigation into enhancing oil recovery using combination of new green surfactant with smart water in oil‑wet carbonate reservoir. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2020, vol. 10, pp. 893–901.
13. Sircar A., Rayavarapu K., Bist N., Yadav K., Singh S. Applications of nanoparticles in enhanced oil recovery. Petroleum Research, 2022, vol. 7, no. 1, pp. 77–90.
14. Eiler. R. Chemistry of silica. Translated from English. Moscow, Mir Publ., 1982. P. 2, 712 p. (In Russ.)
15. Rattanaudom P., Alimin A.A., Shiau B.-J.B. Experimental investigation of hydrophobic and hydrophilic silica nanoparticles on extended surfactant properties: micro-emulsion, viscosity, and adsorption behaviors Geoenergy Science and Engineering, 2023, vol. 223, pp. 211582.
16. Ataman Chemicals. Available at: https://atamanchemicals.com/alpha-olefin-sulfonate-powder_u24038/?lang=RU (accessed 13 May 2025).
17. Standard Test Methods for Separation of Asphalt into Four Fractions/ASTM D4124-01. Annual Book of ASTM Standards, 2001.
18. Pryazhnikov M.I., Skorobogatova A.D., Nemtsev I.V., Minakov A.V. Study of colloidal stability and viscosity of concentrated aqueous silicasols. Journal of Siberian Federal University. Chemistry, 2023, vol. 16, no. 3, pp. 447–458.
19. Han S., Han J., Kim J.W., Lee Y. Changes to interfacial characteristics by low salinity water/nanoparticle flooding in carbonate reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, vol. 208, pp. 109711.
20. Pan Y., Zhang C., Yang S., Liu Y., Muhammad A. Research progress and prospect of silica-based polymer nanofluids in enhanced oil recovery. Nanotechnology Reviews, 2023, vol. 12, no. 1, pp. 20220530.
21. Vaganov R., Zhigarev V., Pryazhnikov M., Minakov A. Colloidal stability of nanosuspensions based on highly mineralized solutions. Nano-Structures & Nano-Objects, 2024, vol. 40, pp. 101414.
22. Nagovitsyna N.P., Derendyaev R.A. Formation of a methodological approach to the study of surfactants for enhancing oil recovery. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2020, vol. 331, no. 7, pp. 202–211.
