Обзор и анализ технологий на основе композиций ПАВ, предназначенных для увеличения эффективности разработки нефтяных месторождений в РФ

В обзоре рассматриваются исторический экскурс и современное состояние технологий увеличения нефтеотдачи, связанных с закачкой композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) на истощенных нефтяных месторождениях РФ и мира. Обсуждаются современные тенденции и перспективы развития. Уделяется внимание исторической справедливости: не все проекты с ПАВ-заводнением были провальными в советский период, как это принято считать современными исследователями. Наряду с серьезными просчетами, были и достижения. Рассматриваются методические основы скрининга ПАВ, научные основы подбора и оптимизации композиций ПАВ, роль и механизм действия основных компонентов; уделяется внимание исследованиям, сопутствующим закачке композиций ПАВ в нефтяной пласт. Описываются достижения в области синтеза ПАВ, применяемых для увеличения нефтеотдачи, и результаты опытно-промышленных испытаний. Показано, что на современном уровне развития технологий в россии с учетом действующего режима налогообложения применение ПАВ-заводнения нерентабельно. В то же время, закачка оторочек ПАВ и их сочетание с технологиями выравнивания профиля приёмистости нагнетательных скважин успешно развиваются и являются действенным инструментом увеличения нефтеотдачи на старых площадях.

1. Алмаев Р.Х., Васильев В.В., Пияков Г.Н. (1986). Исследование эффективности применения слабоконцентрированных растворов ОП-10. Нефтяное хозяйство, 7, с. 55–57.

2. Алтунина Л.К. (1995). Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. Н.: Наука, 198 c.

3. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. (2025). Фундаментальные и прикладные аспекты физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, созданных в ИХН СО РАН. Композиции на основе ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов. Химия в интересах устойчивого развития, 33(1), с. 99–129. https://doi.org/10.15372/KhUR2025635

4. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. (2007). Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений. Успехи химии, 76(10), с. 1034–1052.

5. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. (2013). Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Вестник Санкт-Петербургского унта, 2, с. 46–76.

6. Алтунина Л., Кувшинов В., Кувшинов И. (2010). Увеличение эффективности паротеплового воздействия композициями ПАВ. Oil & Gas Journal Russia, 6, с. 34–40.

7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В., Стасьева Л.А. (2021). Многофункциональная композиция на основе ПАВ и комплекса буферных систем для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей. Журнал Сибирского федер. ун-та. Сер.: Химия, 14(1), с. 30–37. DOI: 10.17516/1998-2836-0213

8. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.А., Стасьева Л.А. (2022). Композиции на основе поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей в Арктической зоне. Петролеомика, 2(1), с. 49–63. DOI: 10.53392/27823857-2022-2-1-49

9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А., Кувшинов И.В. (2018). Тенденции и перспективы развития физико-химических методов увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелой нефти. Химия в интересах устойчивого развития, 26(3), с. 261–277. DOI: 10.15372/KhUR20180303

10. Алтунина Л.К., Стасьева Л.А., Кувшинов В.А., Шолидодов М.Р., Козлов В.В., Кувшинов И.В. (2023). Кислотная нефтевытесняющая композиция пролонгированного действия на основе глубоких эвтектических растворителей. Химия в интересах устойчивого развития, 31(2), с. 140–152. DOI: 10.15372/KhUR2023448

11. Ахметов С.А., Ишмияров М.Х., Кауфман А.А. (2009). Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых. СПб.: Недра, 832 c.

12. Бабалян Г.А. (1956). Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азнефтеиздат, 232 с.

13. Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б., Халимов Э.М. (1983). Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностноактивных веществ. М.: Недра, 216 с.

14. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Леви Б.И., Халимов Э.М. (1976). Применение ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, 7, с. 7–16.

15. Бабицкая К.И. (2017). Интенсификация добычи высоковязкой нефти и ограничения водопритока мицеллярными растворами селективного действия. Дис. канд. тех. наук. Самара, 124 с. DOI: 10.31660/0445-0108-2015-5-36-40

16. Бабицкая К.И., Склюев П.В., Коновалов В.В., Царьков И.В., Жидкова М.В. (2015). Исследование влияния размера мицелл на эффективность вытеснения остаточной нефти. Известия вузов. Нефть и газ, 5, с. 36–46.

17. Байда А.А. (2015). Разработка композиций поверхностно-активных веществ на основе аминных солей жирных кислот для повышения нефтеотдачи пластов. Дис. канд. тех. наук. Тюмень, 170 с.

18. Байда А.А., Агаев С.Г. (2012). Мицеллярные растворы и микроэмульсии для повышения нефтеотдачи. Нефтепромысловое дело, 7, с. 37–40.

19. Баклан Н.С., Котов С.В., Смирнов Б.Ю. (2021). Алкилирование фенола альфа-олефинами в присутствии катионитов. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Химическая технология и биотехнология, 2, с. 107–116.

20. Бондарь М.Ю., Осипов А.В., Громан А.А., Кольцов И.Н., Щербаков Г.Ю., Чебышева О.В. (2022a). Результаты проведения трассерных исследований на единичных скважинах с разделяющими химическими индикаторами для оценки эффективности ПАВ-полимерного воздействия на месторождении Холмогорское. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 4(2), с. 102–112. DOI: 10.54859/kjogi108466

21. Бондарь М.Ю., Осипов А.В., Громан А.А., Кольцов И.Н., и др. (2022b). Методика подбора химического состава для ПАВ-полимерного воздействия и оценка его эффективности на Холмогорском месторождении. Нефтяное хозяйство, 9, с. 100–105. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-100-105

22. Бондарь М.Ю., Осипов А.В., Громан А.А., Кольцов И.Н., и др. (2022c). Температурные условия при проектировании ПАВ-полимерного заводнения. Нефтяное хозяйство, 12, с. 51–55. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-51-55

23. Варламова Е.И., Ганеева З.М., Ибатуллин Р.Р., Михайлов А.В., Ризванов Р.З., Файзуллин И.Н., Федоров А.В., Хисаметдинов М.Р., Хисамов Р.С. (2013). Патент № 2485301 РФ. Способ добычи нефти. Б.Р., №17.

24. Варфоломеев М.А., Зинюков Р.А., Чэнгдонг Юань, Хайртдинов Р.К., и др., (2019). Оптимизация разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с использованием заводнения с применением ПАВ: от лабораторного скрининга до пилотного испытания. Proceedings of SPE Russian Petroleum Technology Conference. SPE-201905-MS. https://doi.org/10.2118/201905-MS

25. Васильева Т.Н., Живайкин Б.Ф., Кисляков Ю.П. (1991). Результаты применения высококонцентрированного водного раствора НПАВ. Нефтяное хозяйство, 4, с. 24–26.

26. Вашуркин А.И., Пятков М.И., Фаин Ю.Б., Ефремов Е.П., Свищев М.Ф. (1976). Применение ПАВ для интенсификации разработки месторождений Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 7, с. 21–23.

27. Ващенко А.В., Мукминова И.Р., Акъюлова Г.И., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. (2015). Нефтеемкость и стабильность водонефтяной эмульсии анионного поверхностно активного вещества. Нефтегазовое дело, 3, с. 396–410.

28. Велиев Э.Ф. (2021). Применение смягчённой воды для улучшения эффективности мицеллярного заводнения. Булатовские чтения, с. 133–137.

29. Волокитин Я.Е., Шустер М.Ю., Карпан В.М., Кольцов И.Н. и др. (2015). Внедрение технологии АСП: пилотный проект. Нефтяное хозяйство, 6(56), с. 114–121.

30. Ганиев Р.Р. (1987). Оценка эффективности применения 0,05%-ного водного раствора ОП-10 для повышения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, 1, с. 31–34.

31. Гершенович A.M. (1957). О производстве алкилбензолсульфонатов (сульфонола). Химия и технология топлив и масел, 8(14).

32. Гершенович А.И., Хомяков Д.Г. (1949). А.С. СССР 74717, SU. Способ получения моющего средства. Заявка 985-46 от 02.12.1946 (А.С. СССР 77018, SU).

33. Гладкова Е.А. (2020). Перспективы применения технологии ASPзаводнения. Проблемы управления качеством образования. Поколение будущего. СПб, с. 105–107.

34. Господарев Д.А., Лымарь И.В., Ракутько А.Г. (2022). Скрининговые исследования по разработке и оценке эффективности технологии ПАВ-полимерного заводнения на моделях пласта. Нефтегазовое дело, 20(6), с. 77–87. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-6-77-87

35. Гусев С.В. (1990). Эффективность методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 2, с. 36–39.

36. Житинский А.А. (2018). Обзор зарубежного опыта применения физико-химических технологий воздействия на пласт. Академ. журнал Западной Сибири, 3(74), с. 15–17.

37. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Силин М.А. (2010). Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 225 с.

38. Ибатуллин Р.Р., Уваров С.Г., Глумов И.Ф. Слесарева В.В., Хисамов Р.С., Ибрагимов Н.Г. (2005). Патент № 2258135 РФ. Способ доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением. Б.Р., № 22.

39. Иванова А. (2020). Динамическое моделирование и экспериментальная оценка применения наночастичных поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи пластов. Дисс. докт. физ.-мат. Москва.

40. Исмаилов И.Т. (2015). Синтез и поверхностно-активные свойства сульфатированных амидов на основе олеиновой кислоты и этаноламинов. Химические проблемы, 2, с. 144–153.

41. Калинин Е.С., Павлов П.В., Кирьянова Е.В., Шерстникова Ю.Е., Волков В.А., Даровских И.В. (2010). Применение водных растворов лигносульфонатов в процессах повышения нефтеотдачи пластов. Вестник СамГТУ. Технические науки, 7(28), с. 186–194.

42. Келлер Ю.А., Усков А.А. (2023). Методы оценки эффективности химических методов увеличения нефтеотдачи трассерными исследованиями SWCTT и PITT. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 5(1), с. 47–56. https://doi.org/10.54859/kjogi108627

43. Келлер Ю.А., Усков А.А., Кривогуз А.Н., Кухленкова Н.О., Зощенко О.Н., Алещенко А.С. (2020). Применение технологии SWCTT для оценки эффективности заводнения низкоминерализованной водой карбонатного пласта Харьягинского месторождения. Нефтяное хозяйство, 7, с. 109–113. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-109-113

44. Киинов Л.К., Салихов М.Х., Крымкулов Е.С., Ускумбаев К.Р., Игнатьева В.Е., Телин А.Г. (1997). Первые результаты внедрения ресурсосберегающих физики-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Западного Казахстана. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 4, с. 42–44.

45. Кисляков Ю.П. (1983). Применение ПАВ на месторождении Узень. Нефтяное хозяйство, 7, с. 37–39.

46. Ковалева Л.А., Зиннатуллин P.P. (2006). К определению температурно-частотных и диэлектрических характеристик нефтей. Теплофизика высоких температур, 44(6), с. 954–956.

47. Кожин В.Н., Городнов В.П., Калинин Е.С., Рыскин А.Ю., Чернов Е.Н. (2021). Опыт применения неионогенных поверхностно-активных веществ по добыче нефти. Экспозиция нефть газ, 4, с. 46–52.

48. Колычев У.В., Низовцев А.В., Овчинников К.А., Подлеснова Е.В., Сулимов А.В. (2023). Поверхностно-активные вещества широкого назначения на основе алкилтолуолов и алкилфенолов. НефтеГазоХимия, 2. с. 30–33. https://doi.org/10.24412/2310-8266-2023-30-33

49. Кондрат А.Р., Рудый С.М., Рудый М.И. (2021). Нефтяные сульфонаты торговой марки Карпатол как наиболее эффективные ПАВ для воздействия на пласты добывающих скважин. SOCAR Proceedings, 1, с. 63–72.

50. Коновалов В.В., Городнов В.П., Бабицкая К.И., Жидкова М.В., Склюев П.В. (2017a). Патент № 2612773 РФ. Состав для повышения нефтеотдачи пласта. ФИПС, № 20.

51. Коновалов В.В., Склюев П.В., Бабицкая К.И., Жидкова М.В., Городнов В.П. (2016). Компонентный состав и поверхностная активность нефтяных сульфонатов из экстрактов селективной очистки масляных дистиллятов. Нефтяное хозяйство, 1, с. 122–126.

52. Коновалов В.В., Ширяев А.К., Бабицкая К.И., Жидкова М.В., Склюев П.В., Кириллов А.С. (2017b). Патент № 2622652 РФ. Способ получения нефтяных сульфонатов. ФИПС, 17.

53. Коновалов В.В., Ширяев А.К., Склюев П.В., Сергеева О.А., Розенберг Д.А., Кондрашин С.К., Хайрутдинов М.Р. (2019). Патент № 2700772 РФ. Способ получения анионных поверхностно-активных веществ ФИПС, 26.

54. Кононова Н.А., Барыбина А.Е., Гермашев В.Г., Феоктистова Е.Ф., Иванов В.Н., Власенко Л.А., Нежурина Т.Н., Вашуркин А.И., Касов А.С. (1992). Патент № 1452245 СССР. Композиция для повышения нефтеотдачи пласта. О.И., №2.

55. Корнилов А., Жиров А., Петраков А., Рогова Т., и др. (2019). Подбор эффективной композиции ПАВ для увеличения коэффициента вытеснения нефти из карбонатных коллекторов с высокой минерализацией пластовой воды. Proceedings of SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia. Paper Number: SPE-196772-MS. https://doi.org/10.2118/196772-MS

56. Круглов Д.С., Корнилов А.В., Ткачев И.В., Алтынбаева Д.Р., Сансиев Г.В., Федорченко Г.Д., Фурсов Г.А., Пономаренко Д.М. (2023). Разработка технологии ПАВ-полимерного заводнения для карбонатных коллекторов с высокими минерализацией пластовой воды и пластовой температурой. Нефтяное хозяйство, 1, с. 44–48. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-44-48

57. Кувшинов И.В., Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. (2019). Комбинированная обработка скважин химическими композициями различного назначения в сочетании с термическим воздействием. Журн. Сибирского федер. ун-та. Сер.: Химия, 12(4), с. 473–482. DOI: 10.17516/1998-2836-0143

58. Ланге К.Р. (2004). Поверхностно-активные вещества: синтез, свойства, анализ, применение. СПб.: Профессия, 240 с.

59. Ленченкова Л.Е. (1998). Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами. М: ООО «Недра: Бизнесцентр», 394 с.

60. Лозин Е.В. (1987). Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкнигоиздат, 152 с.

61. Лозин Е.В. (2012). Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. Уфа: Скиф, 704 с.

62. Лозин Е.В. (2024). О выводах, полученных при научном обосновании и промысловых испытаниях физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана. Нефтяное хозяйство, 2, с. 48–51. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-48-51

63. Лозин Е.В. (2003). Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. Уфа: Башнипинефть, 233 с.

64. Магадова Л.А., Губанов В.П., Фан В.А., Довгий К.А. (2017). Технология ПАВ-полимерного заводнения для условий месторождения Белый Тигр. Территория НЕФТЕГАЗ, 1–2, с. 36–39.

65. Магадова Л.А, Подзорова М.С., Губанов В.Б., Магадов В.Р. (2013). Методические основы проведения лабораторных исследований составов для ASP – заводнения. Территория НЕФТЕГАЗ, 6, с. 48–54.

66. Магадова Л.А., Потешкина К.А., Мухин М.М., Силин М.А., Макиенко В.В. (2019). Определение статической адсорбции полиакриламида оптическими и спектральными методами. Нефтяное хозяйство, 5, с. 94–96. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-94-96

67. Маркова О.М., Севастьянов А.А. (2019). Успешное применение ASPзаводнения для повышения нефтеотдачи. Молодой учёный, 46, с. 34–37.

68. Мусин Р.М., Елисеев А.Н., Кириллов А.С., Коновалов В.В., Калинин Е.С. (2018). Адаптация технологии мицеллярно-полимерного заводнения для пласта Дкт Южно-Кубанского поднятия Вахитовского месторождения ПАО «Оренбургнефть». Нефтепромысловое дело, 2, с. 21–25. DOI: 10.30713/0207-2351-2018-2-21-25

69. Муфтеева Н.Т., Фахреева А.В., Ахметов А.Т., Валиев А.А., Гизатуллин Р.Ф., Рахимов А.А., Сафаров Ф.Э., Телин А.Г. (2023). Технологии разработки месторождений и моделирование процессов в нефтегазодобыче. Сб. тезисов Международной научно-практической конференции. Уфа: УНПЦ «Изд-во УГНТУ», с. 171–173.

70. Нажису, Ерофеев В.И. (2017). Исследование и применение комплексной технологии заводнения для повышения нефтеотдачи пластов. Успехи современного естествознания, 10, с. 96–100.

71. Насыбуллин А.В., Персова М.Г., Орехов Е.В., Лутфуллин А.А., Хисаметдинов М.Р., Орлова Е.П. (2021). Моделирование ПАВ-полимерного заводнения с использованием нового программного продукта FlowER. Нефтяное хозяйство, 7, с. 40–43. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-40-43

72. Овчинников К. А., Подлеснова Е. В., Телин А. Г., Сафаров Ф. Э., Сергеева Н. А., Ратнер А. А. (2023a). Патент № 2800175 РФ. Состав для повышения нефтеотдачи пласта и способ его применения, Бюл. № 20.

73. Овчинников К.А., Подлеснова Е.В., Сафаров Ф.Э., Сергеева Н.А., Телин А.Г., Клейменов А.В. (2023b). Подбор композиций ПАВ для извлечения остаточных нефтяных запасов в условиях высокотемпературных коллекторов неокомских отложений пластов группы БС Западной Сибири. Нефтегазовое дело, 21(5), с. 29–43. https://doi.org/10.17122/gdelo-2023-5-29-43

74. Овчинников К.А., Подлеснова Е.В., Ведерников О.С., Клейменов А.В., Сафаров Ф.Э., Сергеева Н.А., Телин А.Г. (2022). Извлечение остаточной нефти композицией ПАВ. Нефтяное хозяйство, 8, с. 70–75. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-70-75

75. Паничева Л.П., Сидоровская Е.А., Третьяков Н.Ю., Волкова С.С.,

76. Турнаева Е.А., Громан А.А., Нуриева О.А., Щербаков Г.Ю., Кольцов И.Н. (2020). Определение эквивалентного алканового углеродного числа западносибирских нефтей как стадия оптимизации ПАВ-полимерных композиций для химического заводнения. Известия вузов. Прикладная химия и биотехнология, 10(1), с. 149–158. https://doi.org/10.21285/2227-2925-2020-10-1-149-158

77. Петраков А.М., Рогова Т.С., Макаршин С.В., Корнилов А.В., Жиров А.В., Сансиев Г.В. (2020). Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций. Нефтяное хозяйство, 1, с. 66–70. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-66-70

78. Пияков Г.Н., Усенко В.Ф., Кудашев Р.И., Павлов В.Н. (1983). Исследование эффективности применения водного раствора ПАВ ОП10 на поздней стадии заводнения. Нефтяное хозяйство, 11, с. 43–46.

79. Плетнев М.Ю. (1987). О природе взаимодействия в растворе смесей неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ. Коллоидный журнал, 49(1), с. 184–187.

80. Плетнев М.Ю. (1990). Косметико-гигиенические моющие средства. М.: Химия, 272 с.

81. Плетнев М.Ю. (2002). Поверхностно-активные вещества и композиции. М: Клавель, 768 с.

82. Присадки к маслам (1966). Под ред. С.Э. Крейна, П.И. Санина и др. Изд. Химия, кн. 1, 400 с.

83. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. (2002). Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. М.: Недра-Бизнесцентр, 317 c.

84. Сафаров Ф.Э., Вежнин С.А., Вульфович С.Л., Исмагилов О.З., Малыхин В.И., Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Телин А.Г. (2020). Трассерные исследования и работы по выравниванию профиля приемистости в скважине Дачного месторождения. Нефтяное хозяйство, 4, с. 38–43. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-38-43

85. Сафаров Ф.Э., Вежнин С.А., Сергеева Н.А., Ратнер А.А., Латыпова Л.Н., Халитов И.Ф., Ленченкова Л.Е., Телин А.Г. (2021). Разработка комплексной технологии воздействия на проницаемостно-неоднородные высокотемпературные залежи юрских отложений. Socar Proceedings, 2, с. 62–76. https://doi.org/10.5510/OGP20210200497

86. Сафаров Ф.Э., Сергеева Н.А., Ратнер А.А., Ковалева Л.А., Зиннатуллин Р.Р., Халитов И.Ф., Ленченкова Л.Е., Телин А.Г. (2022). Композиция поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи истощенных залежей девонских песчаников Волго-Уральского региона. Нефтепромысловое дело, 7(643), с. 32–38. https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-7(643)-32-38

87. Сафаров Ф.Э., Телин А.Г., Фахреева А.В., Баянов Р.Р., Сергеева Н.А., Овчинников К.А., Подлеснова Е.В., Клейменов А.В. (2024). Применение жертвенных реагентов для увеличения эффективности композиций ПАВ в технологиях повышения нефтеотдачи в условиях высокотемпературных коллекторов неокомских отложений пластов группы БС Западной Сибири. Нефть. Газ. Новации, 1, с. 37–45.

88. Семихина Л.П., Карелин Е.А., Пашнина А.М., Пимнева Л.А., Андреев О.В., Семихин Д.В. (2020). Анализ пригодности реагентов для ASP-технологии повышения нефтеотдачи пластов по размерам и типу их мицелл. SOCAR Proceedings, 2, с. 91–104.

89. Семихина Л.П., Штыков С.В., Карелин Е.А. (2015a). Исследование пригодности реагентов для химических методов заводнения по их способности отмывать пленки нефти. Нефтегазовое дело, 5.

90. Семихина Л.П., Штыков С.В., Карелин Е.А. (2015b). Отбор реагентов для ASP-технологии повышения нефтеотдачи пластов. Нефтегазовое дело, 4.

91. Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С., Третьяков Н.Ю., Паничева Л.Н., Волкова С.С., Турнаева Е.А. (2020a). Комплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной Сибири. Известия Вузов. Нефть и газ, 6, с. 107–118. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-107-118

92. Сидоровская Е.А., Турнаева Е.А., Третьяков Н.Ю., Паничева Л.П., Громан А.А., Мулявин С.Ф. (2020b). Геологические и геохимические характеристики месторождения как основа подбора компонентов ПАВ-полимерного заводнения. Нефть. Газ. Новации, 2(230), с. 29–35.

93. Силин М.А., Магадов В.Р., Подзорова М.С., Магадова Л.А. (2021). Патент № 2782550 РФ. Композиция ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов, Бюл. №31.

94. Силин М.А., Магадова Л.А., Толстых Л.И. Давлетшина Л.Ф. (2015). Химические реагенты и технологии для повышения нефтеотдачи пластов. М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губина, 145 с.

95. Силин М.А., Магадова Л.А., Толстых Л.И., Давлетшина Л.Ф. и др. (2016). Промысловая химия. М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 352 с.

96. Собанова О.Б., Федорова И.Л. (2011). Технологии применения углеводородных композиций ПАВ (реагент СНПХ-9633) для обработки призабойной зоны скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Георесурсы, 3(39).

97. Сургучев М.Л. (1985). Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 308 с.

98. Ткачева Т.А., Мезенцева В.Н., Чигринова П.А. (2018). Синтез и изучение поверхностной активной соли сульфатированного амида на основе олеиновой кислоты и моноэтаноламина. Известия вузов. Прикладная химия и биотехнология, 8(3), с. 12–17.

99. Тома А. (2020). Основы технологии полимерного заводнения. СПб: ЦОП «Профессия», 240 с.

100. Третьяков Н.Ю., Адаховский Д.С., Нестерова Н.В., Кикирева Е.В. (2021a). Повышение нефтеотдачи. Изучение адсорбции ПАВ-полимерных коктейлей. Деловой журнал, 8(116), с. 56–63.

101. Третьяков Н.Ю., Паничева Л.П., Турнаева Е.А., Волкова С.С., Адаховский Д.С., Матвеев М.Р., Кольцов И.Н., Громан А.А. (2021b). Синтез и изучение свойств алкилфосфатов как поверхностно-активных компонентов щелочно-ПАВ-полимерного состава для повышения нефтеотдачи пласта. Известия вузов. Прикладная химия и биотехнология, 11(1), pp. 147–158. https://doi.org/10.21285/2227-2925-2021-11-1-147-158

102. Турнаева Е.А., Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С., Кикирева Е.В., Третьяков Н.Ю., Кольцов И.Н., Волкова С.С., Громан А.А. (2021). Характеристики эмульсий и их значение при прогнозе эффективности нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 3, с. 91–107.

103. Фан В.А. (2017). Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям нижнего миоцена месторождения Белый Тигр. Дис. канд. тех. наук. Москва.

104. Федоров А.Э., Черкасов Е.И. (2016). Производство альфа-олефинов для синтеза линейных алкилбензолов. Вестник технологического университета, 19(7), с. 60–65.

105. Фомин В.Н., Котов C.B., Зерзева И.М., Тимофеева Г.В., Тарасов А.В., Терехин А.А., Котова Н.С., Моисеев И.К. (2010). Алкилирование фенола олигомерами этилена. Нефтепереработка и нефтехимия, 9, с. 14–17.

106. Фомин В.Н., Котов C.B., Зерзева И.М., Тимофеева Г.В., Тарасов А.В., Терехин А.А., Котова Н.С., Моисеев И.К. (2011). Оптимизация алкилфенолов - полупродуктов при производстве присадок на макропористом сульфокатионите «Amberlyst 36 Dry». Катализ в промышленности, 1, с. 25–29.

107. Хазипов Р.Х., Ганиев Р.Р., Игнатьева В.Е., Герштанский О.С., Кисляков Ю.П., Живайкин Б.Ф. (1990). Применение НПАВ с добавкой понизителя адсорбции и биодеструкции для повышения нефтеизвлечения. Нефтяное хозяйство, 12, с. 46–49.

108. Хисамов Р.С. (2003). Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ВНИИОЭНГ, 564 с.

109. Хисамов Р.С., Файзуллин И.Н., Фархутдинов Г.Н., Собанова О.Б., Хисаметдинов М.Р., Рахматулина М.Н., Федорова И.Л., Ганеева З.М., Краснов Д.В. (2013). Патент № 2487234 РФ. Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов. Б.Р., №19.

110. Холмберг К., Йёнссон Б., Кронберг Б., Линдман Б. (2007). Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах. М: Бином. Лаборатория знаний, 526 с.

111. Шарипова Н.Д., Севастьянов А.А. (2016). Анализ зарубежного и российского опыта по применению ASP-технологии. Sci-Article.Ru, 33, с. 119–124.

112. Шахно О.В. (2017). Металлополимерные комплексы Cr(III) в полиэлектролитных гидрогелях на основе функционализированного полиакриламида. Дис. канд. хим. наук. Минск, 157 с.

113. Шварц Е.М. (1990). Взаимодействие борной кислоты со спиртами и оксикислотами. Рига: Зинатне, 410 c.

114. Шварц Е.М., Игнаш Р.Т., Белоусова Р.Г. (2005). Взаимодействие полиолов с борной кислотой и моноборатом натрия. Журнал общей химии, 75(11), с. 1768–1774.

115. Штыков С.В. (2021). Кинетический и энергетический параметры взаимодействия водных растворов ПАВ нефтяными плёнками на поверхности твёрдого тела. Дис. канд. тех. наук. Челябинск, 133 с.

116. Шуйкин Н.И., Викторова Е.А. (1960). Каталитический синтез алкилфенолов. Успехи химии, 29(10).с. 1229–1259.

117. Якупов И.Р., Юрченко В.В., Ахметов А.В., Имашева М.У., Ахметов А.Ф. (2014). Оценка дистиллятов легкого газойля каталитического крекинга как сырья установки гидроочистки дизельных фракций. Нефтегазовое дело, 5, с. 209–222.

118. Agi A., Junin R. & Gbadamosi A. (2018). Mechanism governing nanoparticle flow behaviour in porous media: insight for enhanced oil recovery applications. International Nano Letters, 8, pp. 49–77. https://doi.org/10.1007/s40089-018-0237-3

119. Al-Murayri M., Fadli E.H., Al-Shati F.M., Qubian A., Li Z., Trine E.,

120. Alizadeh A.H., Delshad M., (2018). A feasibility study of hybrid thermal and chemical EOR methods in a low permeability carbonate heavy oil reservoir with strong aquifer drive. Proceedings of SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition. Kuwait City, Kuwait. Paper Number: SPE10.2118/193796-MS. https://doi.org/10.2118/193796-MS

121. Al-Murayri M.T., Kamal D.S., Al-Qattan A., Wino-to W., Britton Z. Li C., Delshad M. (2021). A practical and economically feasible surfactant EOR strategy: Impact of injection water ions on surfactant utilization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 201, 108479. https://doi.org/10.2118/198002-MS

122. Albert H. E. (1954). Some new amino alkylphenols. J. Am. Chem. Soc., 76, pp. 4985−4988. https://doi.org/10.1021/ja01648a069

123. Aleid G.M., Alshammari A.S., Tripathy D.B., Gupta A., Ahmad S. (2023). Polymeric Surfactants: Recent Advancement in Their Synthesis, Properties, and Industrial Applications. Macromolecular Chemistry and Physics, 224, 2300107. https://doi.org/10.1002/macp.202300107

124. Alhassawi H., Romero-Zerón L. (2015a). New Surfactant Delivery System for Controlling Surfactant Adsorption onto Solid Surfaces. Part I: Static Adsorption Tests. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 93, pp. 1188–1193. https://doi.org/10.1002/cjce.22217

125. Alhassawi H., Romero-Zerón L. (2015b). Novel surfactant delivery system for controlling surfactant adsorption onto solid surfaces. Part II: Dynamic adsorption tests. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 93, pp.1371–1379. https://doi.org/10.1002/cjce.22217

126. Alhassawi H., Romero-Zerón L. (2015c). Novel Surfactant Delivery System for Controlling Surfactant Adsorption onto Solid Surfaces. Part III: Oil Displacement Tests. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 93, pp. 1539–1546. https://doi.org/10.1002/cjce.22239

127. Ali M., Sahito M.F., Jha N.K., Memon S., Keshavarz A., Iglauer S., et al. (2020). Effect of nanofluid on CO2-wettability reversal of sandstone formation; implications for CO2 geo-storage. Journal of Colloid and Interface Science, 559(304), pp. 304–312. https://doi.org/10.1016/j.jcis.2019.10.028

128. Almahfood M., Bai B. (2018). The synergistic effects of nanoparticlesurfactant nanofluids in EOR applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 171, pp. 196–210. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.07.030

129. Alshaikh M., Huff G., Hascakir B. (2018). An Innovative Dielectric Constant Measurement Method to Determine the Ideal Surfactant Candidate to Enhance Heavy Oil Recovery. Proceedings of SPE Canada Heavy Oil Technical Conference. Calgary, Canada. Paper Number: SPE-189752-MS. https://doi.org/10.2118/189752-MS

130. Altunina L.K., Kuvshinov V.A. (2008). Improved oil recovery of highviscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments. Oil Gas Science Technology, 63(1), pp. 37–48. https://doi.org/10.2516/ogst:2007075

131. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V., Chertenkov M.V., Ursegov S.O. (2015). Pilot tests of new EOR technologiesfor heavy oil reservoirs. Proceedings of SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia. Paper Number: SPE-176703-MS. https://doi.org/10.2118/176703-MS

132. Altunina L., Kuvshinov V., Kuvshinov I. (2013). Promising physicalchemical IOR technologies for Arctic oilfields. Proceedings of SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia. Paper Number: SPE-166872-MS. https://doi.org/10.2118/166872-MS

133. Altunina L., Kuvshinov V., Kuvshinov I., Stasyeva L. (2019). Enhanced oil recovery from high-viscosity oil deposits by chemically evolving systems. Proceedings of 20th European Symposium on Improved Oil Recovery, pp. 1–11. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900175

134. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Stasieva L.A., Kuvshinov I.V. (2020). Enhanced oil recovery for deposits of high viscosity oils using multifunctional systems based on surfactants. J. Phys. Conf. Ser., 1611, 012033. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1611/1/012033

135. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V., Stasyeva L.A., Kozlov V.V. (2022). Multifunctional chemical oil-displacing composition: from laboratory to field. AIP Conference Proceedings, 2509(1), 020014. https://doi.org/10.1063/5.0084768

136. AlZaabi A., Arif M., Ali M., Adila A., Abbas Y., Kumar R.S., Keshavarz A., Iglauer S. (2023). Impact of carbonate mineral heterogeneity on wettability alteration potential of surfactants. Fuel, 342, 127819. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.127819

137. Amirianshoja T., Junin R., Kamal Idris A., Rahmani O. (2013). A comparative study of surfactant adsorption by clay minerals. Journal of Petroleum Science and Engineering, 101, pp. 21–27. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2012.10.002

138. Amirmoshiri M., Zhang L., Puerto M.C., Tewari R.D., Bahrim R.Zh.B.K., Farajzadeh R., Hirasaki G.J., Biswal S.L. (2020). Role of wettability on the adsorption of an anionic surfactant on sandstone cores. Langmuir, 36, pp. 10725010738. https://doi.org/10-1021/acs.langmuir.0c01521

139. Atkinson H. (1927). Patent 1,651,311 U.S. Recovery of petroleum from oil bearing sands. United States Patent Office.

140. Aske N. (2002). Characterization of Crude Oil Components, Asphaltene Aggregation and Emulsion Stability by Means of near Infrared Spectroscopy and Multivariate Analysis. Ph.D. Thesis.– Norwegian University of Science and Technology, Trondheim.

141. Barnes J.R., Dirkzwager H., Smit J.R., et al. (2010). Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 1: Structure— Performance Relationships for Selection at Different Reservoir Conditions. Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, USA. https://doi.org/10.2118/129766-MS

142. Beckstrom R.C., van Tuyl F.M. (1927). The effect of flooding oil sands with alkaline solutions. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 11(3), pp. 223–235. https://doi.org/10.1306/3D932778-16B1-11D7-8645000102C1865D

143. Bourrel M., Schechter R.S. (1988). Microemulsions and Related Systems: Formulation, Solvency, and Physical Properties. New York: Surfactant Science Series, 504 p.

144. Bourrel M., Verzaro F., Chambu C. (1984). Effect of Oil Type on Solubilization by Amphiphiles. Society Of Petroleum Engineers J., 12674. https://doi.org/10.2118/12674-PA

145. Braconnier B., Preux Ch., Douarche F., Bourbiaux B. (2019). MUSCL scheme for Single Well Chemical Tracer Test simulation, design and interpretation. Oil & Gas Science and Technology, 74, 10. https://doi.org/10.2516/ogst/2018090

146. Broome J.H., Bohannon J.М., Stewart W.C. (1986). The 1984 National Petroleum Council Study on EOR: An Overview. Journal of Petroleum Technology, 9(38), pp. 869–874. https://doi.org/10.2118/13239-PA

147. Bu P.X., AlSofi A.M., Liu J. et al. (2015). Simulation of single well tracer tests for surfactant–polymer flooding. Journal of Petroleum Exploration and Production, 5, pp. 339–351. https://doi.org/10.1007/s13202-014-0143-9

148. Budhathoki M., Barnee S.H.R., Shiau B.-J., Harwell J.H. (2016). Improved oil recovery by reducing surfactant adsorption with polyelectrolyte in high saline brine. Physicochemical and Engineering Society of Petroleum Engineers J., 498, pp. 66–73. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2016.03.012

149. Buckley J.S., Liu Y., Xie X., Morrow N.R. (1997). Asphaltenes and Crude Oil Wetting – The Effect of Oil Composition. Society of Petroleum Engineers J., 2(2), pp. 107–119. https://doi.org/10.2118/35366-PA

150. Buijse M.A., Prelicz R.M., Barnes J.R., Cosmo C. (2010). Application of internal olefin sulfonates and other surfactants to EOR. Part 2. Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, USA. Paper Number: SPE-129769-MS. https://doi.org/10.2118/129769-MS

151. Cao J., Chen Y., Wang X., Zhang J., Li Y., Wang S., Wang, X., Liu C. (2022). Janus sulfonated graphene oxide nanosheets with excellent interfacial properties for enhanced oil recovery. Chemical Engineering Journal, 443, 136391. https://doi.org/10.1016/j.cej.2022.136391

152. Caplan S.P.C., Silva T.B.G., Franscisco A.D.S., Lachter E.R. Nascimento R.S.V. (2019). Sulfonated Polystyrene Nanoparticles as Oleic Acid Diethanolamide Surfactant Nanocarriers for Enhanced Oil Recovery Processes. Polymers, 11(9), 1513. https://doi.org/10.3390/polym11091513

153. Chang H.L., Zhang Z.Q., Wang Q.M., Xu Z.S., et. al. (2006). Advances in Polymer Flooding and Alkaline/Surfactant/Polymer Processes as Developed and Applied in the Peoples Republic of China. Society of Petroleum Engineers J., 58(2), pp. 84–89. https://doi.org/10.2118/89175-JPT

154. Chen W., Schechter D.S. (2021). Surfactant selection for enhanced oil recovery based on surfactant molecular structure in unconventional liquid reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107702. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107702

155. Cheng J.C., Wu J.Z., Hu J.Q. (2014). Key theories and technologies for enhanced oil recovery of alkaline/surfactant/polymer flooding. Shiyou Xuebao/Acta Petrolei Sinica, 35(2), pp. 310–318. https://doi.org/10.7623/syxb201402011

156. Cheraghian G., Hendraningrat L. (2016). A review on applications of nanotechnology in the enhanced oil recovery part a: Effects of nanoparticles on interfacial tension. International Nano Letters, 6, pp. 129–138. https://doi.org/10.1007/s40089-015-0173-4

157. Christian A., Paternina A., Londoño K., Rondon M., Mercado R., Botett J. (2020). Influence of salinity and hardness on the static adsorption of an extended surfactant for an oil recovery purpose. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107592. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107592

158. Cockin A.P., Malcolm L.T., McGuire P.L. (1998). Design, implementation and simulation analysis of a single-well chemical tracer test to measure the residual oil saturation to a hydrocarbon miscible gas at Prudhoe Bay. Proceedings of SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana. https://doi.org/10.2118/48951-MS

159. Curbelo F.D.S., Garnica A.I.C., Leit D.F.Q., Carvalho A.B., Silva R.R., Paiva E.M. (2020). Study of enhanced oil recovery and adsorption using Glycerol in surfactant solution. Energies, 13(12), 3135. https://doi.org/10.3390/en13123135

160. Daoshan L., Shouliang L., Yi L., Demin W. (2004). The effect of biosurfactant on the interfacial tension and adsorption loss of surfactant in ASP flooding. Physicochemical and Engineering Society of Petroleum Engineers J., 244(1–3), pp. 53–60. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2004.06.017

161. Davies J.T. (1957). A quantitative kinetic theory of emulsion type, I. Physical chemistry of the emulsifying agent. Gas/Liquid and Liquid/Liquid Interface. Proceedings of the International Congress of Surface Activity, pp. 426–438.

162. Deans H.A. (1978). Using Chemical Tracers to Measure Fractional Flow and Saturation. Proceedings of SPE Symposium on Improved Methods of Oil Recovery, Tulsa, 7076. https://doi.org/10.2118/7076-MS

163. Deans H.A., Mut A.D. (1997). Chemical Tracer Studies To Determine water Saturation at Prudhoe Bay. Society Of Petroleum Engineers J., 12(1), pp. 52–57. https://doi.org/10.2118/28591-PA

164. Deans H.A., Parks Y.J., Tezduyar T.E. (1991). Thermal Effects on Single Well Chemical Tracer Test for Measuring Residual Oil Saturation. SPE Formation Evaluation, 6(3), pp. 401–408. https://doi.org/10.2118/19683-PA

165. Deng S., Bai R., Chen J.P., Yu G., Jiang Z., Zhou F. (2002). Effects of alkaline/surfactant/polymer on stability of oil droplets in produced water from ASP flooding. Society of Petroleum Engineers J., 211, pp. 275–284. https://doi.org/10.1016/S0927-7757(02)00281-9

166. Dijk H., Buijse M.A., Nieuwerf D.J., Weatherill A. (2011). Salym chemical EOR project, integration leads the way to success. Proceedings of SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. Moscow, Russia. Paper Number: SPE-136328-MS. https://doi.org/10.2118/136328-MS

167. Dwarakanath V., Chaturvedi T., Jackson A., Malik T., Siregar A., и Zhao P. (2008). Using Co-Solvents to Provide Gradients and Improve Oil Recovery During Chemical Flooding in a Light Oil Reservoir. Proceedings of SPE Symposium on Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, USA. https://doi.org/10.2118/113965-MS

168. Eltoum H., Yang Y.-L., Hou J.-R. (2021). The effect of nanoparticles on reservoir wettability alteration: a critical review. Petroleum Science, 18, pp. 136–153. https://doi.org/10.1007/s12182-020-00496-0

169. Enhanced oil recovery (EOR) methods in Russia: time is of the essence. (2013). EYGM Limited. https://www.pdhexpress.com/wp-content/themes/pdhexpress/pdf-courses/enhanced-oil-recovery-methods-in-russia.pdf

170. Flaaten A.K., Nguyen Q.P., Pope G.A., Zhang J.A. (2009). Systematic laboratory Approach to Low-Cost, High-Performance Chemical Flooding. Society Of Petroleum Engineers J., 12(5), pp. 713–723. doi: 10.2118/113469-PA

171. Fortenberry R., Delshad M., Suniga P., Veedu K.F., Wang P., Al-Kaaoud H., Singh B.B., Ba-roon B., Tiwari S., Pope G.A. (2016). Optimized interwell ASP pilot design for Kuwait’s sabri-yah-mauddud. Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Conference. Tulsa, USA. Paper Number: SPE-179703-MS. https://doi.org/10.2118/179703-MS

172. Foster W.R. (1973). A Low Tension Waterflooding Process. Journal of Petroleum Technology, 25(2), pp. 205–210. https://doi.org/10.2118/3803-PA

173. de Freitas F.A. Keils D. Lachter E.R., Maia C.E., Pais da Silva M.I., Veiga Nascimento R.S. (2019). Synthesis and evaluation of the potential of nonionic surfactants/mesoporous silica systems as nanocarriers for surfactant controlled release in enhanced oil recovery. Fuel, 241, pp. 1184–1194. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.12.059

174. Gogarty W.B. (1977). Oil recovery with surfactants: History and a current appraisal. Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding. New York: Academic Press, pp. 27–54. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-641750-0.50006-2

175. Griffin W.C. (1949). Classification of Surface-Active Agents by ‘HLB. Journal of the Society of Cosmetic Chemists, 1, 311 p.

176. Guo J., Li, Y., Kong, D., Ma, R., Li, B., Wang, F. (2018). Lessons learned from alkali/ surfactant/polymer-flooding fields in China. Society of Petroleum Engineers J., 22(1), pp. 78–99. https://doi.org/10.2118/186036-PA

177. Haggerty R., Schroth M.H. (1998). Simplified method of ‘‘push-pull’’ test data analysis for determining in situ reaction rate coefficient. Groundwater, 36(2), pp. 314–324. https://doi.org/10.1111/j.1745-6584.1998.tb01097.x

178. Hajiabadi SH, Aghaei H, Kalateh-Aghamohammadi M, Sanati A, Kazemi-Beydokhti A, Esmaeilzadeh F. (2019). A comprehensive empirical, analytical and tomographic investigation on rheology and formation damage behavior of a novel nano-modified invert emulsion drilling fluid. Journal of Petroleum Science and Engineering, 181, 106257. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106257

179. Healey R.N., Reed R.L. (1974). Physicochemical of Microemulsion Flooding. Society Of Petroleum Engineers J., 14(5), pp. 491–501. https://doi.org/10.2118/4583-PA

180. Healy R.N., Reed, R.L., Stenmark D.K. (1976). Multiphase Microemulsion Systems. Society Of Petroleum Engineers J., 16(3), pp. 147–160. https://doi.org/10.2118/5565-PA

181. Hendraningrat L., Li S., Torsæter O. (2013). A coreflood investigation of nanofluid enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 111, pp. 128–138. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2013.07.003

182. Hirasaki G.J. (2011). Recent Advances in Surfactant EOR. Society of Petroleum Engineers J., 16(4), pp. 889–907. https://doi.org/10.2118/115386-PA

183. Hirasaki G.J., Miller C.A., Puerto M. (2011). Recent Advances in Surfactant EOR. Society of Petroleum Engineers J., pp. 889–907. https://doi.org/10.2118/115386-PA

184. Hirasaki G., Zhang D.L. (2004). Surface Chemistry of Oil Recovery From Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formation. Society of Petroleum Engineers J., 9(2), pp. 151–162. https://doi.org/10.2118/88365-PA

185. Holm L.W. (1977). Soluble oils for improved oil recovery. Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding. New York: Academic Press, pp. 453–485. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-641750-0.50019-0

186. Homse A., Gibot В., Canselier J. (1978). J. Appl. Chem. and Biotechnol., 28, 405.

187. Hongwei Yu, Chen T., Gao M., Liu J., Jijun L. (2011). Estimates Of Surfactant Concentration Used For EOR In Daqing Oilfield Low Permeability Oil Reservoir. Proceeding of SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Kuala Lumpur, Malaysia. https://doi.org/10.2118/144040-MS

188. Huh, C. (1979). Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine. Journal of Colloid and Interface Science, 71(2), pp. 408–426. https://doi.org/10.1016/0021-9797(79)90249-2

189. Islam M.R. (2020). Economically and Environmentally Sustainable Enhanced Oil Recovery. 816 p. https://doi.org/10.1002/9781119479239

190. Jennings H.Y. Jr. (1975). A Study of Caustic Solution-Crude Oil Interfacial Tensions. Society of Petroleum Engineers J., 15(3), pp. 197–202. https://doi.org/10.2118/5049-PA

191. Kalam S., Abu-Khamsin S.A., Kamal M.S., Patil S. (2021). A review on surfactant retention on rocks: mechanisms, measurements, and influencing factors. Fuel, 293, 120459. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.120459

192. Kelly C.B. Maia, Agatha Densy dos Santos Francisco, Mateus Perissé Moreira, Regina S. V. Nascimento, and Daniel Grasseschi (2024). Advancements in Surfactant Carriers for Enhanced Oil Recovery: Mechanisms, Challenges, and Opportunities. ACS Omega, 9(35), pp. 36874-36903. https://doi.org/10.1021/acsomega.4c04058ACS

193. Koltsov I., Groman A., Milchakov S., Tretyakov N., et al. (2019). Evaluating reservoir fluids geochemistry for planning of surfactant-polymer flooding. Conference Proceedings, IOR, pp. 1–17. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900091

194. Konovalov V., Kirillov A., Shiryaev A., Sklyuev P. (2016). Synthesis, surface activity, and composition of dimeric petroleum sulfonates from low quality hydrocarbon feedstock. Petroleum Science and Technology, 34(22), pp. 1861–1865. https://doi.org/10.1080/10916466.2016.1230756

195. Kosswig K. (2000). Surfactants. Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry, 506 p. https://doi.org/10.1002/14356007.a25_747

196. Lake L.W. (1996). Enhanced Oil Recovery. New York: Prentice Hall, 550 p.

197. Le N.Y., Pham D.K., Le K.H., Nguyen P.T. (2011). Design and screening of synergistic blends of SiO2 nanoparticles and surfactants for enhanced oil recovery in high-temperature reservoirs. Advances in Natural Sciences: Nanoscience and Nanotechnology, 2, 035013. https://doi.org/10.1088/2043-6262/2/3/035013

198. Lemahieu G., Ontiveros J.F., Souza N.T.T., Molinier V., Aubry J-M. (2021). Fast and accurate selection of surfactants for enhanced oil recovery by dynamic Salinity-Phase-Inversion (SPI). Fuel, 289, pp. 1–11. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119928

199. Li D, Shi M, Wang D, et al. (2009). Chromatographic separation of chemicals in alkaline surfactant polymer flooding in reservoir rocks in the Daqing oil field. Proceeding of SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. The Woodlands, Texas. Paper Number: SPE-121598-MS. https://doi.org/10.2118/121598-MS

200. Liu S., Feng Li R., Miller C.A., & Hirasaki G.J. (2010). Alkaline/Surfactant/ Polymer Processes: Wide Range of Conditions for Good Recovery. Society of Petroleum Engineers J., 15(2), pp. 282–293. https://doi.org/10.2118/113936-PA

201. Liu Y., Liang F., Wang Q., Qu X., Yang Z. (2015). Flexible responsive Janus nanosheets. Chemical Communications, 51, pp. 3562–3565. https://doi.org/10.1039/C4CC08420A

202. Liu J., Wang H. et. al. (2011). Preparation of Surfactant for Oil Displacing Refined from Furfural Extract Oil. Journal of Petroleum Science and Technology, 29, pp. 1317–1323. https://doi.org/10.1080/10916460903502464

203. Liu Z., Zhao G., Brewer M., Lv Q., Sudhölter E.J. (2021). Comprehensive review on surfactant adsorption on mineral surfaces in chemical enhanced oil recovery. Advance Colloid Interface Science, 294, 102467. https://doi.org/10.1016/j.cis.2021.102467

204. Lobanova, Svetlana Yur’evna, Yelubaev, Berdibek Ulanovich, Talamanov, Nikolay Evgen’evich, Sun, Zhijian , Wang, Chunxi , Zhao, Bo, Ismagilov, Tagir Akhmetsultanovich, and Aleksey Geroldovich Telin (2020). Cyclical Gel-Polymer Flooding Technology is an Effective Method of Enhanced Oil Recovery in High-Viscosity Oil Fields. Society of Petroleum Engineers J., 201824. https://doi.org/10.2118/201824-MS

205. Lv W., Bazin B., Ma D.; Liu Q., Han D., Wu K. (2011). Static and dynamic adsorption of anionic and amphoteric surfactants with and without the presence of alkali. Journal of Petroleum Science and Engineering, 77, pp. 209–218. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2011.03.006

206. Lyklema J. (1995). Fundamentals of Interface and Colloid Science. Volume II: Solid-Liquid Interfaces. California: Academic Press, 776 p. https://doi.org/10.1016/S1874-5679(06)80002-4

207. Maitra J., Shukla V.Sh. (2014). Cross-linking in Hydrogels. American Journal of Polymer Science, 4(2). pp. 25–31.

208. Máté Hartyányi, Roland Nagy, Rebeka Bejczi, László Bartha, Sándor Puskás (2025). The impact of salt Concentration on the screening of surfactant packages for EOR applications. Energy Science and Engineering, 13, pp. 3296–3306. https://doi.org/10.1002/ese3.70103

209. Massarweh O., Abushaikha A.S. (2020). The use of surfactants in enhanced oil recovery: A review of recent advances. Energy Reports, 6, pp. 3150–3178. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.11.009

210. Melrose J.C., Brandner C.F. (1974). Role of Capillary Forces In Detennining Microscopic Displacement Efficiency For Oil Recovery By Waterflooding. Journal of Canadian Petroleum Technology, 13(4). pp. 54–62. https://doi.org/10.2118/74-04-05

211. Mout R., Moyano D.F., Rana S. and Rotello V.M. (2012). Surface functionalization of nanoparticles for nanomedicine. Chemical Society Reviews, 41(7), pp. 2539–2544. https://doi.org/10.1039/C2CS15294K

212. Negin C.S., Ali Xie Q. (2017). Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery. Petroleum, 3(2), pp. 197–211. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2016.11.007

213. Nelson R.C., Pope G.A. (1978). Phase Relationships in Chemical Flooding. Society Of Petroleum Engineers J., 18(5), pp. 325–338. https://doi.org/10.2118/6773-PA

214. Nourafkan E., Hu Z., Wen D. (2018). Nanoparticle-enabled delivery of surfactants in porous media. Journal of Colloid and Interface Science, 519, pp. 44–57. https://doi.org/10.1016/j.jcis.2018.02.032

215. Nutting P.G. (1925). Chemical Problems in the Water Driving of Petroleum from Oil Sands. Ind. Eng. Chem., 17(10), pp. 1035–1036. https://doi.org/10.1021/ie50190a014

216. Nwidee L.N., Lebedev M., Barifcani A., Sarmadivaleh M., Iglauer S. (2017). Wettability alteration of oilwet limestone using surfactant-nanoparticle formulation. Journal of Colloid and Interface Science, 504, pp. 334–345. https://doi.org/10.1016/j.jcis.2017.04.078

217. Pal S., Mushtaq M., Banat F. et al. (2018). Review of surfactant-assisted chemical enhanced oil recovery for carbonate reservoirs: challenges and future per actives. Petroleum Science, 15, pp. 77–102. https://doi.org/10.1007/s12182-017-0198-6

218. Paria S., Khilar K.C. (2004). A review on experimental studies of surfactant adsorption at the hydrophilic solid-water interface. Advance Colloid Interface Science, 110, pp. 75–95. https://doi.org/10.1016/j.cis.2004.03.001

219. Pennell K.D., Pope G.A., Abriola L.M. (1996). Influence of Viscous and Buoyancy Forces on the Mobilization of Residual Tetrachloroethylene during Surfactant Flushing. Environmental Science & Technology, 30(4). pp. 1328–1335. https://doi.org/10.1021/es9505311

220. Pereira M.L.D.O., Maia K.C.B., Silva W.C., Leite A.C., Francisco A.D.d.S., Vasconcelos T.L., Nascimento R.S.V., Grasseschi D. (2020). Fe3O4 Nanoparticles as Surfactant Carriers for Enhanced. Oil Recovery and Scale Prevention. ACS Applied Nano Materials, 3, pp. 5762–5772. https://doi.org/10.1021/acsanm.0c00939

221. Radnia H., Rashidi A., Solaimany Nazar, A.R., Eskandari M.M., Jalilian M. (2018). A novel nanofluid based on sulfonated graphene for enhanced oil recovery. Journal of Molecular Liquids, 271, pp. 795–806. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2018.09.070

222. Reed R.L., Healy R.N. (1977). Some physico-chemical of microemulsion flooding: a review. Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding. New York: Academic Press, pp. 383–437. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-641750-0.50017-7

223. Rohilla N., Ravikiran R., Carlisle C. (2016). Design of a Robust ASP formulation for clay rich and moderate permeability sandstone reservoirs: from laboratory to single well chemical tracer test in the field. Proceeding of SPE Improved Oil Recovery Conference. Tulsa, USA. Paper Number: SPE-179678-MS. https://doi.org/10.2118/179678-MS

224. Rosestolato J.C., Pérez-Gramatges A., Lachter E.R., Nascimento R.S. (2019). Lipid nanostructures as surfactant carriers for enhanced oil recovery. Fuel, 239, pp. 403–412. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.11.027

225. Sahni V., Dean R.M., Britton C., Weerasooriya U., Pope G.A. (2010). The Role of Co-Solvents and Co-Surfactants in Making Chemical Floods Robust. Proceedings of SPE Symposium on Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, USA. https://doi.org/10.2118/130007-MS

226. Salter S.J. (1977). The Influence of Type and Amount of Alcohol on Surfactant-Oil-Brine Phase Behavior and Properties. Proceedings of SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado Paper Number: SPE-6843-MS. https://doi.org/10.2118/6843-MS

227. Scriven L.E. (1976). Equilibrium bicontinuous structure. Nature, 263, pp. 123–125. https://doi.org/10.1038/263123a0

228. Seright R., Brattekas B. (2021). Water shutoff and conformance improvement: an introduction. Petroleum Science, 18, pp. 450–478. https://doi.org/10.1007/s12182-021-00546-1

229. Shamsi Jazeyi H., Verduzco R., Hirasaki G.J. (2014). Reducing adsorption of anionic surfactants for enhanced oil recovery: Part II. Society of Petroleum Engineers J., 453, pp. 168–175. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2014.02.021

230. Sharma A., Azizi-Yarand A., Clayton B., Baker G., McKinney P., Britton C., Delshad M., Pope G.A. (2013). The design and execution of an alkalinesurfactant-polymer pilot test. SPE Res Eval & Eng., 16(4), pp. 423–431. https://doi.org/10.2118/154318-PA

231. Sheely C.Q., Baldwin D.E. (1982). Single-well tracer tests for evaluating chemical enhanced oil recovery processes. Journal of Petroleum Technology, 34 (08), pp. 1887–1896. https://doi.org/10.2118/8838-PA

232. Sheng J.J. (2014). A Comprehensive Review of Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Flooding. Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering, 9(4), pp. 471–489. https://doi.org/10.1002/apj.1824

233. Sheng J.J. (2015a). Status of surfactant EOR technology. Petroleum, 1(2), pp. 97–105. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.07.003

234. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. (2015b). Status of polymer-flooding technology. Journal of Canadian Petroleum Technology, 54(2), pp. 116–126. https://doi.org/10.2118/174541-PA

235. Sircar A., Rayavarapu K., Bist N., Yadav K., Singh S. (2022). Applications of nanoparticles in enhanced oil recovery. Petroleum Research, 7, pp. 77–90. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2021.08.004

236. Smith E.L., Abbott A.P., Ryder K.S. (2014). Deep eutectic solvents (DESs) and their applications. Chemical Reviews, 114(21), pp. 11060–11082. https://doi.org/10.1021/cr300162p

237. Southwick J., Brewer M., van Batenburg D., Peiterse S., Bouwmeester R., Mahruqi D., Alkindi A., Mjeni R. (2020). Ethanolamine as alkali for alkali surfactant polymer flooding - development of a low-complexity field implementation concept. Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Conference. Paper Number: SPE-200432-MS. https://doi.org/10.2118/200432-MS

238. Southwick J.G., van den Pol E., van Rijn C.H.T., van Batenburg D.W., Boersma D., Svec Y., Mastan A.A., Shahin G., Raney K. (2015). Ammonia as alkali for alkaline/surfactant/polymer floods. Society of Petroleum Engineers J., 21(1), pp. 10–21. https://doi.org/10.2118/169057-PA

239. Sriram S, Kumar A. (2019). Separation of oil-water via porous PMMA/SiO2 nanoparticles superhydrophobic surface. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 563, pp. 271–279. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2018.12.017

240. Stegemeier G.L. (1977). Mechanisms of entrapment and mobilization of oil in porous media. Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding. New York: Academic Press, pp. 55–91.

241. Sun C., Guo H., Li Y., Song K. (2020). Recent Advances of Surfactant-Polymer (SP) Flooding Enhanced Oil Recovery Field Tests in China. Hindawi. Geofluids, Article ID 8286706. https://doi.org/10.1155/2020/8286706

242. Suniga P.T., Fortenberry R., Delshad M. (2016). Observations of microemulsion viscosity for surfactant EOR processes. Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Conference. Tulsa, USA. https://doi.org/10.2118/179669-MS

243. Surkalo H. (1990). Enhanced Alkaline Flooding. Journal of Petroleum Technology, 42(1), pp. 6-7. https://doi.org/10.2118/19896-PA

244. Tabatabal A., Gonzalez M.V., Harwell J.H., Scamehorn J.F. (1993). Reducing Surfactant Adsorption in Carbonate Reservoirs. Society Of Petroleum Engineers J., 8(2), pp. 117–122. https://doi.org/10.2118/24105-PA

245. Taber J.J. (1969). Dynamic and Static Forces Required To Remove a Discontinuous Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water. Society Of Petroleum Engineers J., 9(1), pp. 3–12. https://doi.org/10.2118/2098-PA

246. Talley L.D. (1988). Hydrolytic Stability of Alkylethoxy Sulfates. SPE Res Eng., 3(1), pp. 235–242. https://doi.org/10.2118/14912-PA

247. Tavakkoli O., Kamyab H., Shariati, M., Mustafa Mohamed, A., Junin R. (2022). Effect of nanoparticles on the performance of polymer/ surfactant flooding for enhanced oil recovery: A review. Fuel, 312, 122867. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.122867

248. Thakkar A, Raval A, Chandra S, Shah M, Sircar A. (2019). A comprehensive review of the application of nano-silica in oil well cementing. Petroleum, 6(2), pp. 123–129. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2019.06.005

249. Thomas S. (2007). Enhanced Oil Recovery - An Overview. Oil & Gas Science and Technology, 63(1), pp. 9–19. https://doi.org/10.2516/ogst:2007060

250. Tomich J.F., Dalton Jr R.L., Deans H.A., Shallenberger L.K. (1973). Single well tracer method to measure residual oil saturation. Journal of Petroleum Technology, 25(02), pp. 211–218. https://doi.org/10.2118/3792-PA

251. Trushin, Yuri, Aleshchenko, Anton, Arsamakov, Mark, Klimenko, Alexandra, Molinier, Valérie, Jouenne, Stephane, Kornilov, Alexey, and George Sansiev (2020). EOR Technology: Surfactant-Polymer Injection to Increase Oil Recovery from Carbonate Reservoir of Kharyaga Oilfield. Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference. doi: https://doi.org/10.2118/201830-MS

252. Trushin, Yuri Mikhailovich, Aleshchenko, Anton Sergeevich, Zoshchenko, Oleg Nikolaevich, Arsamakov, Mark Suleimanovich, Tkachev, Ivan Vasilevich, Kruglov, Dmitry Sergeevich, Kornilov, Alexey Viktorovich, and Denis Radikovich Batrshin (2021). Planning of Pilot Injection of Surfactant-Polymer Composition to Improve Oil Recovery from Carbonate Reservoir of Kharyaga Oilfield and Evaluation of the Results. Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference. doi: https://doi.org/10.2118/206420-MS

253. Unsal E., Oedai S., Van Wunnik J. (2016). Microemulsion formation and its effects on in situ rheology during ASP corefloods: scouting study. Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Conference. Tulsa, USA. Paper Number: SPE-179630-MS. https://doi.org/10.2118/179630-MS

254. Uren L.C., Fahmy E.H. (1927). Factors influencing the recovery of petroleum from unconsolidated sands by waterflooding. Transaction of the AIME. Petroleum Development and Technology, 77(1), pp. 318–335. https://doi.org/10.2118/927318-G

255. van der Heyden F.H.J., Mikhaylenko E., de Reus A.J., van Batenburg D.W., Karpan V.M. и Volokitin Y. (2017). Injectivity experiences and its surveillance in the West Salym ASP pilot. European Association of Geoscientists & Engineers, pp. 1–11. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201700243

256. Venancio J.C.C., Nascimento R.S.V., Pérez-Gramatges A. (2020). Colloidal stability and dynamic adsorption behavior of nanofluids containing alkyl-modified silica nanoparticles and anionic surfactant. Journal of Molecular Liquids, 308, 113079. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2020.113079

257. Volokitin Y., Shuster M., Karpan V., Koltsov I., et. al. (2018). Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at West Salym Field. Proceedings of SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman. Paper Number: SPE-190382-MS. https://doi.org/10.2118/190382-MS

258. Wang, F.H.L. (1993). Effects of Reservoir Anaerobic, Reducing Conditions on Surfactant Retention in Chemical Flooding. SPE Res Eng 8 (2), SPE-22648-PA. doi: 10.2118/22648-PA

259. Weidong C., Xiangfei G., Weidong L., Bin D., Chunming X., Jianfeng S., Chen W., Ke J. A. (2023). Comprehensive Review on Screening, Application, and Perspectives of Surfactant-Based Chemical-Enhanced Oil Recovery Methods in Unconventional Oil Reservoirs. Energy & Fuels, 37(7), pp. 4729–4750. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.2c03612

260. Wellington S., Richardson E. (1994). Redesigned ester single-well tracer test that incorporates pН driven hydrolysis rate changes. Society Of Petroleum Engineers J., 9(4), pp. 233–239. https://doi.org/10.2118/24135-PA

261. Winsor P.A. (1954). Solvent properties of amphiphilic compounds. London: Butterworths, 362 p.

262. Wolfenden R., Yuan Y. (2011). The “Neutral” Hydrolysis of Simple Carboxylic Esters in Water and the Rate Enhancements Produced by Acetylcholinesterase and Other Carboxylic Acid Esterases. Journal of the American Chemical Society, 133(35), pp. 13821–13823. https://doi.org/10.1021/ja204116a

263. Yang F., Demin, Gang W., Xinguang W., Sui, Liu W., Chunling K. (2006). Study on High-Concentration Polymer Flooding To Further Enhance Oil Recovery. Proceedings of SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, USA. https://doi.org/10.2118/101202-MS

264. Yang P., Xia B., Li Z., Yuan Y., Huang Q., Liu W., Cheng C. (2017). Comprehensive Review of Alkaline–Surfactant–Polymer (ASP)- Enhanced Oil Recovery (EOR). Proceedings of the International Field Exploration and Development Conference, pp. 858–872 https://doi.org/10.1007/978-981-10-7560-5_79

265. Zhang L., Wang Y., Li J. (2020). Surfactants: Recent advances and their applications. Composites Communications, 22(1), 10537. https://doi.org/10.1016/j.coco.2020.100537

266. Zhang, R., Somasundaran, P. (2006). Advances in adsorption of surfactants and their mixtures at solid/solution interfaces. Adv. Colloid Interface Sci., 123–126 (Special Issue, 16 November 2006), pp. 213–229. doi: 10.1016/j.cis.2006.07.004

267. Zhang H., Bai Y., Zhao J., Shi Q., Zang Y. (2021). Designing, Synthesizing, and Analyzing a Comb-like Polymeric Surfactant, Poly(acrylic acid-co-octadecyl acrylate), in a Multidisciplinary Laboratory Experiment. Journal of Chemical Education, 98(6), pp. 2074–2082. https://doi.org/10.1021/acs.jchemed.0c01509