Асфальтосмолопарафиновые отложения и их ингибирование химическими реагентами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.13, кандидат химических наук Гребнев, Александр Николаевич

• Гребнев, Александр Николаевич
• кандидат химических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат химических наук Гребнев, Александр Николаевич

УСЛОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Высокомолекулярные соединения нефти

1.1.1 Твердые соединения (компоненты) нефти

1.1.2 Смолистоасфальтеновые вещества (CAB)

1.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО)

1.2.1 Состав АСПО

1.2.2 Факторы, определяющие процесс парафинизации

1.3 Борьба с парафиновыми отложениями

1.4 Депрессорные присадки и ингибиторы АСПО

1.4.1 Депрессорные присадки

1.4.2 Ингибиторы АСПО

1.5 Механизм действия депрессорных присадок в нефтях и нефтепродуктах

1.6 Особенности механизма действия депрессорных присадок и ингибиторов АСПО применительно к промысловым условиям добычи нефти

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Асфальтосмолопарафиновые отложения и их ингибирование химическими реагентами»

Актуальность работы. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) на внутрискважинном оборудовании серьезно осложняют добычу нефти и приводят к снижению ее объемов. Для некоторых скважин, если не применяются технологии предупреждения образования АСПО, сокращается межочистной и межремонтный периоды их работы. Интенсивное образование АСПО может приводить к полному перекрытию подземных труб и кольцевых каналов в затрубном пространстве, что вызывает необходимость проведения подземных ремонтов в целях депарафинизации скважин.

Для предупреждения образования АСПО применяются различные технологии и специальное оборудование: устьевые и глубинные дозаторы реагентов, магнитные аппараты, нагревательные кабельные линии и др. Удаление образующихся в скважинах отложений проводится с помощью скребков и с помощью промывок теплоносителями и углеводородными растворителями. Одним из наиболее эффективных способов предупреждения образования АСПО является использование химических реагентов -ингибиторов парафиновых отложений. По некоторым данным использование ингибиторов АСПО (устьевые дозаторы) приводит к увеличению межочистного периода (МОП) в 2,9 раза. [1]

Цель диссертационной работы. Работа посвящена сравнительному исследованию физико-химических свойств АСПО и их ингибированию химическими реагентами.

Основные задачи исследований:

- изучить физико-химические свойства и идентифицировать, химический состав ряда асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтей Западной Сибири;

- изучить влияние природы твердых углеводородов, содержания в них смолистоасфальтеновых веществ и параметров процесса на интенсивность парафинизации металлических поверхностей;

- изучить возможность ингибирования взятых для исследования парафиновых отложений (ПО) с помощью известных химических реагентов, оценить влияние смолистоасфальтеновых веществ на эффективность процесса ингибирования ПО;

- синтезировать азотсодержащие химические реагенты взамен известной присадки ДП-65 и на примере Аганского месторождения нефти изучить ингибирующие возможности новых реагентов;

- на основе новых азотсодержащих реагентов разработать композиции присадок, устойчивых к действию смолистоасфальтеновых веществ;

- предложить технологию обработки скважин с использованием разработанных композиций химических реагентов.

Научная новизна.

1. Показано, что АСПО из нефтей Западной Сибири характеризуются изменением их физико-химических свойств в широком диапазоне. Установлены аномалии по содержанию углеводородов, образующих комплекс с карбамидом, молярной массе, температуре плавления и плотности.

2. Показано, что чем выше температура плавления исходных твердых углеводородов и их плотность, тем интенсивнее идет процесс парафинизации. Определяющим для накопления твердых углеводородов на внутренних стенках аппаратов, помимо температуры плавления и плотности, является время эксплуатации нефтяного оборудования.

3. Показано, что наиболее высокой адгезией к металлу обладают среднеконденсированные парафино-нафтеновые углеводороды, имеющие алифатические радикалы в качестве заместителей с низкой разветвленностью и молярной массой около 522-663. Смолистоасфальтеновые вещества не являются определяющими в процессе парафинообразования.

4. Показано, что присутствующие в составе нефтей смолистоасфальтеновые вещества (CAB) дезактивируют действие ингибиторов ПО. Наличие CAB приводит к увеличению расхода присадок. Установлено, что наибольшей устойчивостью к дезактивирующему действию смолистоасфальтеновых веществ обладают азотсодержащие ингибиторы АСПО.

5. Определены основные принципы подбора компонентов композиций. Композиции составляются из депрессорных присадок и азотсодержащих ингибиторов АСПО. К первой группе присадок отнесены присадки Visco-5351, Flexoil-WM-1470 и ТюмИИ-77. Ко второй группе присадок относятся присадки ДП-65, ДП-217 и Sepaflux-3153.

Практическая значимость

1. Разработан новый азотсодержащий ингибитор АСПО ДП-217, устойчивый к действию смолистоасфальтеновых веществ. Ингибитор получен на основе отечественного сырья конденсацией стеариновой кислоты и меламина при их мольном соотношении соответственно 3,0:1,0.

•2. На основе нового ингибитора ДП-217 разработана высокоэффективная композиция, в состав которой входит также присадка Visco-5351 фирмы Налко. Использование композиции по сравнению с известными ингибиторами повышает степень ингибирования АСПО на -35%.

3. Предложена комбинированная обработка скважин, включающая их (скважин) горячую промывку высококипящими растворителями теплоносителями и последующую обработку раствором композиции присадок Visco-5351 и ДП-217. Ориентировочный расчет межочистного периода скважин может быть повышен до полугода и более.

Апробация работы. Материалы диссертации доложены на:

1. Междунар. научно-техн. конференции «Нефть и газ Западной Сибири». Тюмень: ТюмГНГУ, 2005г.

2. Всероссийской научно-техн. конференции «Нефть и газ Западной Сибири». Тюмень: ТюмГНГУ, 2007г.

Публикации: по теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 3 статьи в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК РФ, и в одном патенте.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и списка литературы, включающего 129 наименований. Работа изложена на 150 страницах и включает 26 рисунков и 32 таблицы.

Заключение диссертации по теме «Нефтехимия», Гребнев, Александр Николаевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. С использованием методов экстракции, жидкостной хроматографии и карбамидной депарафинизации изучены физико-химические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений нефтей Аганского, Вынгапуровского и Верхнесалатского месторождений Западной Сибири. По совокупности сравнительных физико-химических и ИК-спектроскопических данных АСПО охарактеризован их химический состав.

2. Показано, что чем выше температура плавления исходных твердых углеводородов и их плотность, тем интенсивнее идет процесс парафинизации. Определяющим для накопления твердых углеводородов на внутренних стенках аппаратов помимо температуры плавления и плотности является время эксплуатации нефтяного оборудования.

3. Показано, что при равенстве температур плавления осаждаемых твердых углеводородов более высокой адгезией обладают среднеконденсированные парафино-нафтеновые углеводороды, имеющие ч j* молярные массы около 522-663 и алифатические радикалы в качестве заместителей с низкой разветвленностью, характеризующиеся по данным ИК-спектроскопии коэффициентом Д742б°4 в пределах от 0,96 до 1,03. Показано, что > смолистоасфальтеновые вещества не являются определяющими в процессе парафинообразования на поверхности внутрипромыслового оборудования.

4. Конденсацией стеариновой кислоты и полиэтиленполиаминов, стеариновой кислоты и меламина синтезированы две группы новых азотсодержащих ингибиторов АСПО. Для ингибирования парафиновых отложений, содержащих CAB, рекомендована присадка ДП-217, полученная, конденсацией стеариновой кислоты и меламина при мольном соотношении исходных реагентов соответственно 3,0:1,0.

5. Установлено, что смолистоасфальтеновые вещества (CAB) дезактивируют действие ингибиторов ПО. Степень ингибирования ПО в системах, содержащих CAB, снижается на 18-21%масс. Присутствие CAB приводит к увеличению расхода присадок. Установлено, что наибольшей устойчивостью к дезактивирующему действию смолистоасфальтеновых веществ обладают азотсодержащие присадки ДП-65 и ДП-217.

6. Определены основные принципы подбора наиболее эффективных композиций. К первой группе присадок отнесены чисто депрессорные присадки Visco-5351, Flexoil-WM-1470 и ТюмИИ-77. Ко второй группе присадок отнесены модификаторы кристаллов ДП-65, ДП-217 и Sepaflux-3153. Показано, что композиции на основе разработанной присадки ДП-217 не уступают известным композициям на основе присадки ДП-65. Для промышленного использования рекомендована композиция присадок У18со-5351+ДП-217.

6. Предложена комбинированная обработка скважин, включающая их (скважин) горячую промывку и последующую обработку раствором предложенных композиций химических реагентов, что повышает межочистной период по сравнению с лучшим зарубежным ингибитором Visco-5351 в 1,86 раза. Рассчитан экономический эффект составляющий 120800руб на одну скважину.

ПУБЛИКАЦИИ АВТОРА

Работы опубликованы по теме диссертации:

1. Агаев С.Г. Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для их ингибирования/ Агаев С.Г., Землянский Е.О., Гребнев А.Н., Гультяев С.В., Яковлев Н.С. // Журнал прикладной химии. - 2006. - Т.79. - вып. 8. - С. 1373 - 1378.

2. Агаев С.Г. Ингибиторы парафиновых отложений бинарного действия/ Агаев С.Г., Гребнев А.Н., Землянский Е.О. // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 9. - С. 46-52.

3. Агаев С.Г. Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений Вынгапуровского и Аганского месторождений нефти Тюменской области/ Агаев С.Г., Гребнев А.Н., Гурова А.А. //Известия вузов. Нефть и газ. - 2009. - № 1. - С. 55 - 61

4. Пат. 2326153 РФ, МПК CI, С09К 8/524. Ингибитор парафиновых отложений// Агаев С.Г., Землянский Е.О., Халин А.Н., Мозырев А.Г., Гребнев А.Н. - 2006134389/03, заявл. 27.09.2006. Опубл. 10.06.2008, Бюл. № 35.

5. Землянский Е.О. Моделирование процесса образования парафиновых отложений нефти на холодном металлическом стержне/ Землянский Е.О, Гребнев А.Н., Гультяев С.В. // Нефть и газ Западной Сибири: материалы международной научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. -Т. 1. - 272с. С. 202-203

6. Землянский Е.О. Ингибиторы парафиновых отложений бинарного действия/ Землянский Е.О., Гребнев А.Н., Халин А.Н., Агаев С.Г.// Нефть и газ Западной Сибири: материалы всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ. - 2007. -Т.1. - 320с. С. 299-302

7. Гребнев А.Н. Ингибирование парафиновых отложений химическими реагентами/ Гребнев А.Н., Землянский Е.О., Халин А.Н., Агаев С.Г.// Нефть и газ Западной Сибири: материалы всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ. - 2007. -Т.1. - 320с. С. 223-226.

8. Гребнев А.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения Вынгапуровского месторождения нефти/ Гребнев А.Н., Землянский Е.О., Агаев С.Г.// Нефть и газ Западной Сибири: материалы всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ. - 2007. -Т.1. - 320с. С. 292-295.

9. Гребнев А.Н., Землянский Е.О., Халин А.Н., Агаев С.Г. Ингибирование парафиновых отложений химическими реагентами/ Гребнев А.Н., Землянский Е.О., Халин А.Н., Агаев С.Г.// Нефть и газ Западной Сибири: материалы всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ. - 2007. -Т.1. - 320с. С. 223-226.

10. Агаев С.Г. О механизме действия ингибиторов парафиновых отложений/ Агаев С.Г. Землянский Е.О., Гребнев А.Н., Халин А.Н.// Нефть и газ Западной Сибири: материалы всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ. - 2007. —Т.1. — 320с. С. 219-222.

11. Агаев С.Г. Влияние физико-химических свойств асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на парафинизацию скважин/ Гребнев А.Н., // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича. Т.2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 392с. С.245-257.

1.7. Заключение

В работах [76, 124] показано, что самым эффективным ингибитором АСПО модифицирующего действия является азотсодержащая присадка ДП-65. Эта присадка синтезирована на основе полиэтиленполиаминов и фракции синтетических жирных кислот Сгьгз- Недостатком этой присадки является то, что сейчас в России отсутствует производство синтетических жирных кислот. Поэтому актуальным является синтез новых ингибиторов АСПО на основе существующего отечественного сырья. Что касается присадки ДП-65, то ее эффективность проверена на церезиновых твердых углеводородах, не содержащих смолистоасфальтеновых веществ (CAB). Поэтому актуальным также является выяснения влияния CAB на эффективность ингибиторов АСПО, в том числе и азотсодержащих.

Работа посвящена синтезу новых азотсодержащих ингибиторов АСПО устойчивых к действию CAB на основе отечественного сырья.

ГЛАВА 2. ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ (ПРЕДПОСЫЛКИ И ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ)

Проблема запарафинивания скважин и трубопроводов - одна из важнейших при добыче и транспорте нефти. Отложение твердых парафинов на внутренних стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин, на стенках промысловых и магистральных трубопроводов приводит к сокращению дебита скважин, уменьшению объемов перекачиваемой нефти, механическому разрушению труб и поломке насосного оборудования. Особенно остро проблема па-рафинизации стоит для месторождений, характеризующихся повышенным содержанием парафина в нефтях (более 6-10% масс.) и наличием вечно мерзлых пород в районах Крайнего Севера Западной Сибири.

Механизм парафинизации скважин и трубопроводов остается недостаточно изученным. Экспериментальные данные по процессу образования АСПО, полученные на лабораторных установках немногочисленны и противоречивы. Установки сложны в исполнении, требуют значительных затрат времени и плохо моделируют реальные условия. В результате существующий уровень знаний по рассматриваемой проблеме не позволяет прогнозировать образование АСПО, выбирать подходящие способы борьбы с ними в зависимости от геологических условий залегания нефтяных месторождений и физико-химических свойств нефти. Физико-химические свойства нефтей во многом определяются природой твердых углеводородов, составляющих основу нефти, их содержанием.

Данная часть работы посвящена сравнительному исследованию физико-химических свойств парафиновых отложений нефти Вынгапуровского и Аган-ского месторождений нефти Тюменской области, а также Верхнесалатского месторождения Томской области и моделированию прогресса образования парафиновых отложений (ПО) в зависимости от природы твердых углеводородов нефти.

2.1. Методики и характеристика объектов исследования

2.1.1. Методика хроматографического разделения АСПО [4,10,11, 13,122]

Для выделения твердых парафиновых углеводородов из АСПО использовали сложную поточную схему, представляющую собой сочетание процессов экстракции растворителями, декантирования, хроматографического разделения на силикагеле и карбамидной депарафинизации. Поточная схема разделения АСПО приводится на рисунке 2.1.

1. Для жидкостной хроматографии АСПО на силикагеле выбираем три элюента (растворителя): гексан, бензол, смесь бензола и ацетона в объемном соотношении 1:1.

2. В процессе вытеснения углеводородов АСПО растворителями отдельно собираются фракции полученные, при десорбции углеводородов: гакса-ном, бензолом и смесью бензола с ацетоном.

3. Фракции, полученные при вытеснении углеводородов гексаном, объединяются вместе с последующей отгонкой гексана. Углеводороды, полученные при этом, называются «углеводородами АСПО, десорбированными гексаном». Считается, что эти углеводороды состоят преимущественно из парафи-но-нафтеновых углеводородов с примесью легкой ароматики.

4. Фракции, полученные при вытеснении углеводородов бензолом, объединяются с последующей отгонкой бензола. Углеводороды АСПО, десор-бированные бензолом, называются «ароматическими углеводородоми АСПО». Эти углеводороды преимущественно состоят из средней и тяжелой ароматики.

5. Фракции полученные при вытеснении смесью бензола" и ацетона объединяються с последующей отгонкой растворителя. Полученный; после отгонки продукты называется «Асфальтосмолистыми веществами». Они представляют собой смесь асфальтеновых и смолистых веществ.

Отгонка бензола

Рисунок 2.1- Поточная схема разделения АСПО

2.1.2. Методика проведения ИК - спектрофотометрического анализа углеводородов нефти [118]

Для оценки химического состава твердых углеводородов, взятых для исследования в данной работе, использовалась инфракрасная спектроскопия. ИК-спектры твердых углеводородов для большинства продуктов снимались на спектрофотометре SPECORD М-80 в диапазоне от 650-1800см"1 в сравнимых условиях. Снятие спектров проводилось при комнатной температуре.

SPECORD М-80, состоит из трех помещающихся в общем корпусе функциональных блоков: оптико-механ и ческого спектр о фотом етра; —электронного блока; —самописца.

Источником излучения служит хромоникелевый излучатель со спиралью накала диаметром 4мм и высотой 14мм, рабочая температура поверхности которой составляет около 950°С. Для получения монохроматического излучения служат четыре сменные дифракционные решетки в диапазоне волновых чисел: 40002200 см, 2400-920см, 1025-390см, 410-200см. Для управления прибором служат кнопки на его пульте. С помощью клавиатуры устанавливаются необходимые параметры. Самописцем рисуется спектр поглощения.

Все ИК-спектры снимались в разборной кювете, изготовленной из бромида калия (КВг), при следующих условиях:

START 1800см STOP 650 см SLIT 12 IT 0,5 сек ZEROADJ 100(%Т) EXPY 100(%Т) EXP X 0,5

Начальное волновое число Конечное волновое число Ступень энергии Время интегрирования Сдвиг точки нуля Диапазон ординат Растяжение шкалы абсцисс

Представление ординат %Т

Режим работы самописца RECORDER XY

ИК-спектры поглощения твердых углеводородов АСПО Аганского месторождения нефти были сняты на ИК Фурье-спектрометре «Инфралюм ФТ-801» с использованием приставки НПВО. Режимы регистрации спектров: разрешение в спектре - 4слГ1, степень усиления - 1, число сканов - 36, диапазон волновых чисел от 4000 до 500 слГ1.

2.1.3. Другие методики анализа АСПО

Для АСПО использовались также другие методы анализа.

- Содержание в АСПО образовавших комплекс с карбамидом определялось методом карбамидной депарафинизации [122].

- Молярная масса углеводородов из АСПО определялась по методу Раста [123]. В качестве растворителя использовалась камфора.

- Плотность АСПО и углеводородов из АСПО определялась с использованием стеклянных пикнометров на 5 мл. [123]

- Температура плавления АСПО и углеводородов из АСПО определялась по методу Жукова [117].

2.2. Общая характеристика нефтей Западной Сибири

С целью выяснения особенностей образования парафиновых отложений, изучены физико-химические свойства твердых углеводородов, входящих в состав парафиновых отложений. Парафиновые отложения отобраны, как уже упоминалось, с двух месторождений нефти Тюменской области - Вынгапуров-ского и Аганского и с Верхнесалатского месторождения нефти Томской области. В таблице 2.1 приведены некоторые показатели свойств нефтей соответствующих месторождений.

Данные таблицы 2.1 показывают, что нефти упомянутых месторождений сильно различаются по всем показателям - по плотности, температуре застывания, содержанию парафина, смол и асфальтенов, содержанию серы. Очевидно, при существенной разнице в свойствах нефтей возможно установить различия и в составах АСПО для этих нефтей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат химических наук Гребнев, Александр Николаевич, 2009 год

1. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Химия, 1964.-541с.

2. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, 1990. - 226 с.

3. Химия нефти и газа: Учеб.пособие для вузов/А.И.Богомолов, А.А.Гайле, В.В. Громова и др./Под ред. В.А.Проскурякова, А.Е.Драбкина 2-е изд., перераб. - Л.: Химия, 1989. - 424с.

4. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. М.: Издательство «Техника», ТУМА ГРУПП. -2004. - 288с.

5. Шерстнев Н.И. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - 184 с.

6. Казакова Л.П. Твердые углеводороды нефти. М.: Химия, 1986. - 176с.

7. Переверзев А.Н., Богданов Н.Ф., Рощин Ю.Н. Производство парафинов. М.: Химия, 1973. - 224 с.

8. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Химия, 1964. 541с.

9. Дияров И.Н., Батуева И.Ю., Садыков А.Н., Солодова Н.Л. Химия нефти. Л.: Химия. 1990. -240с.

10. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. М.: Нефть и газ, 1998. 373с.

11. Башкатова С.Т. Присадки к дизельным топливам М.: Химия, 1994. -256с.

12. Эрих В.Н. Химия нефти и газа. Л.: Химия, 1969. 284с.

13. Казакова Л.П. Физико-химические основы производства нефтяных масел. М.:Химия, 1978. 320с.

14. Барановский Н.Ф., Сухарев М.Ф. Озокерит. М.: Гостоптехиздат, 1959. -207с.

15. Агаев С.Г. О механизме застывания нефтей и нефтепродуктов// Тезисы докл. межд. научно-технич. конф. "Нефть и газ Зап. Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". 1993. - С. 170 - 171.

16. Петров Ал.А. Химия алканов. М : Наука, 1974.

17. Петров Ал.А. Химия нафтенов. М : Наука, 1971

18. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М : Наука, 1984.

19. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. — 672с.

20. Казакова Л.П., Гундырев А.А., Литвин Н.И. и др. Состав и структура смол масляных дистиллятов западносибирских нефтей//ХиТТМ.- 1994, № 2. С.27-30.

21. Оленев Л.М. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 51 с.

22. Ф.А.Каменщиков. Тепловая депарафинизация скважин. М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 254с.

23. Е.В.Герасимова. Разработка методики оценки эффективности и подбор растворителей асфальтосмолистых и парафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании//Автореф. дисс. канд.техн.наук//Уфа: Уфимский нефтяной технический университет. 2009. - 24с.

24. В.В.Сизая, В.Г.Новиков, О.Ф.Лезов и др. Применение реагентов-удалителей отложений парафина на Киенгопско-Чутырском месторождении//Тр.Ин-та по проектированию и исследов. Работам в нефтян. Промышленности «Гипровостокнефть.- 1975.- вып.7. -С.101-107.

25. В.И.Пустогов, Н.Я.Рудакова, А.В.Тимошина и др. Физико-химические свойства парафинистых отложений и нефтей прикарпатских нефтяных месторождений//Нефтепереработка и нефтехимия. Республиканский межведом.сб. 1972. - вып. 7. - С.4-10.

26. Р.Н.Мухаметзянов, Л.Х.Каюмов, С.Г.Сафин К изучению проблемы асфальтосмолистопарафиновых отложений во внутрискважинном оборудовании//Нефтепромысловое дело -1992. №1: - С 13-15.

27. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - 192 с.

28. Шамрай Ю.В. и др. Предотвращение отложений парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. -57с.

29. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. К механизму формирования нефтяных отложений в трубах//Тез. докл. III Международ, конф. по химии нефти.- Томск, 1997. Т. 2. - С.43-45.

30. Татьянина О.С., Сахабутдинов Р.З., Губайдуллин Ф.Р. Исследование условий образования отложений в системе транспорта нефти//Нефтепромысловое дело. 2008. - № 8. - С. 43 - 46.

31. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях//Известия вузов. Нефть и газ. 1998. - №5- С.100-105.

32. Биккулов А.З., Попов В.И. Интенсивность парафиноотложений в гидродинамических условиях//Тез. докл. Всероссийск. науч. конф. "Теория и практика массообменных процессов химической технологии". Уфа, 1996. - С. 173-175.

33. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества парафина, отлагающегося на стенках трубопроводов/ЛГранспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. №5. - С. 6-9.

34. Мастобаев Б.Н., Хайбуллин Р.Я., Арменский Е.А. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации нефтепроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981. №8.-С. 9-10.

35. В.В.Банатов. Реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов и их регулирование комплексными методами воздействия// Автореф. дисс. канд.техн.наук//Тюмень: Тюменский нефтегазовый университет. 2003. - 23с.

36. З.Р.Борсуцкий, С.Е.Ильясов. Исследование механизма магнитной обработки нефтей на основе результатов лабораторных и промысловых испытаний//Нефтепромысловой дело 2002. - №8. - С. 28 - 37.

37. В.И.Лесин, И.Р.Василенко, В.А.Зотиков и др. Предупреждение АСПО в скважинах путем применения магнитных депарафинизаторов в осложненных условиях//Нефтепромысловое дело. — 1997. № 4-5. С. 34-36.i

38. Ю.В.Лоскутова. Влияние магнитного поля на реологические свойства | нефтей// Автореф. дисс. канд.хим.наук//Томск: Институт химии нефти1. СО РАН.-2003.-21с.

39. Gilby G.W. The Use of Ethylene-Vinyl Acetate Copolymers as Flow

40. Марриотт Дж.М. Применение модификаторов парафиновых кристаллов1 к сырой нефти и мазуту//Британская промышленность и техника. 1.1984.-Т. 59-№3.-С. 5-7.

41. Р.Я.Кучумов, М.Ф.Пустовалов, Кучумов P.P. Анализ и моделированиеэффективности эксплуатации скважин, осложненныхпарафиносолеотложениями. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. 186с.

42. G.H.B.Davis and AJ.Blackwood. Improved paraffin-base lubricating oils//Industrial & engineering chemistry. 1931. -V. 23, №12.-p. 1452 -i 1458.47.