Экономико-математическое моделирование выбора технологических режимов трубопровода тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.18, кандидат физико-математических наук Штукатуров, Константин Юрьевич

• Штукатуров, Константин Юрьевич
• кандидат физико-математических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат физико-математических наук Штукатуров, Константин Юрьевич

Принятые обозначения

Введение

1 Современное положение в отрасли, существующие проблемы 9 перекачки реологически сложных нефтей и пути их решения

1.1 Характеристика положения в данной области в мире и в стране

1.2 Существующие технологии перекачки высоковязких нефтей

1.2.1 Электроподогрев

1.2.2 Депрессорная и антитурбулентная присадки

1.2.2.1 Депрессорная присадка

1.2.2.2 Антитурбулентная присадка

1.2.3 Теплоизоляция

1.2.4 Подогрев нефти с помощью печей

1.3 Характеристика и перспективы развития АК «Транснефть»

1.4 Финансовое положение АК «Транснефть»

1.5 Тарифная политика компании

1.6 Место и роль ОАО «СМН» в АК «Транснефть»

1.7 Выводы 31 2. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода

2.1 Многокритериальная задача выбора реологической модели 33 неньютоновской жидкости

2.1.1. Реологические модели

2.1.2. Выбор реологической модели

2.2 Обоснование выбора модели для математического описания 41 работы неизотермического трубопровода

2.3 Алгоритм теплогидравлического расчета неизотермического 45 нефтепровода

2.3.1 Уравнение движения

2.3.2 Тепловое уравнение

2.3.3 Условие постоянства расхода

2.3.4 Решение разностных уравнений методом прогонки

2.3.5 Стационарный режим

2.3.5.1 Уравнение движения для стационарного режима 50 работы

2.3.5.2 Определение толщины застойной зоны и радиуса 51 ядра для стационарного режима работы

2.3.5.3 Решение теплового уравнения при стационарном 52 режиме работы

2.3.6 Решение уравнения теплопроводности для процесса 55 остывания трубопровода

2.3.7 Нестационарный режим

2.3.7.1 Решениз теплового уравнения в нестационарном 56 случае

2.3.7.2 Решение уравнения движения в нестационарном 58 случае

2.3.7.3 Определение толщины застойной зоны и радиуса 61 ядра для нестационарного режима работы

2.3.7.4 Блок-схема и описание алгоритма теплогидравлического расчета неизотермического трубопровода, работающего в нестационарном режиме

2.4 Теплогидравлический расчет турбулентного режима течения

2.5 Программный комплекс «NIPAL» (Non Isothermal Pipeline 66 Abnormal Liquids)

2.6 Моделирование работы магистральных трубопроводов с 69 помощью программного комплекса NIPAL

2.6.1 Моделирование режимов работы подземного 69 трубопровода

2.6.2 Моделирование режимов работы сложного трубопровода

2.7 Выводы

3 Постановка, формализация и реализация задачи оптимизации режимов работы «горячего» трубопровода (на примере нефтепровода «Уса-Ухта»)

3.1 Постановка задачи и выбор критериев оптимальности для 83 оптимизации режимов работы трубопровода

3.2 Особенности работы магистрального нефтепровода «Уса-Ухта»

3.3 Формирование технологических ограничений

3.4 Формализация задачи оптимизации работы «горячего» 92 трубопровода

3.5 Доказательство выпуклости целевой функции

3.6 Реализация поставленной задачи

3.7 Особенности решения задачи оптимизации при работающих 98 подкачках

3.8 Выводы 101 Основные выводы по теме диссертации 102 Список литературы 103 Приложение 1 ' 113 Приложение 2 114 Приложение 3 122 Приложение 4 124 Приложение 5 128 Приложение

Принятые обозначения ц - вязкость жидкости, Па-с; г - напряжение сдвига, Па;

Q - производительность трубопровода,—; у - скорость сдвига, с'1; с - удельная теплоемкость жидкости, р кг-К р - плотность жидкости, —; п - показатель поведения жидкости; а - коэффициент теплоотдачи, Щ--;

Д - внутренний диаметр трубопровода, м;

D2 - внешний диаметр трубопровода, м;

L - длина трубопровода, м; h - глубина заложения оси трубопровода, м;

S - толщина изоляции, м;

X - теплопроводность изоляции,-;

Т0 - температура грунта, "С; Тн - входная температура, "С.

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов:

РФ - Российская Федерация

Тыс. руб. - тысяч рублей

Млн. руб. - миллионов рублей

ОАО - открытое акционерное общество

НПС - нефтеперекачивающая станция

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод

РНУ - районное нефтепроводное управление

АСУ - автоматизированные системы управления

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экономико-математическое моделирование выбора технологических режимов трубопровода»

В настоящее время на многих месторождениях России, Казахстана и других государств добываемая нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами. К этим свойствам относятся повышенная вязкость, высокое содержание асфальто-смоло-парафинистых включений, повышенное статическое и динамическое напряжение сдвига. Нефти, обладающие такими свойствами, являются реологически сложными и отличаются высокой температурой застывания, которая может быть выше температуры окружающей среды [46], [47]. В России такие нефти добывают на месторождениях республики Коми, в Казахстане - на месторождениях Узень, Жетыбай, Кумколь, Акшибулак [67].

При перекачке реологически сложной нефти, особенно в условиях Крайнего Севера, возникает вопрос о прогнозе допустимой остановки трубопровода (по регламенту он должен быть безопасно остановлен на 72 часа, а затем запушен в эксплуатацию). Необходимо исключить любую возможность «замораживания» жидкости на участке трубопровода. Для этого требуется либо внести в поток жидкости дополнительную тепловую энергию, либо воздействовать на нефть химическим путем. Это, в свою очередь, связано с применением специальных технологий: подогрев нефти с помощью печи, электроподогрев, введение депрессорной присадки, улучшающей физико-химические свойства нефти, или сочетание этих технологий.

Эти технологии требуют существенных затрат, которые увеличиваются с ростом производительности трубопровода. Кроме того, такой важнейший показатель деятельности предприятия, как прибыль, не всегда растет с увеличением объемов транспортируемой нефти. Это следует из того, что с увеличением производительности трубопровода затраты на применение технологий с некоторого момента начинают расти быстрее, чем доход от перекачки. Поэтому увеличение пропускной способности трубопровода, перекачивающего реологически сложную нефть - задача, требующая серьезного экономического обоснования.

В настоящее время трубопроводы часто работают в циклическом режиме. Необходимо обеспечить такую работу трубопровода, чтобы при запуске его после остановки пусковое давление не превысило предельно допустимого.

Разработка технико-экономического обоснования работы неизотермического трубопровода обычно связана с обеспечением требуемой его производительности. Для этого необходимо построить множество допустимых режимов работы трубопровода с технологической точки зрения, что достигается путем математического моделирования режимов работы неизотермического трубопровода. Особенностью моделирования течения реологически сложной нефти является появление при определенных условиях «застойных» зон, что значительно усложняет методику тепло-гидравлического расчета трубопровода.

Необходимо разработать методику, позволяющую выбирать на каждом участке трубопровода технологию для перекачки нефти в зависимости от условий перекачки, а также определять объемы затрат на ее применение с тем, чтобы суммарные затраты на перекачку нефти были минимальными.

Целью работы является методическое обоснование выбора технологий трубопроводного транспорта реологически сложной нефти и объема применения этих технологий в стоимостном выражении на каждом из участков трубопровода для повышения экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода.

Для реализации этой цели в работе решаются следующие задачи:

1) разработка алгоритмов моделирования различных режимов работы трубопровода с учетом реологической модели жидкости;

2) разработка программного обеспечения для моделирования режимов работы трубопровода;

3) разработка методики оптимизации выбора технологий с целью максимизации прибыли предприятия.

Объектом исследования является процесс перекачки высоковязких нефтей в осложненных условиях. Предметом исследования является трубопровод Уса-Ухта, принадлежащий и эксплуатируемый Открытым акционерным обществом «Северные Магистральные Нефтепроводы» (далее по тексту ОАО СМН).

Данная методика по выбору технологий была апробирована на действующем трубопроводе Уса-Ухта, состоящем из четырех участков (от НПС до НПС). Результаты подтверждены справкой и включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».

В рамках работы разработан программный комплекс NIPAL (Non-Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids). С помощью программного комплекса NIPAL выработаны рекомендации по режимам работы нефтепроводов Уса-Ухта (Республика Коми), Кумколь-Каракоин-Шымкент, Кумколь-Каракоин-Атасу (Республика Казахстан).

Программный комплекс NIPAL был представлен на конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (22 мая 2002 г., г. Уфа).

Диссертационная работа состоит из трех глав, 6 приложений, 34 рисунка, 25 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ», Штукатуров, Константин Юрьевич

Основные выводы по теме диссертации

1. Выбор оптимальной комбинации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей предложено производить на основе моделирования процессов тепло- и массопереноса в двумерной постановке (по радиусу и длине трубопровода).

2. Разработаны математические модели следующих режимов эксплуатации неизотермического трубопровода: стационарного, пускового, остановки, переходных режимов, связанных с изменением параметров перекачки без остановки. Учтены такие режимы течения нефти, как ламинарный с «застойными зонами», турбулентный, структурный.

3. Разработан и зарегистрирован программный комплекс NIPAL, предназначенный для моделирования режимов эксплуатации неизотермического нефтепровода, который прошел апробацию на действующем нефтепроводе Кумколь-Каракоин Республики Казахстан. Результаты работы включены в РД 39-087-03 «Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками».

4. Разработана методика оптимизации технологических приемов перекачки реологически сложных нефтей с целью максимизации прибыли предприятия, основанная на выборе оптимальных технологий перекачки и объемов их применения в стоимостном выражении. Экономический эффект от внедрения методики составляет 13,8 % по сравнению с применением традиционных технологий (на объектах ОАО «Северные МН»).

Список литературы диссертационного исследования кандидат физико-математических наук Штукатуров, Константин Юрьевич, 2004 год

1. Агапкин В.М., Кривошеин Б. JL, Юфин В.А. Тепловой и гидродинамический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов/ М., Недра, 1981. 256 с.

2. Алиев Р.А., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт высоко-застывающих нефтей с жидкими углеводородными разбавителями // М. : 1970. - 88 с. -(Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ, вып. 5)

3. Алиев Р.А., Брусиловский А.И., Дзеба О.Г. Термодинамический и гидравлический расчеты течения однофазного флюида в магистральном трубопроводе // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Экспресс, информ./ ВНИИОЭНГ. М.:,1986. - вып. 7,- С.13-16.

4. Алиев Р.А., Дзеба О.Г., Брусиловский А.И. и др. Повышение эффективности перекачки нефтей с разбавителями. М,:, 1987. -60 е.- Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ, вып. 5.

5. Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений, т.1, М., Наука, 1966,632 с.

6. Биккулов А.З., Шаммазов А.А. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях // Известия ВУЗов. Нефть и газ. М., 1998.-№5. -с. 100-105.

7. Гаррис Н.А., Тугунов П.И. Режим работы «горячего» нефтепровода при уменьшении температуры нагрева нефти. Нефтяное хозяйство, 1975, №11, с.42-44.

8. Гаррис Н.А., Тугунов П.И., Новоселов В.В. Экспериментальная проверка метода теплового баланса для расчета нестационарных режимов подземныхтрубопроводов / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977, № 10, с. 23-25.

9. Ю.Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы (введение в теорию) / М, 1973.-400 с.

10. П.Голосовкер В.И. Выбор режимов работы нефтепровода в изменяющихся условиях эксплуатации. М.:, 1976.-80 е.- (Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

11. Губин В.Е., Скрипников Ю.В. Неизотермическое течение вязкопластичных нефтей по трубопроводу // Сб. тр. / ВНИИСПтнефть. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972. - Вып. 9.

12. Губин В.В., Шутов А.А. Остывание подземного трубопровода, заполненного парафинистой нефтью Нефтяное хозяйство, М:, 1975, №7. с. 69 - 71.

13. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982, - 292 с.

14. Гумеров А.Г., Журавлев Г.В., Шутов А.А., Назаренко В.Н. Особенности работы неизотермического нефтепровода при малых значениях производительности перекачки // Тез. докл. III Конгресса нефтегазо-промышленников России. —Уфа; Транстэк, 2001. с.25 - 26

15. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики / М., Наука, 1970,664 с.

16. Емцев Б.Т. Техническая гидромеханика, М., Машиностроение, 1977, 465 с.

17. Казубов А.И. Трубопроводный транспорт высоковязких продуктов // Нефтяное хозяйство, 1987, № 4, с. 61-63.

18. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела / Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 1999. 545 с.

19. Кочин Н. Е., Кибель И.А., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика / ч. 1, М., Физматгиз, 1963 г., 584 с.

20. Кошляков Н.С., Глинер Э.Б., Смирнов М.М. Дифференциальные уравнения математической физики / М., 1962, 768 с.

21. Кривошеин Б. Л., Агапкин В.М. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов / ИФЖ, т.ЗЗ, 1977, № 2, с.339-346.

22. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт. -М.: Недра, 1985,-238 с.

23. Кухлинг X. Справочник по физике / М., Мир, 1982. 522 с.

24. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Проблемы гидродинамики и их математические модели / М., Наука, 1973. 418 с.

25. Ладыженская О.А. Математические вопросы динамики вязкой несжимаемой жидкости. М., Наука, 1970. 289 с.

26. Ландау Л.Д., Лифщиц Е.М. Теоретическая физика: Учебное пособие. В 10 т. Т. IV. Гидродинамика. М., Наука. 1986. - 736 с.

27. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа, М., 1968,736 с.

28. Лыков А.В., Смольский Б.М. Тепло- и массообмен в неньютоновских жидостях. М., Энергия, 1968. 290 с.

29. Люшин С.Ф., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина в трубах // Борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965.-с.157 - 165.

30. Малюшин Н.А., Неволин А.П., Новоселов В.Ф. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов Сибири. М.:, 1982.-82 с.-(Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

31. Марон В.И., Юфин В.А. Коэффициент гидравлического сопротивления «горячих» нефтепроводов. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1974, №2, с. 3-4.

32. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А., Гимаев Р.Г., Определение радиуса "живого" сечения заларафиненного трубопровода // Нефтяное хозяйство,-1980.-№1.-С. 51-52.

33. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999, - 464 с.

34. Михальков П.В. Об образовании новой фазы в жидкой углеводородной системе // Борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965.- с. 73 - 85.

35. Мияри Т. Электронагревательные кабели с авторегулированием фирмы «Кемелекс» и их применение // Хайкан то соти 1984. - т.24, № 1 - с. 44 -48.

36. Надиров Н.К., Тугунов П.И., Брот Р.А., Уразгалиев Б.У. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование. Алма-Ата: Наука, 1985. - 264 с.

37. Назаренко В.Н., Шутов А.А., Шайхисламов А.С. Улучшение эффективного действия депрессорной присадки путем применения дополнительного разбавителя // Материалы IV Конгресса нефтегазо-промышленников России. Уфа; Транстэк, 2003.

38. Назаренко В.Н., Назаренко Л.Г., Шутов А.А. Экспериментальные исследования выпадения АСПО на действующем нефтепроводе при перекачке парафинистой нефти, обработанной различными депрессорными присадками.

39. Петухов Б.С. Теплообмен и сопротивление при ламинарном течении жидкости в трубах, М., Энергия 1967.

40. Рейнер М. Деформация и течение. Введение в реологию. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 382 с.

41. Рейнер М. Реология,- М.: Наука, 1965. 224 с.

42. Салатинян Н.З., Требин Г.Ф., Фокеев В.М. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на интенсивность отложения парафина в трубках // Известия ВУЗов. Нефть и газ,- М.Д96,- №10. с. 49 - 53

43. Самарский А.А. Введение в теорию разностных схем, М., Наука, 1971. 552 с.

44. Сощенко Е.М., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Циклическая эксплуатация трубопроводов при неполной их загрузке // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, М.: 1971, № 5, с. 22 - 26.

45. Сощенко Е.М., Тугунов П.И., Нечваль М.В. О целесообразности циклической перекачки при недогрузке трубопроводов // Транспорт, и хранение нефти и нефтепродуктов, М.: 1971, № 12, с. 12-15.

46. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики, М., 1972, 736 с.

47. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.

48. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М.: Недра, 1981, - 176 с.

49. Тугунов П.И., Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Ахатов Ш.Н. Эксплуатация магистральных трубопроводов. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1975.-248 с.

50. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. -М.: Недра, 1984.-224 с.

51. Тугунов П.И., Козлова Р.Г. Определение температуры и гидравлического уклона при эксплуатации горячего недозагруженного трубопровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, М.: 1978, № 3, с. 18-21.

52. Туманян Б.П. К вопросу о механизме действия депрессорных присадок в высокозастывающих нефтяных системах // Трубопроводный транспорт, №5, 1996.

53. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: Мир, 1964. - 216 с.

54. Уэнг С.Л., Фламберг А., Кикабхай Т. Выбор оптимальной депрессантной присадки // Нефтегазовые технологии, 1999, № 3, с.90 92.

55. Фонарев З.И. Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности. Л.: Недра, 1984.-148 с.

56. Хаппель Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. -М., Мир. 634 с.

57. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Недра, 1968.

58. Черняев В.Д., Галлямов А.К. и др. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. М.: Недра,- 1990. - 232 с.

59. Шутов А.А. Об одном классе течения неньютоновской жидкости. //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сборник научных трудов Уфа: ИПТЭР, 1994, - с.46 - 54.

60. Шутов А.А. Численное моделирование процесса пуска после остановки неизотермического трубопровода. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сборник научных трудов Уфа: Транстэк, 1997, - с.22 - 30.

61. Шутов А.А., Губин В.В. Прогрев грунта в процессе пуска «горячего» трубопровода. Нефтяное хозяйство, М., 1974, №7. с. 35-43.

62. Юфин В.А., Белоусов В.Д., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М., Недра, 1978 - 407 с.

63. РД 39-021-00. Методика расчета параметров работы неизотермического нефтепровода //под редакцией Адиева Р.К. Астана: ЗАО «КазТрансОйл», 2001 -219 с.

64. РД 39-0147103-338-88 Временные нормы по проектированию электроподогрева надземных магистральных трубопроводов (Аксиальная система электроподогрева, АСЭ) / Бондаренко П.М., Гатауллин Ш.Г., Шутов А.А. и др.// Уфа, ВНИИСПТнефть, 1989, 28 с.

65. РД 39-029-90 Временные нормы по проектированию электроподогрева трубопроводов промыслового сбора и транспорта нефти (Аксиальная система электроподогрева, АСЭ) / Бондаренко П.М., Гатауллин Ш.Г., Шутов А.А. и др.// Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990, 27 с.

66. РД 39-87-03 Инструкция по технологии перекачки застывающих нефтей с депрессорными присадками. Астана, 2002. - 99 с.

67. РД 39 01/01 - 0004 - 89 Методика расчета параметров теплоизолированных трубопроводов с попутным электроподогревом. - Уфа, 1990.-47 с.

68. Учебное пособие по применению вычислительной техники и математической теории эксперимента в научных исследованиях. Баку: НПО «Информатика», 1997, - 75 с.

69. Авторское свидетельство СССР № 795594.

70. Авторское свидетельство СССР №1013002.

71. Авторское свидетельство СССР № 425678.

72. Патент № 2030223 Российской Федерации.

73. Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ № 2003611947. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода / А.Г. Гумеров, А.А. Шутов, К.Ю. Штукатуров М.: Роспатент, 2003.

74. Bern P.A., Wither V.R., Cairns J.R. Wax deposition in crude oil pipelines. European Offshore Petroleum Conf. EUR 206,1980.

75. Brown W.J. Prevention and removal of paraffin accumulation. Drilling and Production Practice, vol. 37 (IV), 1942.

76. Burger E.D., Perkins T.K, Striegler J.H. Studies of Wax Deposition in the Trans Alaska Pipeline. J. Pet. Tech, June, 1981, 1075-1086.

77. Cole R.J., Jessen F.W. Paraffin deposition \\ Oil and Gas Journal. 1958, № 38.

78. Grant A.A. Weir designing pump for heavy gas fractions. Offshore pipelining, 1988. - Vol. 48, № 8.-p. 30-31.

79. Hunt A. Uncertainties remain in prediction paraffin deposition. // Oil and Gas Journal, 1996. July 29. - p. 96 - 103.

80. Hunt A. Fluid properties determine flow line blockage potential // Oil and Gas Journal, 1996. Juli 15. - p. 62 - 66.

81. Kayanagi M., Hojo H., Nagamune A., Ogato J. The Coaxial Pipe Electric Heating System for Pipeline. Trans ASME// J. Energy Resour. Technol. 1983. - Vol. 105,№4-p. 469 -474.

82. Keverian D. California crude oil transportation options. American Chemical Society. Division of Petroleum Chemistry, 1992. - Vol. 37, № 3 - p. 857 - 859.

83. Khan H. U. and other, A comparative study of paraffin deposition behavior of Ratna and Borholla crude oil. Indian Journal of Technology, 1993. - Vol. 31, № 10.-p. 697-701.

84. Knegtel J. Т., Zeilinga E. Field Test with Waxy Crudes in the Rotterdam-Rhine Pipeline System. Journal of the Institute of Petroleum. May 1971. - Vol. 57, № 555.

85. Masao A., Takaki H. Application of the SECT Electric Heating System to long Distanse Pipelines; International Congrees on Electrotermics 9-th, Cannes 20 -24. 1980. - Session 8. - Paper III. - D 3. - p. 1 - 12.

86. Newberry M. E. Chemical effects on crude oil pipeline pressure problems. -Journal of Petroleum Technology, 1984. Vol. 36, № 5. - p. 777 - 786.

87. Reistle C.E. Paraffin production problems. Production practice, AIME, 1942.

88. Reistle C.E. Paraffin and congealing oil problems. Bureau Mines Bulletin, No. 348,1927.

89. Reistle C.E. A study of sub-surface pressure and temperatures in flowing wells in the East Texas Fields. Bureau Mines Report Investigations, No. 3211, 17, 1933.

90. Torrey P.D. Production curtailment makes paraffin problems more difficult. Oil and Gas J., vol. 41, No. 7, 1942.