Исследование условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и разработка технологии борьбы с ними тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чеботников, Владислав Анатольевич

• Чеботников, Владислав Анатольевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чеботников, Владислав Анатольевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ СКВАЖИН С ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТЬЮ МЯДСЕЙСКОГО И ТОБОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Краткие сведения о залежах и физико-химических свойствах высокопарафинистых нефтей месторождений

1.2. Характер отложения АСПВ на поверхности НКТ и влияние на него шероховатости труб

1.3. Методы прогнозирования отложений АСПВ в подземном оборудовании скважин

1.4. Групповой состав углеводородов твердых отложений, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб скважин

Выводы

2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ КРИССТАЛИЗАЦИИ ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОТЛОЖЕНИЙ АСПВ НА ПОВЕРХНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

2.1. Кристаллизация парафиновых углеводородов и факторы, влияющие на образование твердых отложений

2.2. Моделирование отложений АСПО и результаты исследования динамики их роста на поверхности НКТ скважин

2.3. Математическая модель скорости осаждения АСПО

Выводы

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АСПВ В ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ДВИЖЕНИЯ СВОЙСТВ

3.1. Моделирование отложения АСПВ при термобарических условиях скважин с использованием глубинных проб нефти

3.2. Методика и результаты изучения напряжений сдвига АСПО при различных составах отложении

Выводы

4. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ОБРАБОТОК

4.1. Краткий обзор существующих методов депарафинизации

97

скважин

4.2 Опытно-промышленные испытания греющих кабелей для предупреждения образования АСПО в скважинах с высоко-

парафинистой нефтью

Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

82

89

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и разработка технологии борьбы с ними»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Эксплуатация нефтяных скважин во многих регионах страны осложнена образованием твердых асфальтосмолопарафиновых отложений в подземном оборудовании. Такие осложнения частично или полностью перекрывают проходное сечение насосно-компрессорных труб на глубинах до 600...800 м, являясь причиной роста нагрузок на оборудование скважин и снижения подачи погружных насосов.

Проблема борьбы с АСПО, несмотря на период существования, исчисляемый десятками лет, в полной мере до сих пор не решена. Эти отложения имеют широкие интервалы изменения своего состава, отличаются по своим физико-химическим и механическим свойствам, образуются в разных термобарических условиях подъема жидкости в скважинах.

Известны различные способы и разработанные технологии предупреждения образования АСПО и их удаления с поверхности подземного оборудования. Эти технологии не носят универсальный характер и поэтому не могут применяться в каждом регионе по технико-экономическим соображениям.

Наиболее показательным по глубине и масштабам этой проблемы является Тимано-Печорская провинция нефтеносности, месторождения которой отличаются высоким содержанием парафина в нефти, доходящим до 9% масс. На месторождениях нефти ОАО «Нарьянмарнефтегаз», к примеру, межочистной период скважин с отложениями АСПО может составлять около 15 часов.

Совершенно очевидно, что для успешной борьбы с АСПО в этом регионе необходимо располагать сведениями о термобарических условиях подъема продукции скважин, температуре начала кристаллизации парафиновых углеводородов, групповом составе АСПО, а также скорости отложения АСПО в насосно-компрессорных трубах.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин добывающих высокопарафинистую нефть путем совершенствования способов борьбы с АСПО на базе лабораторных и промысловых исследований их состава, характера и скорости формирования отложений в насосно-компрессорных трубах.

Основные задачи исследования

1. Исследование физико-химических свойств высокопарафинистых нефтей и группового состава отложений высокомолекулярных соединений и термобарических условий кристаллизации парафина в колонне НКТ добывающих скважин.

2. Исследование температуры начала кристаллизации парафиновых углеводородов в зависимости от давления, плотности и молекулярной массы нефти, а также напряжений сдвига АСПО на поверхности труб.

3. Исследование динамики образования осадков АСПВ и влияния на массу твердого осадка скорости подъема пластовой жидкости в НКТ, температуры и периода эксплуатации скважины, а также определение эмпирических коэффициентов соответствующих корреляций.

4. Внедрение результатов исследования по борьбе с образованием АСПО в скважинах при добычи высоковязкой нефти.

Научная новизна

1. Установлена температура начала кристаллизации парафиновых углеводородов нефтей Мядсейского и Тобойского месторождений, соответствующая 47...50°С при давлении 30 МПа. При снижении давления до 10 МПа происходит рост температуры на Ю...18°С в зависимости от физико-химических свойств нефти.

2. Установлено, что определяющую роль в формировании твердых отложений АСПО в колонне НКТ играют углеводороды С]9 -С33. Выявлено

влияние температуры на напряжения сдвига этих отложений с поверхности труб.

3. Выявлены экспериментальные значения коэффициентов в зависимостях массы толщины отложившихся осадков АСПО от скорости подъема пластовой жидкости по колонне НКТ, температуры и продолжительности контакта жидкости с поверхностью труб.

4.Выявлено существование промежуточного слоя между твердыми отложениями АСПО и потоком нефти в трубах с вязкостью, значительно превышающий вязкость добываемой нефти. Промежуточный слой завершает перекрытие сечения насосно-компрессорных труб отложениями АСПО.

Практическая ценность

1 .Выполнены исследования физико-химических свойств нефтей и группового состава твердых отложений в колоннах НКТ скважин Мядсейского и Тобойского месторождений, показавших содержание в них до 41,5% парафина, 56,6% смол и 8,7% асфальтенов.

2.Разработан лабораторный стенд и методика исследования термобарических условий кристаллизации парафиновых углеводородов и накопления твердых осадков на металлической поверхности.

3.Установлено, что наиболее эффективным средством предупреждения отложений АСПВ в подземом оборудовании является тепловое воздействие с применением греющего кабеля. Дополнительная добыча от их применения на скважинах ОАО «Нарьянмарнефтегаз» в период с 2009 по 2010г.г. составил 33 327 тонн.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследования группового состава и физико-химических свойств твердых отложений в колоннах НКТ скважин нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции.

2. Экспериментальные зависимости температуры кристаллизации и скорости образования парафиносодержащих отложений в НКТ от

термобарических условий подъема нефти и продолжительности ее контакта с металлом.

3. Метод борьбы с образованием твердых осадков в колонне НКТ тепловым воздействием с помощью греющего кабеля.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку методик расчета условий образования парафиносодержащих отложений в скважинах и метода предупреждения осложнений в механизированной добыче нефти.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов»

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно - технических советах ООО «Нарьянмарнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2007 - 2010 г.г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 6 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 49 таблиц, 41 рисунок. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 137 наименований.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ СКВАЖИН С ВЫСОКО-ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТЬЮ МЯДСЕЙСКОГО И ТОБОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Краткие сведения о залежах и физико-химических свойствах высокопарафинистых нефтей месторождений

Мядсейское и Тобойское месторождения нефти расположены на территории Ненецкого национального округа Архангельской области и разрабатываются ОАО «Нарьянмарнефтегаз».

В бурение Тобойская площадь введена в 1983 г., Мядсейская - в 1984г. В первом случае год спустя (скв. 11) открыта залежь нефти в пражском ярусе (Бф). Затем была выявлена залежь нефти в пласте Оз!" (скв. 12). Во втором случае промышленная нефтеносность была установлена первой же скважиной №1 в карбонатных отложениях нижнего девона. Всего на Тобойском месторождении пробурено 11 поисково-разведочных скважин, на Мядсейском - 5. Скважинами вскрыт осадочный чехол от четвертичных до силурийских отложений общей толщиной 4300м. Палеозой представлен породами силура, девона, карбона и перми. В указанной части разреза преобладают карбонатные породы. Терригенные развиты спорадически и занимают в общем объеме осадочного чехла подчиненное значение. С указанным структурно-тектоническим этажом связано развитие промышленной нефтеносности в разрезе.

В нижнем девоне в составе хатояхинской свиты (пачка II) выделяется довольно значительная толща водорослевых и органогенно-детритовых известняков толщиной 171-182м. Она подразделяется на довольно выдержанные пласты А, Б, В, Г, Д чистых карбонатов (известняки доломитизированные, вторичные доломиты), являющихся коллекторами нефти, экранами между которыми служат глинисто-карбонатные прослои

пород. Толщина продуктивных пластов составляет 15-35м. Флюидоупором для рассматриваемого продуктивного комплекса являются вышезалегающие глинистые породы (мергели, глинистые известняки). Закрытость данной части разреза увеличена за счет развития в верхах лохковского яруса ангидрито-доломитовой пачки пород толщиной 296-3 04м. По этой причине в рассматриваемом комплексе продуктивных отложений наблюдается АВПД с коэффициентом аномальности 1,71-1,73.

В незначительных по толщине терригенных отложениях эйфельского яруса среднего девона выявлен продуктивный пласт D2■ Коллекторами являются песчаники.

Кроме того, установлена залежь нефти в биогермных известняках верхнефранского подъяруса (пласт

Вследствие близкого расположения Тобойской и Мядсейской площадей можно сделать вывод о высоком сходстве физико-химических характеристик нефтей для продуктивных горизонтов, выявленных на их территории.

Физико-химические свойства нефти изучены по устьевым и глубинным пробам.

Состав и свойства нефтяного газа изучены методом газожидкостной хроматографии. Его содержание в нефти определялось методом однократного и дифференциального разгазирования.

Ниже приведены свойства пластовых нефтей в стандартных условиях.

Пласт Оф

На основании имеющихся анализов плотность нефти по устьевым пробам колеблется в пределах от 915,2 кг/м3 до 940 кг/м3. На Мядсейской площади плотность несколько снижается и составляет 895 кг/м (скв.31). Однако в приконтурной скважине 32 ее значение возрастает до 933 кг/м . Среднее значение равно 925 кг/м3. Плотность дегазированной нефти,

определенная по двум глубинным (скв. 1, 35) и одной рекомбинированной

3 3

пробе (скв. 36) изменяется от 916,6 кг/м до 927,6 кг/м .

Вязкость нефти при стандартной температуре (20 °С), определенная по устьевым пробам, изменяется от 241,8 мПа-с (скв.1) до 867,9 мПа-с (скв. 36). После разгазирования нефтей значение указанного параметра составило 233,04 - 491,6 мПа-с. С учетом осреднения вязкость по устьевым и дегазированным пробам равна 493,6 мПа-с и 396,37 мПа-с, в целом по залежи

- 465,47 мПа-с.

Для нефтей характерно довольно высокое содержание кислых компонентов - смол и асфальтенов. Содержание смол достигает 10,56% вес. и 13,84%вес. (скв. 32, Мядсейская площадь), асфальтенов - 10,97%вес. По указанным компонентам нефти указанного пласта относятся к типу смолистых. Содержание парафинов колеблется от 2,07% вес. (скв. 37, устьевая проба) до 9,19% вес. (скв. 35, дегазированная глубинная проба). По залежи Мядсейского месторождения содержание данного компонента обычно не превышает 2,44-2,52% вес. (скв. 31,32).

Нефти сернистые, ее содержание составляет 2,12-3,16% вес., по Мядсейской площади по устьевой пробе скважины 32 соответствующее значение составило 3,79%) вес. Средняя температура начала кипения равна 80-90°С. Выход светлых фракций до 200°С составляет 10-15% об., до 300°С

- 37-38%об. Температура застывания в среднем +2-6°С.

Пласт й2.

Физико-химические свойства данной залежи изучены по устьевой пробе, отобранной в скважине 46 и четырем глубинным - в скважине 45. По данным анализа в последней из них плотность сепарированной нефти - 857,2 кг/м3, вязкость при 40°С - 20,71 мПа-с. Нефть смолистая, содержание смол достигает 19,20%мас, асфальтенов - 0,60%мас. Выход светлых фракций до 200 °С при начальной температуре кипения 67 °С составляет 12,5 %об, до

30°С - 33,5 %об. Температура застывания нефти +14°С. Содержание парафина достигает 6,07 %мас, серы - 0,64 % мае.

Пласты нижнего девона (В]-А,В]-Б,В1-В,П1-Г, X)/ - Д)

Пробами охарактеризованы пласты Б, - Ги Б] - Д. Из-за отсутствия материалов ГИС определить стратиграфическую принадлежность интервала аварийного притока в скважине 1 Мядсейской площади невозможно. Поэтому отобранные в ней пробы нефти отнесены ко всем рассматриваемым залежам. Учитывая их близкое расположение по разрезу и геологическое единство строения продуктивных отложений, можно утверждать, что физико-химические свойства нефтей по указанным пластам также близки между собой. Исходя из этого, их характеристика дается в целом по данной группе залежей.

3 3

Плотность нефти колеблется в пределах от 832,6 кг/м до 853,5 кг/м . Вязкость снижается до 32,39-11,92 мПа-с, среднее значение - 23,73 мПа-с. Среднее значение содержания смол - 6,2%вес, асфальтенов - 2,26%вес, парафинов - 11,65%вес, серы - не превышает 0,5%вес.

Средняя температура начала кипения - 76°С. Выход легких фракций до 200°С составляет 15%об, до 300°С - 38,4%об. Нефть имеет низкую температуру застывания, среднее значение которой равно -1°С.

В табл. 1.1 приведена геолого-физическая характеристика объектов.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов.

Наименование Ед. изм. Объекты

пласт Dil пласт D3tm пласт D3f3 пласт Cit-D3fm

Средняя глубина залегания м 4020 3090 2760 2030

Тип залежи пласт.свод. тект. экранир. пласт.свод. тект. экранир. массивная тект.экрани Р- пласт, сво д. тект. экранир.

Тип коллектора карбонат. гранулярный карбонат. карбонат.

смешанный смешанный смешанн ый

Размер залежи кмхкм 2,5x2,0* 8,7х(2,5-3,4) 3,4x1,4 5,4x2,9

Высота залежи м 395 250 76 178

Абсолютная отметка внк м - -3152,4 -2701 -2105,6

Уровень подсчета запасов м -4188 - _

Площадь нефтеносности тыс.м2 408496** 22093 4424 11796

в т.ч. категории С1 тыс.м2 12696 5578 7149

категории С2 тыс.м2 395800** 16515 4647

Ср.нефтенасыщенная толщина м 113,8 11,1 11,2 40,1

в т.ч. категории С1 м 166,4 12,1 46,0

категории С 2 м 112,1 10,7 30,9

Средняя нефтенасыщенность доли ед. 0,90 0,82 0,67 0,87

Средняя пористость доли.е д. 0,007 0,13 0,075 0,09

Объем нефтенасыщенных пород тыс.м3 46473375** 244805 49741 472840

в т.ч. категории С1 тыс.м3 2112485 67338 329106

категории С2 тыс.м3 44360890** 177467 143734

Средняя проницаемость мкм2 0,00048 0,010

Пластовое давление МПа 75,9 35,2 28,0 21,7

Пластовая температура °С 85 60,6 51,6 40,4

Плотность нефти: в пл. условиях кг/м3 720 808 883

в станд.условиях кг/м3 854 861 891 901

Вязкость нефти (в пл. условиях) мПа*с 0,73 3,69 152,6

Давление насыщения МПа 22,84 10,55 5,48

Газосодержание нефти м3/т 53,6 61 27,6 16,8

Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,130 1,132 1,08 1,035

Содержание в нефти: серы % вес. 0,33 0,53 0,97 2,01

парафина % вес. 2,84 9,4 7,65 6,42

смол селикагел. % вес. 8,36 13,85 16,39 13,81

асфальтенов % вес. 2,18 1,41 3,02 11,27

Коэффициент песчанистости доли ед. 1,0 0,86 0,33 0,52

Коэффициент расчлененности доли ед. 1,0 7,0 31 57,5

Вязкость воды в пл. условиях мПа*с - -

Плотность воды: в пл. условиях кг/м3 - -

в станд.условиях кг/м3 1100 1100 1050

Коэффициент продуктивности (м3/су т)/МП а 1,241 0,668 0,547 22,7

Нач. балансовые запасы нефти тыс.т 221282** 19841 2062 32231

в т.ч. по категории С1 тыс.т 10058 5548 - 22433

по категории С2 тыс.т 211224** 14383 2062 9798

Нач.извлекаемые запасы нефти тыс.т 110641** 5952 806 8058

в т.ч. по категории С1 тыс.т 5029 1637 - 5608

по категории С2 тыс.т 105612** 4315 806 2450

Коэффициент нефтеизвлечения доли ед. 0,5 0,300 0,391 0,3

Основной объем исследований данной работы были выполнены на скважинах № 46 и 49 Мядсейского и № 11 и 101 Тобойского месторождений. Опыт эксплуатации этих скважин показал, что скорость отложений АСПО столь высока, что по истечении 15...40 часов сечение НКТ может полностью перекрыться и прекратиться подача. В таблице 1.2 приведены физико-химические характеристики нефти из этих скважин, полученные в [135] из которой видно, что содержание парафиновых углеводородов составляет

почти 9%, что свидетельствует о высокой степени вероятности образования твердых отложений в подземном оборудовании.

В табл. 1.3 представлен фракционный состав разгазированных нефтей, показывающий преимущественное содержание в них высокомолекулярных соединений, так же полученные в [135].

Высокомолекулярные соединения являются главными компонентами нефти, определяющими образование АСПО в нефтепромысловых условиях [2-16].

о 1—> - чо о Номер скважины

О а 43 о О Пласт

906,7 837,3 849,2 872,1 Плотность нефти, кг/ м3, при 20 °С

112,9 15,96 23,37 о о О Динамическая вязкость, мПа-с при температуре

27,48 5,124 н о а\ о Кс о * о а> £ сь 7,299 23,29 5=1 о а> и) о о О

+ -о + --4 + оо + ю Кс О « о О) Температура застывания, °С

и> (О С/1 Ю О О) о н о 43 о £ п> К К п> к> ю ю П) о н о 43 о Й а> К к п> Молекулярная масса

1—' и) о То оо о воды £ р о о о ю о со о о й О) 43

2,40 0,22 0,18 0,60 серы

7,29 5,70 5,67 9,15 асфальтенов

29,4 42,9 28,6 48,9 смол силикагелевых N р к к

и> Со То ро ил парафина о4

0\ ОЧ о -4 Температура плавления парафина. °С

ч р

о»

й К

с р

ю

X

£ 43

6Г1

¡я

К §

к

<Т>

н

О 41

е

к и!

К «

О

><

к К

л о

о «

К сь

X р

п

а> 43 К о н

к «

к

43 о

И р

к И Е

X

И

О) ►в-н п> КС

о н о

43

о Й

СЬ

К К Кс

О О

о

Таблица 1.3 - Фракционный состав разгазированных нефтей продукции скважин месторождений ООО «Нарьянмарнефтегаз» по ГОСТ 2177-99"

Номер скважины Пласт Г Начало кипения, °С Объемное содержание выкипающих фракций, % при температуре, °С

100 120 150 160 180 200 220 240 260 280 300

Мядсейское месторождение

46 в2 53 5,0 6,5 9,5 11,0 13,0 15,5 18,0 21,0 25,0 27,0 31,0

49 54 5,0 6,0 10,0 12,0 15,0 18,0 22,0 26,0 28,0 33,0 37,0

Тобойское месторождение

11 В1Р 55 4,5 6,5 12,0 14,0 17,0 20,0 24,0 28,5 32,0 37,0 40,0

101 ад 54 4,0 6,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 24,0 27,0 30,0

1.2. Характер отложения АСПВ на поверхности НКТ и влияние на него шероховатости труб

Согласно ряда исследований [123-137] состав АСПВ, отложившихся на внутренней поверхности НКТ, содержит смолы, асфальтены, парафиновые углеводороды, кварцевый песок, воду и др. компоненты. Связующим звеном, обеспечивающим консистентность (твердость) отложений, является парафин. Без его связывающего действия образование твердых отложений становится менее вероятным.

Причины образования твердых отложений достаточно изучены. К ним относятся снижение давления в скважине и выделение газовой фазы, изменение скорости движения пластовой жидкости в стволе скважин и снижение температуры жидкости. Основной причиной начала кристаллизации парафина и его отложение на стенках НКТ является достижение температуры определенной величины.

В [126] показано, что разгазирование нефти на приеме насоса и далее в верхних участках НКТ приводит к нарушению фазового равновесия углеводородов и выпадению парафина. Иными словами, процесс образования твердых осадков АСПВ возможен при давлениях в системе ниже давления насыщения нефти газом.

В [123] показано влияние различных факторов на интенсивность отложения парафина в трубах, которая описывается зависимостью:

1 = А4

я2

'1--]

V О)

(1.1)

где: I - интенсивность отложения, г/см2;

- массовый расход жидкости, кг/с; Я - радиус трубы, м;

А - безразмерный коэффициент, зависящий от свойств нефти; т - касательное напряжение на стенке, Н/м ;

а - критическое напряжение в отложении парафина на границе с потоком, Н/м .

В [123] отмечается, что по мере роста скорости потока жидкости в трубах происходит постепенное отклонение зависимости от линейного закона, т.е. часть парафина будет срываться потоком. Наконец наступит момент полного срыва парафина со стенки труб. Причем, чем меньше величина о в (1.1), тем при меньших расходах жидкости происходит срыв. Снижение величины а достигается обработкой поверхности труб всевозможными лаками, эмалями, остеклованием их и т.д.

В [126] показан характер влияния скорости движения жидкости на интенсивность отложения парафина.

Исследования позволили установить связь между скоростью движения газожидкостной смеси в подъемных трубах и интенсивностью отложений (рис. 1.1).

С ростом скорости интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы.

Дальнейший рост скорости ведет к уменьшению интенсивности отложений: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины.

Движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья (см.рис.1.1). Это подтверждается и практикой эксплуатации высокодебитных скважин, в которых величина отложений и интенсивность их образования значительно меньше, чем в малодебитных и особенно в периодически работающих скважинах. В последних при остановке нефть в подъемных трубах стекает вниз, а кристаллы парафина, ранее присутствовавшие в ней во взвешенном состоянии, оседают на отложившемся парафине, увеличивая толщину слоя. При больших скоростях движения поток охлаждается

медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс парафинообразования.

Рисунок 1.1 - Интенсивность отложения I АСПО в зависимости от скорости движения нефти г) и вида покрытия: 1 - сталь, 2 - эпоксидная смола, 3 - стекло Кроме того [126], на процесс отложения парафина на поверхности насосно-компрессорных труб влияют адсорбционные факторы на границе «металл-парафин». В случаях сниженной адсорбционной способности этой границы процесс осадкообразования происходит менее интенсивно.

На процесс отложения АСПВ влияет механическое состояние поверхности металла (шероховатость, наличие мехпримесей и т.д.). Увеличение шероховатости приводит к более быстрому образованию твердого осадка. Не случайно, в старых нефтяных регионах России одним из способов борьбы с парафиноотложениями было остекловывание внутренней поверхности НКТ. Благодаря практическому отсутствию шероховатости

поверхности стекла и плохой адгезии парафина в регионах удавалось в значительной степени уменьшать и предупреждать отложение парафина в скважинах.

В.А. Рассказов, В.Я. Миронов [126] и другие исследователи показали влияние шероховатости труб на интенсивность отложений АСПО (рис. 1.2). Выступы на поверхности труб являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания к поверхности труб, застревания между выступами и впадинами поверхности.

Практика эксплуатации НКТ с покрытиями из различных материалов подтвердила результаты теоретических исследований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чеботников, Владислав Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 .Анализ условий эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью Мядсейского и Тобойского месторождения Тимано-Печорской провинции показал, что период полного перекрытия НКТ твердыми отложениями АСПВ составляет. 15.20 часов. Состав твердых отложений включает до 42% парафинов, 9% асфальтенов и 57 % смол.

2.Проведенные исследования термобарических условий подъема жидкости в НКТ и их физико-химических свойств показали, что температура кристаллизации парафина составляет 47-5 0°С, а определяющими в отложениях являются углеводороды С19-С33. Установлена связь температуры начала кристаллизации с давлением, плотностью и молекулярной массой нефти.

3.Изучена динамика образования осадков АСПВ из нефти, показавшая линейное увеличение их массы во времени, а также с ростом скорости подъема нефти в НКТ. Получены эмпирические значения коэффициентов в установленных зависимостях для конкретных залежей нефти.

4,Определены напряжения сдвига и скорости образования слоя АСПВ как для глубинных проб нефти в соответствующих термобарических условиях, так и для разгазированных нефтей. Установлено, что толщина АСПО в зависимости от глубины скважины и состава нефти за период времени 12 часов достигает величин 1.8 мм. В отложениях АСПВ обнаружен переходный слой с вязкостью, значительно большей вязкости нефти.

5.Выполнен анализ существующих методов борьбы с образованием АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью, показавший преимущество использования греющего кабеля по своим технико-экономическим показателям. Применение таких кабелей позволило увеличить температуру нефти на устье скважин в среднем до 38°С и прирастить добычу нефти более чем на 200%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чеботников, Владислав Анатольевич, 2011 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

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

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

8. Казакова Л.П. Твердые углеводороды нефти. - М.: Химия, 1986. -

176с.

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

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

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

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

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

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

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

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

17. 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.

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

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

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

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

22. Казакова Л.П., Гундырев A.A., Литвин H.H. и др. Состав и структура смол масляных дистиллятов западносибирских нефтей//ХиТТМ.-1994, № 2. - С.27-30.

23. Сизая В.В., Новиков В.Г., Лезов О.Ф. 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.

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

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

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

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

28. 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.

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

30. 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.

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

32. 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.

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

34. Система магнитной обработки "ПАРАГОН" для борьбы с осаждением парафинов, асфальтенов и других отложений. Реклама компании "COMPUTALOG". Адрес компании в Канаде: 2000, 530 -8th Avenue S.W. Calgary, Alberta T2P 3S8. Адрес электронной почты Email: [e-mail].

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

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

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

38. Gilby G.W. The Use of Ethylene-Vinyl Acetate Copolymers as Flow Improvers and Wax Deposition Inhibitors in Waxy Grude Oil//Chem. Oil and Proc. Symp. Manchester, 22 nd-23 rd. March. - 1983. - P. 108-124.

39. Шаров А.Г., Иванов В.И., Тертерян P.A. Эффективные ингибиторы отложения парафина из нефти//Нефтяное хозяйство. - 1987. -№ 7. - С. 50-52.

40. Марриотт Дж.М., Применение модификаторов парафиновых кристаллов к сырой нефти и мазуту//Британская промышленность и техника. - 1984.-Т. 59 - № 3. - С. 5 - 7.

41. Кучумов Р.Я., Пустовалов М.Ф., Кучумов P.P. Анализ и моделирование эффективности эксплуатации скважин, осложненных парафиносолеотложениями. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 186с.

42. G.H.B.Davis and A.J.Blackwood. Improved paraffin-base lubricating oils//Industrial & engineering chemistry. - 1931. -V. 23, №12.-p. 1452 - 1458.

43. Тертерян P.A. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. - М.: Химия, 1990. - 238с.

44. Шаров А.Г. и др. Действие полимерного ингибитора парафиноотложений из нефти различных месторождений//Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 9. - С.55-58.

45. Иванов В.И. и др. Сополимеры этилена с винилацетатом как присадки к мазуту и нефти//Химия и технология топлив и масел. - 1983. -№3. - С.29-30.

46. Лубенец Э.Г. и др. Влияние состава высших жирных кислот на эффективность действия синтезируемой на их основе присадки для снижения

вязкости парафинистых нефтей//Изв. СО АН СССР. Серия химических наук. -№ 12.-Вып. 5.-С. 149-152.

47. Миньков В.А. и др. Требования к высшим жирным спиртам, используемым в производстве депрессаторов высокопарафинистых нефтей//Нефтепереработка и нефтехимия. - 1982. - №8. - № 8. С.42-43.

48. Сопина Е.В. и др. Зависимость эффективности акрилатных депрессаторов высокопарафинистых нефтей от их состава//Нефтепереработка и нефтехимия. - 1982. - №3. - С. 45-46.

49. Потоловский JI.A. и др. Некоторые свойства полиметакрилатных депрессорных присадок//Труды ВНИИ НП. - 1977. - Вып. 21. - С.97-104.

50. Сарычева Л.Б., Юдина Н.В. Влияние компонентного состава высокозастывающих нефтей на депрессорную эффективность полимерных присадок//Тез.докл. Всесоюзн.конф. по химии нефти. - Томск, 1988. - С.263-264.

51. Мастобаев Б.Н., Дмитриева Т.В., Мовсумзаде Э.М. Депрессорные присадки для трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов/ЛГранспорт и хранение нефтепродуктов. - 2000. -№5.-С. 16-20.

52. Таранова Л.В., Агаев С.Г. Влияние природы твердых углеводородов на эффективность депрессорных присадок//Известия вузов. Нефть и газ. -1985. -№11. С. 39-43.

53. Агаев С.Г., Таранова Л.В. Оценка эффективности сложных эфиров пентаэритрита в качестве депрессорных присадок// Известия вузов. Нефть и газ.- 1986.-№6. С. 59-64.

54. А. с. 1047951 СССР, МКИ С 10 М 1/26, С 10 L 1/18. Способ получения депрессорной присадки к нефтепродуктам / Агаев С.Г., Таранова Л.В., Гамидов P.C. - Опубл. 15.10.83, Бюл. № 3.

55. А. с. 1049524 СССР, МКИ С 10 М 1/26, С 10 L 1/18. Способ получения депрессорной присадки к нефтепродуктам / Агаев С.Г., Таранова Л.В., Гамидов P.C. - Опубл. 23.10.83, Бюл. № 39.

56. А. с. 1063802 СССР, МКИ С 07 С 76/46, С 10 М 1/26. Способ получения депрессорной присадки к нефтепродуктам / Агаев С.Г., Таранова Л.В., Гамидов P.C. - Опубл. 30.12.83, Бюл. № 43.

57. А. с. 1049525 СССР, МКИ С 10 М 1/30, С 10 М 1/32, С 10 М 1/38. Депрессатор для нефтепродуктов / Агаев С.Г., Ермакова Л.М., Таранова Л.В., Гамидов P.C. - Опубл. 23.10.83, Бюл. № 39.

58. Агаев С.Г., Таранова Л.В. Улучшение низкотемпературных свойств высокопарафинистых масел с помощью композиций сложных эфиров пентаэритрита и депрессатора АзНИИ // Известия вузов. Нефть и газ. - 1986. -№ 1 - С. 39-43.

59. Агаев С.Г. Композиции депрессорных присадок для высокозастывающего масляного рафината // Нефтепереработка и нефтехимия. - 1986. - № 7 - С. 10-11.

60. Пат. 2106395 РФ, 6 с ЮМ 149/14, 149/22. Депрессатор для нефтепродуктов/Агаев С.Г.. Халин А.Н. - №96114541/04; Заявл. 22.07.96; Опубл. 10.03.98.

61. Агаев С.Г., Халин А.Н. Депрессорные присадки для высокозастывающих полупродуктов производства смазочных масел//ЖПХ. -1997.-Т.70, вып. 11.-С. 1893-1896.

62. Агаев С.Г., Халин А.Н. Синтез поликонденсационных депрессорных присадок для высокозастывающих полупродуктов производства минеральных масел//Нефтепереработка и нефтехимия. - 1996.-№ 12. - С. 28-30.

63. Агаев С.Г., Халин А.Н. Синтез поликонденсационных депрессорных присадок//Химия и технология топлив и масел. - 1997. - №2. -С. 36-37.

64. Агаев С.Г., Березина З.Н., Халин А.Н. Ингибирование процесса парафинизации скважин и нефтепроводов//Нефтепромысловое дело. - 1996. -№5.-С. 16-17.

65. Гуров Ю.П. Моделирование процессов кристаллизации и структурообразования в системах твердых углеводородов нефти в присутствии депрессорных присадок и полиолефинов// Автореферат дисс. канд.техн.наук//Тюмень: Тюменский нефтегазовый университет. - 2003. -24с.

66. Агаев С.Г., Гуров Ю.П., Землянский Е.О. Фазовые переходы и структурообразование в модельных системах твердых углеводородов и депрессорных присадок//Нефтепереработка и нефтехимия. - 2004.- № 9. - С. 37-40.

67. Агаев В.Г., Таранова JI.B., Гуров Ю.П. Моделирование процессов кристаллизации твердых углеводородов в присутствии депрессорных присадок//Современные наукоемкие технологии. - М.: «Академия естествознания». - 2005. - №11. - С. 20.

68. Смолянец Е.Ф, Кузнецов О.Э., Малеева JT.A. и др. Исследование возможности использования отходов нефтехимии и нефтепереработки в качестве ингибиторов парафиноотложения.// Нефтепромысловое дело - 1994.

- №1.-С. 31-33.

69. Кожабеков С.С., Сигитов В.Б., Дидух А.Г. Исследование реологических свойств нефти, транспортируемой по магистральному трубопроводу в присутствии депрессантов//Нефтяное хозяйство. - 2003. - №2.

- С.82-84.

70. Закенов С.Т., Нуршаханова JI.K.. Анализ мероприятий по предупреждению и борьбе с парафиноотложениями при эксплуатации скважин месторождения Узень//Нефтепромысловое дело. - 2003. - №6. -С.40-42.

71. Асханов P.P., Шарифуллин Ф.М., Карамышев В.Г. и др. Влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиновых отложений//Нефтепромысловое дело - 1994. - №7-8 - С 12-16.

72. Агаев С.Г. Влияние ПАВ на поведение дисперсных систем нефтяных твердых углеводородов в электрическом поле// Дис.канд.техн.наук.-М. :МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1972. - 161с.

73. Агаев С.Г. О механизме действия депрессорных присадок // Сб. «Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки». -Тюмень, 1993.-С. 169-170.

74. Гурвич JI. Г. К вопросу о застывании парафинистых продуктов// Нефтяное и сланцевое хозяйство. - 1924. - № 8. - С. 350 - 351.

75. Черножуков Н.И. Об адсорпции парафинистых смол и о застывании парафинистых продуктов // Нефтяное и сланцевое хозяйство. - 1924. - № 8. -С. 350 - 351. (Примечание: в оригинале «адсорпция», а не «адсорбция»).

76. Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных веществ на линейную скорость кристаллизации парафинов// Сб. «Низкотемпературные свойства смазочных масел и смазок». - М., 1949. - С. 149 - 160.

77. Санин П.И., Мелентьева Н.В., Зеленова Ю.М. Адсорбция поверхностно-активных веществ (депрессоров) на парафине // Коллоидный журнал. -1956. -Т. 18, №6. - С. 745-747.

78. Жузе Т.П. Исследование структурообразования в углеводородных средах в связи с явлениями застывания парафинистых нефтепродуктов // Дис. докт. хим. наук. - М. -1949.

79. Яценко З.А., Гуцалюк В.Г. Адсорбция смолистых веществ мунайлинской нефти на парафине // Известия АН Каз. ССР (серия химическая). - 1960.-Вып. 1 (17).-С. 100-104.

80. Schultze Georg R., Moos Josef, Göttner Georg-Heinz, Acanal Micdad. Zur Verbesserung des Kälteverhaltens von Dieselkraftstoffen durch Stockpunkterniedriger//Erdöl und Kohle. - 1964. - V. 17, № 2. - S. 100-106.

81. Ребиндер П.А., Богуславская H.A., Мокиевский В.Б. Исследование аномалии вязкости (структурно-механических свойств) смазок при низких температурах // Сб. «Вязкость жидкостей и коллоидных растворов» М.: АН СССР (институт машиноведения). - 1944. -Т. 2. - С. 173-177.

82. Санин П.И. Структурно-механические свойства смазочных масел и влияние на них ПАВ // Дис. докт. хим. наук. - М.: Институт нефти АН СССР.

- 1952.

83. Александрова Э.А., Киприянова Е.Н. Исследование действия депрессора на кристаллизацию парафина в углеводородных растворителях // Сб. «Вопросы химии и химической технологии нефти и газа». - Грозный. -1978.-С. 49-54.

84. Bilderback СЛ., McDougal L.A. Complété Paraffm Control in Petroleum Production // J.Petrol. Technol. -1969. -V. 21, № 9. - P. 1151-1156.

85. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. -М.: Недра, 1969. -192с.

86. Хасимото М. Полимерные добавки к смазочным маслам // Сэкию гаккай си. -1966. -Т. 9, №6. -С. 432-440.

87. Chichakli M., Jessen F.W. Морфология кристаллов парафинов в углеводородных средах // Ind. And Eng. Chem. -1967. -V.59, №5. -P. 86-98.

88. Жузе Т.П., Покидин В.К. Рентгенографические исследования углеводородных систем при пониженных температурах // Докл. АН СССР. -1945.-Т. 50.-С. 311-314.

89. Гольденберг Н.Г., Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных примесей на кристаллизацию н-парафинов // Коллоидный журнал. - 1951. -Т. 13, №3.-С. 175-181.

90. Китайгородский А. И. Молекулярные кристаллы. - М.: Наука, 1971.

- 424с.

91. Энглин Б.А. Применение жидких топлив при низких температурах. -М.: Химия, 1980. -208с.

92. Выбойченко Е.И. Интенсификация процессов производства твердых углеводородов с помощью неполярных модификаторов структуры // Автореф. дис. канд. техн. наук. - М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. - 1985. -24с.

93. Агаев С. Г., Дерюгина О. П. Влияние депрессорных присадок на фазовые переходы в н-трикозане // Известия вузов. Нефть и газ. - 1992. - № 56. - С. 37-43.

94. Жузе Т.П. Механизм действия присадок, вызывающих понижение температуры застывания парафинистых нефтепродуктов // Коллоидный журнал. - 1951. -Т. 13, № 1. - С. 27-37.

95. Фукс Г.И. Механизм действия присадок, снижающих температуру застывания минеральных масел // Сб. "Присадки к смазочным маслам". - М,-JL: Гостоптехиздат. - 1946. - С. 37-62.

96. Фукс Г. И. Исследование влияния состава граничных слоев на коагуляционные и фрикционные взаимодействия и улучшение смазочных материалов // Доклад-обзор докт. хим. наук. - М.: ИФХ АН СССР. - 1965.

97. Савченков A.JL, Агаев С.Г. Влияние маслорастворимых присадок на электрокинетические и депрессорные свойства дистиллятного рафината из смесей нефтей Западной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. - 1989. -№ 11.- С.41-45.

98. Агаев С.Г., Казакова Л.П., Гундырев A.A., Сидорова Н.В. Электрокинетические исследования механизма действия депрессорных присадок // Химия и технология топлив и масел. - 1980. - № 9. - С. 40-43.

99. Агаев С.Г., Таранова Л. В. Влияние депрессорных присадок на диэлектрические и электрофоретические свойства парафинсодержащих дисперсий // Химия и технология топлив и масел. -1986. - № 3. - С. 31-33.

100. Агаев С.Г., Таранова Л. В. Диэлектрические и электрофоретические свойства парафинсодержащих дисперсий в присутствии депрессорных присадок // Химия и технология топлив и масел. - 1986. - № 10. - С. 27-29.

101. Агаев С.Г., Халин А.Н. О механизме действия депрессорных присадок//Химия и технология топлив и масел. - 1997. - № 6. - С.29 - 31.

102. Лихтеров С.Д., Шор Г.И. Исследование структурообразования и ассоциации компонентов в нефтяных маслах вискозиметрическими методами //Химия и технология топлив и масел. - 1978. - № 6. - С. 55-58.

103. Сюняев З.И., Аби-Фадель Ю. и др. Структурно-механические свойства парафинонаполненных нефтяных дисперсных систем // Нефтепереработка и нефтехимия. - 1979. - № 10. - С. 12-14.

104. Башкатова С.Т., Безгина A.M., Васильева E.H., Тертерян P.A., Митусова Т.Н., Веретенникова Т.Н. Влияние распределения н-парафинов в дизельных топливах и состава высших алкилметакрилатов на депрессорные свойства сополимеров алкилметакрилатов с винилацетатом//Нефтехимия. -1988. - Т. 28. - № 6. - С. 838 - 843.

105. Башкатова С.Т., Васильева E.H., Котин Е.Б. Исследование механизма депрессорного действия сополимеров высших алкилметакрилатов с виниацетатом в дизельных топливах различного фракционного состава//Нефтехимия. - 1993. - Т. 33, № 6. - С. 564 - 571.

106. Лебедев С.Р., Березина P.M., Чертков Я.Б. О депрессорных присадках к дизельному топливу// Химия и технология топлив и масел. -1975.-№ 10.-С. 52-54.

107. Краснянская Г.Г., Крюнина В.А., Любимова С.Л., Монастырский

B.Н., Назаров В.И., Тертерян P.A. Действие депрессорной присадки ВЭС-238 на дизельные топлива различного углеводородного состава//Химия и технология топлив и масел. - 1981. - № 9. - С. 38 - 39.

108. Иванов В.И., Торнер Р.В., Фремель Т.В., Шапкина Л.Н. Исследование действия сополимеров этилена на кристаллизацию парафинов нефтепродуктов методами электронной и оптической микроскопии и рентгеновского анализа//Сб. «Получение и применение продуктов нефтехимии», Труды ВНИИНП. - 1982. - С. 100 - 113.

109. Фремель Т.В., Тертерян P.A., Иванов В.И., Торнер Р.В., Шапкина Л.Н. Исследование механизма действия депрессорных присадок на основе сополимеров этилена с виниацетатом//Нефтехимия. - 1987. - Т. 27. - № 6. -

C.834 - 840.

110. Гришин А.П., Ребиндер П.А., Александрова Э.А., Маркина З.Н.. О кристаллизации, структурном застывании и гистерезисе в растворах

парафина с добавками поверхностноактивных веществ. ДАН СССР (серия «Физическая химия»). - 1970. - том 194, № 4. - С. 850 - 852.

111. Веретенникова Т.Н., Энглин Б.А., Николаева В.Г., Митусова Т.Н. О механизме действия депрессорных присадок в дизельных топливах//Химия и технол. топлив и масел. 1980.- №6.- С. 25-28.

112. Белянин Б.В., Эрих В.Н., Корсаков В.Г. Технический анализ нефтепродуктов. - JL: Химия, 1986. - 184с.

113. Берлин А.Я. Техника лабораторной работы в органической химии. - М.: Химия, 1973. - 368с.

114. Практикум по технологии переработки нефти. Под ред. Смидович Е.В. и Лукашевич И.П. - М.: Химия, 1978. - 288с.

115. Казицина Л.А., Куплетская Н.Б. Применение УФ-, ИК- и ЯМР-спектроскопии в органической химии. - М.: Высшая школа, 1971. - 264с.

116. Агаев С.Г., Мозырев А.Г. Моделирование низкозастывающих и твердых углеводородов нефти в процессе образования парафиновых отложений// Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 2. - С. 85-90.

117. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Березина З.Н., Землянский Е.О. Моделирование транспорта высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов// Известия вузов. Нефть и газ. - 2001. - № 4. - С. 73-81.

118. Агаев С.Г., Гуров Ю.П., Березина З.Н. Застывание и структурообразование в растворах твердых ароматических углеводородов нефти//Сб. «Природные и техногенные системы в нефтегазовой отрасли». -Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2001.- С. 132-141.

119. T. Salomon. Присадки к смазочным маслам/ZRevue de L'Institut Français du petrole. - 1956. - V. 11, №4. - p. 501-547.

120. Фремель T.B., Юнович М.Э., Лившиц С.Д., Душечкин А.П. Механизм действия депрессоров и подбор их к заданному топливу//Сб. научн. тр. ВНИИ по перераб.нефти. - 1990. - №61. - С. 80 - 87.

121. Агаев С.Г., Березина З.Н., Шевелева М.Г. и др. Получение опытных партий депрессорной присадки ТюмИИ-77М//ХТТМ. - 1994. - № 9-10.-С. 10-11.

122.Петров A.A., Бальян Х.В., Трощенко А.Г. Органическая химия. -М.: Высшая школа 1969. - 672 с.

123. Уразаков K.P., Богомольный Г.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: Недра.-2003.-302с.

124.Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях //М-ва: Недра. - 2000. - 654с.

125.Рагулин В.А., Благовещенский В.Е., Гарифуллин Ф.С. и др. Применение химических реагентов для борьбы с отложением парафина на нефтепромыслах Башкирии //Сб.научных тр. Башнипинефть. - Уфа. - 1985. -Вып.72. - С.3-9.

126.Разницын В.В. и др. Влияние дебита и обводненности на процесс отложения парафина в нефтяных скважинах месторождения Узень. М-ва: ВНИИОЭНГ. - 1986. - Вып.2. - С.5-9. (Нефтепромысловое дело: Экспресс-информация.).

127.Требин Г.Ф. и др. Нефти месторождений Советского Союза. -М.Недра. - 1980. - С. 583.

128.Уразаков K.P., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири //М-ва: ВНИИОЭНГ. - 1997. - 54с.

129.Хошанов Г., Ширджанов Н. Прогнозирование глубины отложения парафина в скважине //М-ва: РНТС «Нефтепромысловое дело». - 1981. - № 4. -С. 21-22.

130.Шамрай Ю.В. Влияние температуры потока нефти на удаление асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах // М-ва: ВНИИОЭНГ. - 1986. - Вып.З. - С.4-6.

131.Шамрай Ю.В. и др. Опытные испытания ингибитора

парафиноотложения СНПХ-7202 на месторождении Узень // НТИС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - М-ва: ВНИИОЭНГ. - 1985. -Вып.2. - С.14-16.

132.Шамрай Ю.В. и др. Эффективность применения ингибитора парафиноотложений СНПХ-7215 на месторождении Узень М-ва: ВНИИОЭНГ. - 1986. - Вып.11. - С.3-5. (Нефтепромысловое дело: Экспресс-информация.).

ИЗ.Шамрай Ю.В., Гусев В.И., Покровский В.А и др. Предотвращение парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями // М-ва: ВНИИОЭНГ. — 1987. -61с.

134.Исследование АСПО (асфальтеносодержащих парафиновых отложений) и термобарических условий их образования на Тобойском и Мядсейском месторождениях /Отчет о НИР ООО «Реагент» по договору № 5/2006. Г.Тюмень. - 2006. - 195с.

135.Briggs P.J., Baron R.P., Fulleylove R.J., Wright M.S. Development of heavy-oil reserves//J.Petrol.Technol.-1988.-Vol.40,numb.2-P.206-214.

136.Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumen categorized to help assess resources, technigues // Oil and Gas J.-1983. Vol.81, numb.27-P.78-82.

137.Hardy A.A. Why sucker rods fail//Oil and Gas J,- 1961.-Vol.61.-numb.31.-p.73-76.