Разработка композиционных ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефти на основе изучения взаимосвязи их состава и адгезионных свойств тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.13, кандидат наук Нелюбов, Дмитрий Владимирович

• Нелюбов, Дмитрий Владимирович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Нелюбов, Дмитрий Владимирович

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

1.1. Состав и физико-химические свойства нефти

1.1.2 Химический состав нефтей

1.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения

1.2.1 Состав и физико-химические свойства АСПО

1.2.2 Механизм формирования АСПО

1.2.3 Методы борьбы с АСПО

1.3 Ингибиторы образования АСПО

1.3.1. Классификация и механизм действия ингибиторов образования АСПО

1.3.2 Депрессорные присадки

1.3.3 Ингибиторы образования АСПО на основе депрессорных присадок

1.3.4 Композиционные ингибиторы образования АСПО

1.3.5. Методы разработки и испытания ингибиторов образования АСПО

1.3.6. Технологии обработки скважин ингибиторами образования АСПО

1.4 Выводы

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объекты исследования

2.2 Методы исследования

2.2.1 Исследование химического состава АСПО и твердых углеводородов нефти

2.2.2. Исследование физико-химических свойств АСПО и твердых углеводородов нефти

2.2.3 Исследование адгезионных свойств АСПО и твердых углеводородов нефти, а также ингибирующей способности присадок методом «холодного стержня»

2.2.4 Методика синтеза ингибиторов образования АСПО

2.2.5 Методика определения кислотного числа реакционной смеси

2.2.6 Методика определения влияния ингибиторов образования АСПО на динамическую вязкость нефти

2.2.7 Метод индуктивной диэлектрической спектроскопии

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И АДГЕЗИОННЫХ СВОЙСТВ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

3.1 Разработка методики оценки химического состава углеводородных компонентов АСПО нефти по сочетанию их физико-химических свойств

3.2 Исследование адгезионных свойств

асфальтосмолопарафиновых отложений

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА И ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИОННЫХ ИНГИБИТОРОВ ОБРАЗОВАНИЯ

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ, НА ОСНОВЕ ПРИСАДОК ДЕПРЕССОРНОГО И МОДИФИЦИРУЮЩЕГО ДЕЙСТВИЯ, ВО ВНУТРИСКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ

4.1 Синтез присадок и создание композиций ингибиторов

образования асфальтосмолопарафиновых отложений

4.2 Разработка методики оптимизации состава композиционных

ингибиторов образования АСГТО

4.3 Оценка эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО по их воздействию на динамическую вязкость нефти

4.4 Применение ингибиторов для предотвращения выпадения АСПО

4.5 Обоснование экономического эффекта применения разработанных ингибиторов

ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

118

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АСВ - асфальто-смолистые вещества;

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

ВЖС - высшие жирные спирты;

ДЭА - диэтаноламин;

ИК - инфракрасный;

МЭА - моноэтаноламин;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

ОК - олеиновая кислота;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПД — пиромеллитовый диангидрид;

ППД - поддержание пластового давления;

ПЭПА — полиэтиленполиамин;

ПЭ - пентаэритрит;

САВ - смолисто-асфальтеновые вещества;

СВЧ - сверхвысокочастотный;

СК — стеариновая кислота;

СЖК - синтетические жирные кислоты;

ТЭА - триэтаноламин;

УВ — углеводороды;

ФА — фталевый ангидрид;

ШГН - штанго-глубинный насос;

ЭЦН - электро-центробежный насос;

ЯМР - ядерно-магнитный резонанс;

(Ь-метод) — метод индуктивной диэлектрической спектроскопии

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка композиционных ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефти на основе изучения взаимосвязи их состава и адгезионных свойств»

ВВЕДЕНИЕ

К основным задачам нефтедобывающей промышленности обычно относят увеличение рентабельности добычи нефти за счет использования прогрессивных технологий и в частности, продление межремонтного периода работы скважин. Одной из причин снижения этого показателя является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Для эффективной борьбы с АСПО необходимо знание их состава, свойств и принципов образования.

Механизм образования АСПО, до сих пор, остается недостаточно изученным. Большинство данных, относящихся к процессу парафинизации нефтяного промыслового оборудования, основано на исследовании систем добычи, сбора и транспорта нефти, а также изучении химического состава и физико-химических свойств АСПО. Современный уровень знаний по рассматриваемой проблеме не позволяет с высокой точностью прогнозировать образование АСПО, выбирать подходящие способы борьбы с ними в зависимости от геологических условий залегания нефтеносных пластов и физико-химических свойств нефти.

Наиболее эффективным способом предупреждения образования АСПО является применение композиций ингибирующих присадок. Такие присадки бывают депрессорного, модифицирующего и диспергирующего действия. Состав большинства промышленно производимых ингибиторов образования АСПО основан на применении сочетания присадок депрессорного или модифицирующего действия с реагентами диспергигующего действия. Эффективность таких реагентов не велика (50-60%) при высоком расходе 100 — 500 г/тонну. Тем временем, многими исследователями было доказано, что значительно более высокую эффективность проявляют композиционные реагенты депрессорно-модифицирующего действия, которые обладают положительным синергетическим эффектом. Такие разработки велись путем

синтеза аминов и эфиров синтетических жирных кислот. Данное направление является актуальным и сегодня. Недостаток таких ингибиторов заключается в высокой стоимости сырья, производство которого не в полной мере освоено отечественной промышленностью. Поэтому актуальным является разработка конденсационных присадок депрессорного и модифицирующего действия на основе доступного отечественного сырья.

Создание подобных композиций ингибиторов образования АСПО в настоящее время основано на простом эмпирическом переборе возможных соотношений компонентов в композиции с оценкой их эффективности на тех или иных АСПО. Такой способ является затратным, а реагенты, созданные на его основе, редко отличаются универсальной эффективностью на различных объектах. Поэтому, актуальным является создание универсальной экспресс-методики оценки эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО.

Цель работы: выявление взаимосвязи между строением, физико-химическими свойствами асфальтосмолопарафиновых отложений и скоростью их выпадения на металлической поверхности с последующей разработкой, на основе установленных закономерностей, композиционных ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефти и принципов их создания.

Основные задачи исследования:

определение химического строения углеводородных компонентов АСПО путем сопоставления их физико-химических свойств;

выявление взаимосвязи химического состава и скорости адгезии АСПО к металлической поверхности;

синтез анионактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ представляющих собой присадки депрессорного и модифицирующего действия;

разработка композиционных ингибиторов образования АСПО;

изучение взаимосвязи эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО и их диэлектрических свойств;

разработка методики и схемы установки для обработки скважин полученными ингибиторами образования АСПО; оценка экономической целесообразности применения разработанных композиционных ингибиторов на нефтепромысле.

Научная новизна:

получена функциональная зависимость адгезионных свойств АСПО нефти от критерия, характеризующего их химический состав, которая может применяться для прогнозирования образования АСПО в процессах добычи и транспорта нефти;

синтезирован ряд индивидуальных соединений, представляющих собой присадки депрессорного и модифицирующего действия, на основе которых разработано три эффективных состава композиционных ингибиторов образования АСПО нефти;

выявлена взаимосвязь эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО и величины тангенса угла диэлектрических потерь их растворов в диапазоне частот 15 кГц - 1МГц;

Практическая значимость работы:

произведена опытная партия разработанных ингибиторов АСПО для проведения полевых испытаний ООО «Тюменьнефтехимсинтез» в рамках государственного контракта №11874р/21608 с ФГБУ «Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере»;

разработан экспресс-метод оптимизации состава бинарных композиций ингибиторов образования АСПО по величине их раствора в диапазоне частот 15 кГц — 1МГц. Метод внедрен ООО «Тюменьнефтехимсинтез» в процесс разработки ингибиторов образования АСПО;

предложена методика и модернизирована схема установки для дозирования разработанных реагентов в нефтедобывающую скважину. На основе этого ООО «Тюменьнефтехимсинтез» в рамках государственного контракта №11874р/21608 разработала проектную документацию для монтажа установки и испытания методики в условиях опытно-промышленной эксплуатации.

Положения, выносимые на защиту:

методика оценки функционально-группового состава АСПО по набору их физико-химических свойств, позволяющая подбирать ингибиторы и отмывающие агенты;

корреляционное уравнение, характеризующее взаимосвязь адгезионной способности АСПО и их физико-химических свойств, позволяющее при прогнозировании парафинизации делать поправку на индивидуальные адгезионные свойства высокоплавких компонентов нефти;

три эффективных состава бинарных композиционных ингибиторов образования АСПО;

методика оптимизации составов композиционных ингибиторов образования АСПО на основе индуктивных диэлектрических исследований;

методика дозирования и модернизированная схема установки для введения полученных ингибиторов образования АСПО в скважину.

Достоверность результатов определяется тем, что основные идеи, высказанные в работе, соответствуют теоретическим представлениям в области адгезионных свойств АСПО, а также диэлектрических свойств поверхностно-активных веществ, которые применяются в качестве ингибиторов АСПО. Научные данные, полученные в результате применения вновь разработанных методик, коррелируют с соответствующими результатами эмпирических исследований стандартными методами. Исследования проводились на современном исправном оборудовании,

демонстрирующем стабильные и повторяемые результаты, прошедшем государственную поверку.

Апробация результатов. Положения работы докладывались на двенадцатой международной научно-практической конференции "Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в промышленности" Санкт-Петербург, 2011 г., научной конференции ИМЕНИТ-2012 Тюмень, 2012 г., международном форуме НЕФТЬГАЗТЭК-2013 Тюмень, 2013, 1Х-Х международной научно-практической конференции «Естественные и математические науки в современном мире». Новосибирск, 2013.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, 4 статьи в рецензируемых научных изданиях, из перечня рекомендуемых ВАК РФ, тезисы 3-х докладов, получен патент на изобретение.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

1.1. Состав и физико-химические свойства нефти

Нефть представляет собой маслянистую горючую жидкость, обычно темно-коричневого цвета с зеленоватым оттенком. Иногда встречаются нефти и более светлой окраски - светло-коричневые, красноватые, зеленые и даже бесцветные, так называемые «природные бензины» или газовый конденсат [1].

Элементный состав и физические свойства нефтей

По элементарному составу все нефти довольно близки между собой: они состоят их двух основных элементов — углерода (С) и водорода (Н). Содержание углерода в нефтях колеблется в пределах 82-87%, водорода 1114%. Содержание других элементов - серы (Б), кислорода (О), азота (К) -обычно не превышает 1-2% и лишь в виде исключения достигает 3-5% преимущественно за счет серы. Суммарное же содержание различных металлов и других элементов в нефти измеряется в долях процентов.

По химическому составу нефть представляет собой в основном смесь углеводородов. Азот присутствует в нефтях в виде азотсодержащих органических соединений; кислород- главным образом в виде нафтеновых и жирных кислот, асфальтенов и смол, а сера- в виде органических соединений (сульфиды, меркаптаны и др.) и частично в свободном состоянии. Кроме этих соединений в нефти в очень небольших количествах содержатся хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, кальций, магний, ванадий др.

Важной характеристикой нефти являются её удельный вес и плотность. В практике чаще пользуются понятием «относительная плотность нефти». Относительной плотностью называется отношение массы нефти к массе дистиллированной воды, взятой в том же объеме. Численные значения абсолютной и относительной плотности совпадают, но относительная плотность есть величина безразмерная. Как правило, нефть легче воды,

л

плотность её составляет от 750 до 940 кг/м . Однако бывают нефти плотностью более 1000 кг/м3 и менее 750 кг/м3. Нефти, плотностью менее 900 кг/м3 относятся к легким, а более 900 кг/м - к тяжелым [2]. Более легкие -характеризуются более светлой окраской.

Плотность нефти зависит от температуры. В нашей стране плотность нефти определяют при +20°С и относят к плотности воды при +4°С.

В нефти, находящейся в продуктивном пласте, содержится обычно много растворенных газов и ее плотность всегда меньше плотности дегазированной нефти. Эта разница тем больше, чем больше в нефти содержится растворенного газа. Для определения плотности нефти пользуются специальным прибором - ареометром (нефтеденсиметром).

Одним из основных физических свойств нефти, имеющим большое значение при проектировании системы сбора и подготовки нефти, является её вязкость. Вязкость, или внутреннее трение, - это свойство жидкости оказывать при движении сопротивление передвижению её частиц относительно друг друга. В зависимости от рода жидкости трение это может быть больше или меньше. В соответствии с этим все жидкости можно разделить на маловязкие (или подвижные) и вязкие. Различают динамическую вязкость и кинематическую [1]. Вязкость нефти зависит от температуры, давления и химического состава. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается с повышением давления, наоборот увеличивается. Высокомолекулярные углеводороды повышают вязкость нефти, поэтому вязкость легких нефтей меньше, чем тяжелых. Вязкость нефти зависит от количества растворенных в ней газов. Поэтому вязкость пластовой нефти может резко отличаться от вязкости дегазированной нефти: при комнатной температуре для дегазированных нефтей она равна обычно 5-100 сПз а для пластовых может быть в 10-20 раз меньше [3]. При этом в работе [4] было отмечено, что высоковязкие нефти в среднем являются тяжелыми (880-920) кг/м, сернистыми (1-3% масс.), малопарафинистыми (<5% масс.),

высокосмолистыми (>13% масс.) со средним содержанием асфальтенов (310% масс.). Одновременно было установлено, что полярные неорганические компоненты, входящие в состав высокоплавких компонентов нефтей, существенно влияют на их реологические свойства за счет повышения электростатических сил взаимодействия макромолекул твердых углеводородов нефти. Такие явления исследовались как на примере исходных нефтей, так и модельных растворов гудрона в работах [5, 6] где, в качестве наиболее эффективного метода воздействия, предлагалась магнитная обработка искусственно индуцированным полем.

Для измерения вязкости нефти применяют специальные приборы -вискозиметры капиллярного и ротационного типов. В первом случае вязкость определяется как отношение времени истечения через калиброванное

л <1

отверстие 200 см исследуемой нефти ко времени истечения 200 см воды при 20°С, а вискозиметры ротационного типа основаны при относительном вращении двух коаксиальных цилиндров, зазор между которыми заполняется исследуемой нефтью. [7, 8]

1.1.2 Химический состав нефтей

Парафиновые углеводороды, относящиеся к гомологическому ряду метана и отвечающие общей формуле С^2п+2, широко представлены в нефтях, особенно в легких и средних ее частях (С5 — С]/). В природе не обнаружены нефти, не содержащие парафиновых углеводородов [9].

Парафиновые углеводороды в зависимости от фракционного состава, температур плавления и кристаллической структуры разделяются на жидкие (tra ниже 27°С), твердые (t^ от 28 до 60-70°С) и микрокристаллические - церезины (tra выше 60-80°С). Жидкие парафины представляют собой в основном н-алканы с числом атомов углерода в молекуле от Сд до С24, они выкипают в интервале температур от 180 до 360-370°С. К твердым парафинам относятся н-алканы с

числом атомов углерода в молекуле от С20 до С40, выкипающие в пределах 300-550°С. Твердые парафины, получаемые из дистиллятного сырья, целесообразно разделить на низкоплавкие (1ПЛ 28-45°С), среднеплавкие (1ПЛ 45-60°С) и высокоплавкие (1ПЛ выше 60°С). Все три категории твердых парафинов характеризуются крупнокристаллической структурой [10]. В исследовании [11] показано, что содержание парафиновых углеводородов в нефтях уменьшается с увеличением их длины цепи, чаще всего это объясняется генезисом нефтей и хорошо укладывается в теорию их абиогенного происхождения.

Микрокристаллические парафины (церезины) представляют собой твердые углеводороды, выделенные главным образом из остаточных продуктов и кипящие при температурах выше 450°С

Высококипящие фракции нефти содержат преимущественно полициклические конденсированные реже неконденсированные нафтены с 2 — 4 циклами с общей формулой С„Н2п+2-2Кц, где п - число атомов углерода, Кц — число циклановых колец [1].

Содержание циклоалканов (нафтенов) в нефти колеблется от 25 до 75 % (масс). Циклоалканы присутствуют во всех фракциях. Их содержание обычно растет по мере утяжеления фракций, и только в наиболее высококипящих масляных фракциях оно падает за счет увеличения количества ароматических структур. Наиболее устойчивы пяти- и шестичленные циклы, которые и преобладают в нефтях.

Распределение циклоалканов по типам структур определяется составом нефтей и температурными пределами перегонки фракции. Так, моноциклические циклоалканы исчезают во фракциях 300-350°С, бициклические содержаться во фракциях от 160 до 500°С, причем количество их заметно убывает после 400°С. Трициклические находятся во фракциях выше 350-400°С. это распределение подвержено некоторыми колебаниями, зависящими от типа нефтей. [10]

Арены (ароматические углеводороды) с формулой СпНп+2.2Кл> где Кл -число ароматических колец, содержатся в нефтях, как правило, в меньших количествах по сравнению с алканами и циклоалканами. Общее содержание этих углеводородов в различных нефти колеблется в достаточно широких пределах, составляя в среднем 10-20%.

Этот класс углеводородов представлен в нефтях бензолом и его гомологами, а также производными би- и полициклических соединений. В нефтях содержаться и углеводороды с гибридными структурами, имеющие не только ареновые циклы и алкановые цепи, но и циклоалкановые циклы.[1]

Твердые углеводороды нефти

Состав и строение твердых углеводородов нефти начали изучать в конце позапрошлого века. Несмотря на многочисленные работы в этой области, среди которых нельзя не отметить классические исследования Энглера, Зелезецкого, Харичкова, Ракузина, Гурвича, Наметкина, Сергиенко и др., вопрос о химическом составе твердых углеводородов и их кристаллической структуре до настоящего времени остается спорным.

По существующей номенклатуре твердые углеводороды нефти делят на парафины и церезины. Такое деление основано на различии их кристаллической структуры, химических и физических свойств. При одинаковой температуре плавления церезины отличаются от парафинов большей молекулярной массой, плотностью и вязкостью. Церезины энергично реагируют с дымящей серной и хлористоводородной кислотами, в то время как парафины с этими кислотами реагируют слабо. На этом основании еще в конце прошлого столетия был сделан вывод, что нефтяные парафины состоят из парафиновых углеводородов нормального строения, а церезины — из изопарафиновых углеводородов [12].

Разработка методики с последовательным применением хроматографии на полярных и неполярных адсорбентах, комплексообразования с карбамидом в сочетании с вакуумной перегонкой и перекристаллизацией полученных

фракций из раствора из раствора в этиловом эфире позволила И.И. Черножукову и Л.П. Казаковой провести систематическое исследование твердых углеводородов и дать о них принципиально новое представление как о многокомпонентной смеси [13].

"Нефтяные смолы - высокомолекулярные гетероатомные компоненты нефти, растворимые в низкокипящих насыщенных углеводородах. Твердые или высоковязкие аморфные малолетучие вещества черного или бурого цвета; среднечисленная молекулярная масса 400-1500; температура размягчения в инертной атмосфере 35-90 °С; плотность около 1 г/см (Рисунок 1.1).

Содержание нефтяных смол в нефтях колеблется от 1 до 20% по массе. Элементный состав (%): С (78-88), Н (8-10), S (1-10), О (1-8), N (до 2); в микроскопических количествах присутствуют V, Ni, Fe, Си, Со, Cr, Na, Ca, Mo, AI и другие металлы, входящие в состав металлокомплексных соединений, например металлопорфиринов. Нефтяные смолы в основном состоят из соединений, содержащих конденсированные ароматические, нафтеновые и гетероциклические фрагменты. Наиболее характерные заместители в циклах -алкильные, алкенильные (С7-С/2), карбонильные, карбоксильные, гидроксильные, сульфидные, меркаптановые и аминогруппы.

Нефтяные смолы на воздухе легко окисляются при низких температурах; в инертной атмосфере при 260-300 °С теряют растворимость в алканах и превращаются в так называемые вторичные асфальтены.

Между нефтяными смолами, нефтяными маслами и асфальтенами существует генетическая связь. В процессе фракционирования тяжелых нефтяных остатков коагуляцией в легких маслянных углеводородах , их смолы остаются в растворе; далее их разделяют адсорбционными и коагуляционными методами, высоковакуумной и азеотропной дистилляцией, селективной экстракцией.

Нефтяные смолы - связующие компоненты при изготовлении линолеума и асбесто-смоляных плиток, поверхностно-активные компоненты в холодных битумных мастиках, добавки, улучшающие пластические и адгезионные свойства битумов, пластификаторы, антиоксиданты, антисептики. Основная часть нефтяных смол перерабатывается в составе нефтей или тяжелых нефтяных остатков." [9]

Рисунок 1.1 - Примеры химического строения битуминоидных (I) нейтральных и (II) кислых смол месторождения Атабаски [14].

"Асфсшътены - наиболее высокомолекулярные компоненты нефти. Твердые хрупкие вещества черного или бурого цвета; размягчаются в инертной атмосфере при 200-3 00°С с переходом в пластичное состояние; плотность около 1,1 г/см3; среднечисленная молекулярная масса 1000-5000, индекс полидисперсности 1,2-3,5. Растворимы в бензоле, СБ2, СНС1з, СС14, не растворимы в парафиновых углеводородах, спирте, эфире, ацетоне (Рисунок

Содержание асфальтенов в нефтях колеблется от 1 до 20%. Элементный состав (%): С (80-86) Я (7-9), О (2-10), £ (0,5-9), N (до 2); в микроколичествах присутствуют V и № (суммарное содержание 0,01-0,2%), Ре, Са, Mg, Си и др. металлы, входящие в состав металлокомплексных соединений, например металлопарафинов.

В состав молекулы асфальтенов входят фрагменты гетероциклических, алициклических, конденсированных углеводородов, состоящие из 5-8 циклов. Крупные фрагменты молекул связаны между собой мостиками, содержащими метиленовые группы и гетероатомы. Наиболее характерные заместители в циклах -алкилы с небольшим количеством в углеродных атомов и

ОН

I

1.2).

функциональные группы, например карбонильная, карбоксильная, меркаптановая. Асфальтены склонны к ассоциации с образованием надмолекулярных структур, представляющих собой стопку плоских молекул с расстоянием между ними около 0,40 нм. Определение молекулярной массы проводят обычно эбулиоскопически при повышенных температурах или низких концентрациях в нитробензоле.

Между асфальтенами, нефтяными смолами и нефтяными маслами существует генетическая связь. При переходе от масел к смолам и асфальтенам увеличивается количество конденсированных циклов, гетероатомов, величина молекулярной массы, уменьшается отношение водород/углерод. Термополиконденсация асфальтенов приводит сначала к образованию карбенов, затем карбоидов и кокса. При термополиконденсации смол или висбрекинге гудронов происходит дегидрирование, дегидроциклизация и деалкилирование, вследствие чего образуются вторичные асфальтены, характеризующиеся высокой степенью ароматичности. В условиях мягкого гидрогенолиза асфальтены превращаются в смоло- и маслообразные вещества." [15]

битуминоидного песка и (с) нефтяного битума [16].

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) составляют самую большую группу так называемых неуглеводородных компонентов нефти. Чаще всего так называют некие комплексы тяжелых асфальтенов и смол, содержащихся в высококипящих фракциях нефти (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Схема образования стерического смолисто-асфальтенового коллоида (Asphaltene Steric-Colloid) путем адгезии смол (Resin) к флокуляту асфальтенов (Flocculated Asphaltene) [17].

CAB концентрируются в тяжелых нефтяных остатках — мазутах, полугудронах, гудронах, битумах, крекинг — остатках и др. Суммарное содержание САВ в нефтях в зависимости от их типа и плотности колеблется от долей процентов до 45%, а в тяжелых нефтяных остатках — достигает до 70% масс.

САВ представляют собой сложную многокомпонентную исключительно полидисперсную по молекулярной массе смесь высокомолекулярных углеводородов и гетеросоединений, включающих, кроме углерода и водорода, серу, азот, кислород и металлы, таких, как ванадий, никель, железо, молибден и т.д. Выделение САВ из нефтей и тяжелых нефтяных остатков исключительно сложно [18].

Основываясь на различной растворимости компонентов смолисто-асфальтеновых веществ в различных растворителях, их принято делить на следующие фракции: карбоиды - вещества, нерастворимые в сероуглероде; карбены - вещества, растворимые в сероуглероде, но нерастворимые в

ч 1

Flocculated Asphaltene

Asphaltene Steric-Colloid

бензоле (и четыреххлористом углероде); асфальтены - вещества, растворимые в указанных растворителях, но нерастворимые в предельных углеводородах С5-С5; мальтены - вещества, растворимые в низкокипящих насыщенных углеводородах С^-Сз- Мальтены представляют собой смесь смол и масел, которые разделяются методом адсорбционной хроматографии на силикагеле марки АСК. В нефтях САВ как промотируют, так и ингибируют процессы выпадения парафино-нафтеновых углеводородов из нефтей, в зависимости от термодинамических условий. За счет ванадиевых парамагнитных центров, и высокой полярности обладают высоким связующим эффектом, тем самым способствуя укреплению слоев выпадающих парафино-нафтенов на металлических поверхностях [19].

Таким образом, тяжелые, высокомолекулярные компоненты нефти, наиболее сложны и малоизученны. Именно эти вещества являются основными компонентами отложений, возникающих при добыче, транспортировке и хранении нефти, поэтому более подробное их исследование необходимо проводить с учетом возможности их выпадения из нефти в тех или иных условиях.

1.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) - это тяжелые, высокомолекулярные, компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, снижению длительности работы скважин и эффективности работы насосных установок [20].

АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафино-нафтеновых углеводородов, асфальтенов и минеральных примесей в

маслах и смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые, откладываются в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и в трубах. [14,16,17]

В АСПО концентрируются: полярные природные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и эмульгаторы нефтей, повышающие прочность их сцепления с металлическими поверхностями и облегчающие проникновение вглубь зазоров, трещин и щелей на поверхностях деталей; продукты коррозии и механического износа деталей; мелкие частицы горных пород; вода. Таким образом, в АСПО переходят те вещества, которые плохо растворяются в нефти, имеют большую, по сравнению с нефтью, плотность и поэтому осаждаются под действием гравитационных или центробежных сил. Значительную их часть, также составляют компоненты, обладающие поверхностной активностью на границах разделов нефть - порода, нефть -металл, нефть — вода [21].

Как показано в [5,11] АСПО, в незначительных количествах, также содержат металлы и оксиды металлов, таких как: ванадий, железо. Они, образуя комплексы с макромолекулами ПАВ значительно усиливают внутренние взаимодействия, за счет поляризации и ориентации макромолекул АСПО, что обычно фиксируется электрофизическими методами [22].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нелюбов, Дмитрий Владимирович, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов / С. А. Ахметов. - Уфа.: Гилем, 2002. 627 с.

2. Ященко И. Г. Анализ взаимосвязи физико-химических свойств тяжелых нефтей и уровня теплового потока на территориях Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тамано-Печерского бассейнов / Ященко И. Г., Полищук Ю. М. // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1.-11 с.

3. ЖуйкоП. В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: автореф. дисс. ... док. техн. наук: 25.00.17 / Жуйко Петр Васильевич. Ухта. 2003. 43 с.

4. Полищук Ю. М. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств / Полищук Ю. М., Ященко И. Г. // Нефтегазовое дело. - 2005. - № 1. - С. 21-30.

5. БудоваяЕ. А. Изменение структурно-реологических свойств нефти под воздействием магнитной обработки и химических реагентов / Е. А. Будовая, Т. В. Новикова, Е. В. Бешагина, Ю. В. Лоскутова // Материалы международной конференции студентов и молодых ученых "Перспективы развития фундаментальных наук". - Томск. - 2012. - С. 85-87.

6. Лесин В. И. Магнитные наночастицы в нефти / Лесин В. И., Кокшаров Ю. А., Хомутов Г. Б. // Нефтехимия. - 2010. - №2. - С. 114-117.

7. Бойко Е. В. Химия нефти и топлив: Учебное пособие. / Е. В. Бойко. - Ульяновск: УлГТУ. 2007. 60 с.

8. Бутуева Н. Ю. Химия нефти / Н. Ю. Бутуева, Ю. В. Поконова, А. А. Гайле - Л: Химия. 1984. 360 с.

9. Сергиенко С. Р.: Высокомолекулярные соединения нефти. / С. Р. Сергиенко - М: 1959. 411 с.

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

11. Иванова JI. В. Влияние химического состава и обводненности нефти на количество асфальтосмолопарафиновых отложений / JL В. Иванова,

A. А. Васечкин, В. Н. Кошелев // Нефтехимия. - 2011. - №6. - С. 403-409.

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

13. Казакова JI. П. Физико-химические основы производства нефтяных масел / JI. П. Казакова, С. Э. Крейн - М.: Химия. 1978. 319 с.

14. Mansoori G. A. "Asphaltene Deposition and its Control" an Internet publication. http://tigger.uic.edu/~mansoori/Asphaltene.Deposition.and.Its.Control

html

15. Сергиенко С. P. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти (смолы и асфальтены) / Сергиенко С. Р., Таимова Б. А., Талалаев Е. И. - М. 1979. 270 с.

16. Slamet Priyanto Measurements or property relationships of nano-struture micelles and coacervates of asfaltene in pure solvent / Slamet Priyanto, G. Ali Mansoori, Aryadi Suwono // Chemical Engineering Science. - 56 (2001). -pp. 6933-6939.

17. Valter Antonio Asfaltene flocculation and collapse from petroleum fluids / Valter Antonio, M. Branco, G. Ali Mansoori, Luiza Cristina De Almeida Xavier, Sang J. Park, Hussain Manafi. // Journal of Petroleum Science and Engneering. - 32 (2001). - pp. 217-230.

18. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Под ред.

B. А. Проскурякова и А. Е. Драбкина. - JL: Химия. - 1981. - 359 с.

19. БешагинаЕ. В. Кристаллизация нефтяных парафинов в присутствии поверхностно-активных веществ / Е. В. Бешагина, Н. В. Юдина, Е. В. Лоскутова // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - 8 с.

20. Пресиянцев М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях / Пресиянцев М. Н. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". 2000. 653 с.

21. ПивовароваН. А. О свойствах и строении нефтяных дисперсных систем / Н. А. Пивоварова, Н. Б. Кириллова, М. А. Такаева, М. А. Мусаева,

3. А. Мухамбетова, В. Д. Щугорев // Вестник АГТУ. - 2008. - № 6(47). - С. 138-144.

22. Евдокимов И. Н. Особенности электрофизических свойств жидких углеводородных сред с повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых веществ / И. Н. Евдокимов, Н. Ю. Елисеев // Химия и технология топлив и масел. - 2001. — № 1. - С. 29-31.

23. Иванова Л. В. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений разной природы / Л. В. Иванова, В. Н. Кошелев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - № 2. - С. 257-268. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_3.pdf

24. Иванова Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - № 1. — С. 268-284.

25. АСПО (Электронный ресурс) // Википедия - Режим доступа: Ь«р://ги^ЫреШа.ог^1к1/%СО°/оО 1 %СР%СЕ

26. Иванова Л. В. Исследование состава асфальтосмолопарафиновых отложений различной природы и пути их использования / Л. В. Иванова,

B. Н. Кошелев, О. А. Стоколос // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - № 2. - С. 250-256. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_2.pdf

27. Минненгаллиева А. М. Особенности состава асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтедобывающих скважин месторождению юго-востока Татарстана / А. М. Минненгаллиева, В. М. Позняк // Материалы конференции. - 2001. - С. 47-49.

28. Агаев С. Г. Парафиновые отложения Верхнесалатского месторождения нефти Томской области / С. Г. Агаев, Е. О. Землянский,

C. В. Гультяев // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2006. - № 3. - С. 8-12.

29. Шарифуллин А. В. Исследование структуры компонентов АСПО методом ИК-спектроскопии / А. В. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова,

Р. Ф. Хамидуллин // Электронный научный журнал «ИССЛЕДОВАНО В РОССИИ». - 2006. - № 1206. - Режим доступа: http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2006/127.pdf

30. Mansoori G. АН. Remediation of asphaltene and other heavy organic deposites in oil wells and pipelines / Mansoori G. Ali. // Reservior and petroleum engineering.-04.2010.-pp. 12-23.

31. Сюняев 3. И. Нефтяные дисперсные системы / 3. И. Сюняев, Р. 3. Сафиева, Р. 3. Сюняев - М.: Химия. - 1990. - 226 с.

32. Петров Н. А. Повышение эффективности работ по удалению солепарафиновых отложений / Петров Н. А., Ногаев Н. А., Давыдова И. Н., Комлева С. Ф. // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - 10 с.

33. Hans Jorg Oschrmann New methods for the selection of asphaltene inhibitors in the field / Hans Jorg Oschrmann // Chemistry in the oil industry. -2002.-pp. 254-255.

34. Дж. Уойлд Химическая обработка для борьбы с отложениями парафинов (пер. с анг. Клепинин В.) / Дж. Уойлд // Нефтегазовые технологии. - 2009. - № 9. - С. 25-29.

35. Гребнев А. Н. Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений химическими реагентами: дис. ... канд. хим. наук: 02.00.13 / Гребнев Александр Николаевич. — ТюмГНГУ. - Тюмень. — 2009. — 215 с.

36. Прозорова И. В. Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов нефти Верхне-Салатского месторождения / И. В. Прозорова, О. В. Серебренникова, Ю. В. Лоскутова, Н. В. Юдина, Л. Д. Стахина, Т. Л. Николаева // Известия Томского политехнического университета. - 2007. - Т. 310. - № 2. - С. 155-159.

37. Халадов А. Ш. Повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений при добыче с большими перепадами температур в фонтанном лифте: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Халадов Абдула Ширваниевич. - УГНГУ. - 2002. - 25 с.

38. 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. ТюмГНГУ. - Тюмень. - 2005. - Т. 1. - С. 202-203.

39. Галикеев Р. М. Лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры точки перехода / Р. М. Галикеев, С. А. Леонтьев // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2010. - №8. -С. 14-17.

40. Гаралов А. Ш. Методические рекомендации для расчета немобильных остатков нефти в нефтепроводе / А. Ш. Гаралов, Б. А. Пресс, И. Ю. Сильвестрова, Р. С. Мамедова // Научные труды. — НИПИ Нефтегаз. -Баку. - 2010. - №1. - С. 66-71.

41. АгаевС. Г. Влияние физико-химических свойств асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) на парафинизацию скважин / С. Г. Агаев, А. Н. Гребнев // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и Газ Западной Сибири». - 2009. - 392 с.

42. Зуева А. Н. Математическое моделирование процесса образования асфальто-смоло-парафиновых отложений для высокопарафинистых и малопарафинистых нефтей / А. Н. Зуева // Материалы XIII Всеросийской научно-практической конференции им. пр. Л. П. Кулева студентов молодых ученых с международным участием "Химия и химическая технология в XXI веке". - Т2. — Томск. — 2012. — С. 4749.

43. Мусакаев Н. Г. О математических схемах, описывающих процесс кристаллизации парафина в газонефтяных скважинах / Н. Г. Мусакаев // Proeedings of International Conference RDAMM-2001. - Vol. 6. - Pt 2. - Special Issue. - 2001. - pp. 318-322.

44. Гиберт Д. П. Моделирование процесса отложения парафина на стенках насоно-компрессорной трубы нефтяной скважины / Д. П. Гиберт, Л. А. Ковригин // Вестник ПГТУ. - № 9(1). - 2007. - С. 15-23.

45. Auflem I. Н. Influence of asphaltene aggregation and pressure on crude oil emultion stability / Auflem I. H. // Thesis submitted in partial fulfillment of the requirements for the degree of doctor ingenior. — NÜST. — Trondheim. Norwey. -2002.-p 51.

46. Рябинин В. П. Некоторые проблемы эксплуатационной надёжности вертикальных стальных цилиндрических резервуаров с понтонами с учетом налипаемости хранимого продукта / В. П. Рябинин, И. Э. Лукьянова // Нефтегазовое дело. - № 1. - 2006. - 14 с.

47. Иванова И. К. Углеводородные растворители на основе гексана для удаления органических отложений нефти Иреляхского месторождения / И. К. Иванова, Е. Ю. Шиц // Нефтегазовое дело. — №1. - 2008. - 9 с.

48. Антохин А. А. Выбор режима, предотвращающего отложения парафина в скважинах, оборудованных центробежными насосами / А. А. Антохин, Ш. А. Гафаров // Нефтегазовое дело. - №2. - 2008. - С. 63-66.

49. Тронов В. П. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки / В. П. Тронов, А. И. Гуськов, Г. М. Мельников // Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисы докладов Международной Научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ. -1998.-С. 106-108

50. Шадымухамедов С. А. Справочное пособие по химизации технологических процессов / С. А. Шадымухамедов, С. В. Буров, С. В. Ларин, А. Е. Андреев, В. В. Кожевников // ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск. - 2005. - 384 с.

51. Патент РФ №2266392 Способ удаления асфальтосмолопарафиновых и сульфид содержащих отложений из скважины / Садыков Ю. Л., Габдуллин Р. Ф., Гарифуллин Ф. С., Хайбрахманов Н. X.,

Сайтов И. Р., Гарифуллин И. Ш., Гильмутдинов Р. С., Исламов М. К. заявл. 27.01.2004; опубл. 20.12.2005; бюл. № 35 - 7 с.

52. Катанов Р. Ш. Технология очистки технологических трубопроводов насосных станций / Р. Ш. Катанов, С. Е. Сутуков // Нефтегазовое дело. -Т 4. -№ 1.-2006. - С. 143-148.

53. Краснов В. А. Технология и оборудование для добычи нефти из скважин, осложненных асфальто-смоло-парафинистыми отложениями / В. А. Краснов, В. С. Строев, Э. А. Наговицин // [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.elkam.ru/assets/files/3.pdf. 2011

54. Шайдаков В. В. Физико-химическое воздействие на добываемую продукция нефтяных скважин / В. В. Шайдаков, М. В. Голубев, Н. Н. Хазиев, А. В. Емельянов, Э. Р. Хайруллина, А. И. Халикова // Нефтегазовое дело. — № 1.-2004.-3 с.

55. Вдовин Э. Ю. Компенсация тепловых потерь — эффективный способ предотвращения АСПО и ВВЭ в скважинах / Э. Ю. Вдовин, Л. И. Локшин, А. В. Казаков // Экспозиция Нефть Газ. - № 7. - 2012. - С. 3537.

56. Заявка на изобретение РФ №2008112520 Способ и устройство (варианты) для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений, гидратов и высоковязких эмульсий в нефтяных скважинах / Красноборов Д. Н., Локшин Л. И., Локшин Р. Л., Мазеин И. И., Мальцев И. Н., Плотинский Л. А., Савченко В. В., Третьяков О. В., Ушаков А. С. заявл. 31.01.2008; опубл. 10.10.2009; бюл. №28 - 5 с.

57. Патент РФ №2273725 Устройство и способ депарафинизации нефтегазовых скважин / Робин А. В. заявл. 18.06.2004; опубл. 10.04.2006; бюл. №10-6 с.

58. Балакирев В. А. СВЧ метод устранения парафиновых пробок в нефтяных скважинах и трубопроводах / В. А. Балакирев, Г. В. Сотников, Ю. В. Ткач, Т. Ю. Яценко // Электромагнитные явления. - 1998. — Т. 1. — № 4. -С. 552-561.

59. Патент РФ №2324550 Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода / Мугаллимов Ф. М., Сафонов В. А., Мугаллимов И. Ф., Мугаллимов А. Ф., Савельева Е. В. заявл. 05.10.2006; опубл. 20.05.2008; бюл. №14-7 с.

60. Патент РФ №2397028 Скребок для автономной очистки НКТ от АСПО в нефтедобывающей промышленности / Филиппов С. В., Филиппов В. С., Филиппов Е. В., Еремеева С. А., Архипов Ю. А. заявл. 07.07.2009; опубл. 20.08.2010; бюл. №23 - 9 с.

61. Патент РФ №2400315 Способ очистки внутренней поверхности трубопровода от асфальтосмолопарафиновых отложений / Мугаллимов Ф. М., Мугаллимов И. Ф., Сафонов В. А., Мугаллимов А. Ф., Мугаллимов Б. Ф. заявл. 05.11.2009; опубл. 27.09.2010; бюл. №27- 9 с.

62. Патент РФ №2408441 Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода / Мугаллимов Ф. М., Сафонов В. А., Мугаллимов И. Ф., Мугаллимов А. Ф., Мугаллимов Б. Ф. заявл. 29.09.2009; бюл. №1; опубл. 10.01.2011 - 8 с.

63. Патент РФ №2247826 Устройство для механического удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и коррозионной акалины / Сазонов Е. Г. заявл. 30.07.2003; бюл. №7; опубл. 10.03.2005 - 8 с.

64. Ковач В. И. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии и парафиноотложений / В. И. Ковач, В. В. Аливанов, В. В. Шайдаков // Нефтяное хозяйство. - № 10. - 2002. - С. 126-128.

65. Печеников Д. О. Система диагностирования режимов и условий эксплуатации автоматизированного технологического комплекса очистки нефтепроводных труб от парафиновых отложений / Д. О. Печеников, А. И. Орлов // Материалы всероссийского молодежного научного семинара «Наука и инновации 2010». - Йошкар-Ола. - 2012. — С. 112-113.

66. Semihina L. P. Research of electromagnetic fields effect on oil dewatering level / L. P. Semihina, A. G. Perekupka, D. V. Semihin // Oil industry. -2006. —№1. — pp. 100-101.

67. Леонов А. М. Регенерация замазученного грунта в биореакторе / А. М. Асонов, К. Р. Волкова, Е. А. Терещенко // Вестник Уральского государственного университета путей сообщения. — 2011. - № 2(10). — С. 4453.

68. Фахрутдинов А. И. Результаты рекультивации нефтезагрязненных территорий с применением бактериального препарата / А. И. Фахрутдинов, В. Г. Алехин, Л. А. Малышкина // Наука и образование XXI века: Сборник тезисов докладов Второй окружной конференции молодых ученых ХМАО. - Ч. 1. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2001. - С. 55-56.

69. Парамонова И. Е. Деструкция нефтяных углеводородов биопрепаратами в зависимости от типа почв и различного уровня загрязнения нефтью / И. Е. Парамонова, Н. Л. Кравченко, А. Б. Суюнова, М. А. Безроднов, Н. А. Талжанов, Д. С. Балпанов // Биотехнология. Теория и практика. - 2010. - № 4. - С. 54-63.

70. Анохин А. А. Выбор режима, предотвращающего отложения парафина в скважинах, оборудованных центробежными насосами / А. А. Анохин, Ш. А. Гафаров // Нефтегазовое дело. - Т6. - №2. - 2008. -С. 63-66.

71. Леонтьев С. А. Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений / автореф. ... док. техн. наук: 25.00.17/ Леонтьев Сергей Александрович. ТюмГНГУ. Тюмень. 2013. 47 с.

72. Федоренко В. Ю. Новые реагенты для борьбы с АСПО, коррозией, солеотложениями и обработки ПЗП / В. Ю. Федоренко // Инженерная практика. - Спецвыпуск. - С. 58-61.

73. Левитина И. В. Современные химические реагенты для очистки и защиты оборудования в период ремонта / И. В. Левитина // Нефтегазовые технологии. -№ 11.- 2008. - С. 2-4.

74. Мазаев В. В. Эффективность обработок призабойной зоны пласта ЮС 1.1 Фаинского месторождения с использованием углеводородных

растворителей / Мазаев В. В., Александров В. М., Згоба И. М. // Нефтепромысловое дело. — № 1. — 2007. — С. 14-19.

75. Иванова И. К. Углеводородные растворители на основе гексана для удаления органических отложений нефти Иреляхского месторождения / И. К. Иванова, Е. Ю. Шиц // Нефтегазовое дело. - № 2. - 2008. - 9 с.

76. Турукалов М. Б. Критерии применимости углеводородных растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / М. Б. Турукалов // Материалы конференции «Фундаментальные исследования». - № 1. - 2007. - С. 47-48.

77. Патент РФ №2276252 Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (варианты) / Трушков А. В. заявл. 10.11.2004; Опубл. 10.05.2006; Бюл. №13 -6 с.

78. Патент РФ №2307860 Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта / Волков В. А., Беликова В. Г., Туралин А. Н. заявл. 12.09.2005; опубл. 10.10.2007; бюл. №28 - 8 с.

79. Патент РФ №2316642 Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Перекупка А. Г., Пензева Т. В. заявл. 31.05.2006; опубл. 10.02.2008; бюл. №4 - 5 с.

80. Патент РФ №2365611 Состав полисахаридного геля для глушения и промывки скважин и способ его приготовления / Магаданова Л. А., Силин М. А., Низова С. А., Гаевой Е. Г., Рудь М. И., Мариненко В. Н., Мельник Д. Ю. заявл. 19.12.2007; опубл. 27.08.2009; бюл. №24 - 7 с.

81. Патент РФ №2256683 Реагент для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и способ обработки призабойной зоны скважины с его применением / Нигматуллин М. М., Фархутдинов Г. Н., Файзуллин И. Н., КамардинГ. Б. заявл. 28.07.2003; опубл. 20.02.2005; бюл. №20 - 7 с.

82. Патент РФ №2249673 Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений / Пелевин А. М., Новиков Г. А., Майоров Н. А., Никифоров А. А. заявл. 11.07.2003; опубл. 10.04.2005; бюл. №10-6 с.

83. Патент РФ №2244101 Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, обладающий эффектом ингибирования коррозии нефтепромыслового оборудования / Пантелеева А. Р., Борисова Т. Г., Кулагин А. В., Каюров О. Н. заявл. 09.04.2004; опубл. 10.01.2005; бюл. №1 - 8 с.

84. Патент РФ №2323954 Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений / Ясьян Ю. П., Чеников И. В., ТурукаловМ. Б. заявл. 11.09.2006; опубл. 10.05.2008; бюл. №13 -7 с.

85. Патент РФ №2261887 Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Габитов Г. X., Волочков Н. С., Стрижнев В. А., Рахимов М. Н., Исламов М. К., Сафаров Д. О., Садыков Л. Ю., Хасанов Ф. Ф., Гумеров Р. Р., Ягафаров Ю. М., Исламов Т. Ф. заявл. 18.05.2004; опубл. 10.10.2005; бюл. №28 - 8 с.

86. Герасимова Е. В., Ахметов А. Ф., Красильникова Ю. В. Растворители-теплоносители для удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений / Е. В. Герасимова, А. Ф. Ахметов, Ю. В. Красильникова // Нефтегазовое дело. - № 1. - 2010. - 8 с.

87. Иванова И. К. Использование газового конденсата для борьбы с органическими отложениями при аномально низких пластовых температурах / И. К. Иванова, Е. Ю. Шиц // Нефтяное хозяйство. - № 12. - 2009. - С. 99101.

88. Иванова И. К. Изучение эффективности применения газового конденсата для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / И. К. Иванова, Е. Ю. Шиц // Нефтегазовое дело. - Т 7. - № 1. - 2009. - С. 141144.

89. Патент РФ №2376455 Способ реагентно-импульсно-имплозионной обработки призабойной зоны пласта, установка для его осуществления, депрессионный генератор импульсов / Богуслаев В. А., Кононенко П. И., Скачедуб А. А., Квитчук К. К., Козлов О. В., Слиденко В. М., Листовщик Л. К., ЛесикВ. С. заявл. 09.11.2007; Опубл. 20.12.2009; Бюл. №35 - 7 с.

90. Патент РФ №2320695 Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Перекупка А. Г., Пензева Т. В. заявл. 31.05.2006; опубл. 27.03.2008; бюл. №9 - 8 с.

91. Патент РФ №2261886 Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений / Геллямов И. М., Ежов М. Б., Вахитова А. Г., Тайгин Е. В., Рахматуллин В. Р. заявл. 13.05.2004; опубл. 10.10.2005; Бюл. №28 -7 с.

92. Петров Н. А. Новое покрытие с полифункциональными свойствами для обсадных колонн / Н. А. Петров // Нефтегазовое дело. - № 1. -2010.- 19 с.

93. Фахретдинов П. С. Полиаммониевые соединения -модификаторы эпоксидных полимерных покрытий, предотвращающие выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании / П. С. Фахретдинов, Л. Е. Фосс, Г. В. Романов // Нефтехимия. -№ 6.-2011.-С. 414-419.

94. Патент РФ №2298642 Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании / Петров Н. А., Золотоевский В. С., Ветланд М. Л., Беляев В. С. заявл. 14.09.2005; опубл. 10.05.2007; бюл. №13 - 8 с.

95. Патент РФ №2362942 Насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним покрытием, исключающим отложения, и способ его нанесения / ГайсинМ. Ф., Замалеев Ф. У., ПилюгинА. Н. заявл. 27.12.2007; опубл. 27.07.2009; бюл. №21-5 с.

96. Фахретдинов П. С. Новые регуляторы реологических свойств высокосмолистой нефти / П. С. Фахретдинов, Д. Н. Борисов, Г. В. Романов // Нефтегазовое дело. - № 1. - 2007. - 10 с.

97. Нгуен Хыу Нян Новый комплексный реагент для улучшения работы газлифтных скважин в условиях разработки месторождений Вьетнама / Нгуен Хыу Нян, М. М. Кабиров // Нефтегазовое дело. - № 1. - 2009. - С. 2025

98. Оленев JI. М. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений / Оленев JI. М. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1990. - 51 с.

99. Таранова JI. В. Механизм действия депрессорных присадок и оценка их эффективности / JI. В. Таранова, Ю. П. Гуров, В. Г. Агаев // Материалы конференции «Современные наукоемкие технологии». - №4. — 2008.-С. 90-91.

100. Землянский Е. О. Депрессорные присадки для нефти Верхнесалатского месторождения Томской области / Е. О. Землянский, Н. С. Яковлев, Е. А. Гловацкий, С. Г. Агаев // Материалы конференции «Успехи современного естествознания». - № 7. - 2005. - С. 56-57

101. Синтез анионных и катионных ПАВ для применения в нефтяной промышленности: Учёб, пособие; сост. Н. А. Петров, В. М. Юрьев, А. И. Хисаева / УГНГУ. - Уфа: Изд-во УГНГУ. - 2008. - 54 с.

102. Агаев С. Г. О механизме действия ингибиторов парафиновых отложений / С. Г. Агаев, Е. О. Землянский, А. Н. Гребнев, А. Н. Халин // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». -Tl.- 2007. - С. 219-222

103. ЮрецкаяТ. В. Разработка и исследование многокомпонентных ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений: автореф. дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.17/ Юрецкая Татьяна Владимировна. - ТюмГНГУ. Тюмень. 2010. 24 с.

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

105. Гришина И. Н. Теоретические и экспериментальные подходы к разработке технологии производства присадок, повышающих качество дизельных топлив: автореф. дисс. ... док. техн. наук: 05.17.07 / Гришина Ирина Николаевна-М.:РГУНГ им. Губкина. 2010. 44 с.

106. Агаев С. Г. Улучшение низкотемпературных свойств дизельных топлив / С. Г. Агаев, А. М. Глазунов, С. В. Гультяев, Н. С. Яковлев // Монография. - ТюмГНГУ. Тюмень. - 2009. - 145 с.

107. КопытовМ. А. Получение темных нефтеполимерных смол и их использование в качестве депрессорных присадок для нефти: автореф. дисс. канд. хим. наук: 02.00.13 / Копытов Евгений Александрович. - Томск. ИХН СО РАН. 2006. 23 с.

108. Патент РФ №2412233 Депрессорная присадка комплексного действия и способ транспортирования парафиносмолистых и малообводненных нефтей с её использованием / Карамов Р. Г., Мальцева И. И., Чичканова Т. В., Чичканов С. В., Габитова Н. В., Хайруллина Р. Б., Ахметжанов А. 3., Прашкович Э. О., Петрашов Э. Я. заявл. 09.06.2009; опубл. 20.02.2001; бюл. №5 - 6 с.

109. Иванов В. И. Получение сополимеров этилена с винилацетатом -присадок к нефтепродуктам / В. И. Иванов, В. И. Аксенов, Э. JI. Захарова А. И. Динцес // Химия и технология топлив и масел. - 1982. - № 9. - С. 42-45.

110. Патент РФ №2285034 Депрессорная присадка комплексного действия / Прозорова И. В., Бондалетов В. Г., Копытов М. А., Лоскутова Ю. В., Приходько С. И., Антонов И. Г., Юдина Н. В. заявл. 16.08.2004; опубл. 10.10.2006; бюл. №28 - 5 с.

111. Сеидов Н. М. Исследование депрессорных свойств этилен-пропил еновых сополимеров / Н. М. Сеидов, А. П. Абасов, В. А. Байрамов // Азербайджанский химический журнал. - 1982. -№ 2. - С. 55-59.

112. Гуров Ю. П. Моделирование процессов кристаллизации и структурообразования в системах твердых углеводородов нефти в присутствии депрессорных присадок и полиолефинов: автореф. дисс. канд. техн. наук: 02.00.13/ Гуров Юрий Петрович. - ТюмГНГУ. Тюмень. 2003. 23 с.

113. БашкатоваС. Т. Перспективы использования присадки ПДП для улучшения низкотемпературных свойств газоконденсатного дизельного топлива / С. Т. Башкатова, Е. Н. Васильева, П. С. Дейнеко // Химия и технология топлив и масел. - 1994. — № 7-8. — С. 4-6.

114. Патент РФ №2289611 Способ депарафинизации нефтепродуктов / АгаевС. Г., Гультяев С. В. заявл. 25.08.2005; опубл. 20.12.2006; бюл. №35 -7 с.

115. Патент РФ №2353645 Способ депарафинизации нефтепродуктов / ХалинА. Н., ЯковлевН. С., Гультяев С. В., АгаевС. Г. заявл. 12.02.2008; опубл. 27.04.2009; бюл. №12-7 с.

116. Патент РФ №2353646 Способ депарафинизации нефтепродуктов / ХалинА. Н., Яковлев Н. С., Гультяев С. В., Агаев С. Г. заявл. 12.02.2008; опубл. 27.04.2009; бюл. №12 - 6 с.

117. Патент РФ №2289613 Способ получения депрессатора для нефтепродуктов / Агаев С. Г., Яковлев Н. С., Землянский Е. О. заявл. 25.08.2005; опубл. 20.12.2006; бюл. №35 - 7 с.

118. Патент РФ №2321616 Способ депарафинизации нефтепродуктов / Агаев С. Г., Яковлев Н. С, Гультяев С. В. заявл. 12.05.2006. опубл. 10.04.2008. бюл. №10-6 с.

119. Патент РФ №2288942 Способ депарафинизации нефтепродуктов / Агаев С. Г., Яковлев Н. С, Гультяев С. В. заявл. 25.08.2005; опубл. 10.12.2006; бюл. №34 - 7 с.

120. Яковлев Н. С. Электродепарафинизация летнего дизельного топлива Ачинского НПЗ / Н. С. Яковлев, А. Н. Халин, С. Г. Агаев // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». -Tl.- 2007. - С. 216-218.

121. ЯковлевН. С. Сложноэфирные депрессорные присадки для летних дизельных топлив / Н. С. Яковлев, С. Г. Агаев // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». - Т 1. - 2007. - С. 296-298.

122. Землянский Е. О. Прогнозирование эффективности депрессорных присадок по показателям их фазовых и структурных переходов в нефтепродуктах / Е. О. Землянский, Ю. П. Гуров, С. Г. Агаев // Материалы конференции «Успехи современного естествознания». - № 7. - 2005. - С. 5556.

123. Глазунов А. М. Влияние природы депрессорных присадок на их эффективность в дизельных топливах / А. М. Глазунов, С. В. Гультяев, С. Г. Агаев // Материалы конференции «Успехи современного естествознания». - № 7. - 2005. - С. 50-52.

124. ТертерянР. А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам / Р. А. Тертерян // М.: Химия. - 1990. - 238 с.

125. Sanchez J. Н. P. Prediction of Phase Behavior of Asfaltene/Micelle/Aromatic Hydrocarbon System / J. H. P. Sanchez, J. A. Masoori // Journal of Petroleum Science and Technology. - 1998. -№ 16. - pp. 377-394.

126. Патент РФ №2322435 N-[алкилфеноксиполи(этиленокси)крбонилметил]морфолиний хлориды, обладающие свойствами ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений и способ их получения / Фахретдинов П. С., Романов Г. В., Романов А. Г. заявл. 19.01.2007; опубл. 20.04.2008; бюл. №11-7 с.

127. Патент РФ №2392294 Ингибитор парафиновых отложений / Агаев С. Г., ГребневА. Н., ЯковлевН. С. заявл. 11.01.2009; опубл. 20.06.2010; бюл. №17 - 6 с.

128. Борисов Д. Н. Синтез аммониевых соединений на основе децена-1 и их влияние на вязкость высокопарафинистой нефти / Д. Н. Борисов, П. С. Фахретдинов, Г. В. Романов // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - 10 с.

129. Patent US №5391632 Terpolymers based on a,p-unsaturated dicarboxylic anhydrides, a,{3-unsaturated compounds and polyoxyalkylene ethers lower unsaturated alcohols / Matthias Krull, Michael Feustel. Filed: 6.01.1994. Publ. 21.02.1995.-14 p.

130. Patent US №5705603 Polyetheramines with polymers a,|3-unsaturated dicarboxylic acids/ Matthias Krull, Michael Feustel, Erdmann Mielcke Filed: 22.06.1995. Publ. 06.06.1998. - 10 p.

131. Patent US №5998530 Flowability of mineral oils and mineral oil distillates using alkilphenol-aldehyde resins / Matthias Krull, Michael Feustel, Werner Reimann, Ulrike Tepper Filed: 05.01.1998. Publ. 7.12.1999. - 10 p.

132. Патент РФ №2326153 Ингибитор парафиновых отложений / Агаев С. Г., Землянский Е. О., Халин А. Н., Мозырев А. Г., Гребнев А. Н. заявл. 27.09.2006; опубл. 10.06.2008; бюл. №16 - 6 с.

133. Патент РФ №2388785 Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений / Павлов М. Л., Басимова Р. А., Зидиханов М. Р. заявл. 04.05.2009; опубл. 10.05.2010; бюл. №13 - 7 с.

134. Патент РФ №2249674 Композиция для ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений / Прозорова И. В., Бондалетов В. Г., Копылов М. А., Лоскутова Ю. В., Приходько С. И., Антонов И. Г., Юдина Н. В. опубл. 10.04.2005; заявл. 22.12.2003; бюл. №10 - 5 с.

135. Патент РФ №2265119 Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений / Павлычев В. Н., Прокшина Н. В. опубл. 27.11.2005; заявл. 28.06.2004; бюл. №33 - 7 с.

136. Шарифуллин А. В. Композиционные составы для процессов удаления и ингибирования асфальтено-смоло-парафиновых отложений / А. В. Шарифуллин, В. Н. Шарифуллин // Монография. - Изд-во: КГТУ. Казань.-2010.-304 с.

137. Патент РФ № 2301253 Способ выявления синергизма в композиционных деэмульгаторах по низкочастотным диэлектрическим

измерениям // Семихина JI. П., СемихинД. В. заявл. 18.01.2006; опубл. 20.07.2007; бюл. №17. - 5 с.

138. Патент РФ № 2416100 Способ выявления эффекта синергизма в композиционных ингибиторах коррозии по низкочастотным диэлектрическим измерениям. // Семихина Л. П. заявл. 11.01.2009; опубл. 10.04.2011; бюл. №10.-9 с.

139. Саяхов Ф. Л. Высокочастотная диэлектрическая спектрометрия для подбора и оценки эффективности применения ингибиторов АСПО на месторождениях ОАО «Архангельскгеолдобыча» / Ф. Л. Саяхов, Р. Р. Зиннатуллин, К. Л. Суфьянов, А. В. Баринов, В. Г. Вахаев, С. Г. Сафин // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 2. - С. 27-30.

140. СейдовА. Анализ рынка нефтепромысловых реагентов / А. Сейдов, И. Рухля, Н. Косова // М:. AT Consulting. 2008. 120 с.

141. Патент РФ №2250246 Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений / Каралюс А. В., Тузова В. Б., Варнавская А. О., Меречина М. М., Лебедев Н. А., Дияров И. Н. заявл. 17.12.2003; опубл. 20.04.2005; бюл. №11-7 с.

142. Беляев Ю. А. Предупреждение возникновения гидратных, парафиновогидратных отложений и коррозии в скважинах при добыче сероводородосодержащей нефти / Ю. А. Беляев // Экспозиция нефть газ. -№ 15.-2011.-С. 55-56.

143. Патент РФ №2346021 Способ приготовления твердого ингибитора комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидратообразования / Рунец С. А., Дербенева С. В., Муханова Ю. Н., Пискунов А. Ю. заявл. 06.08.2007; опубл. 10.02.2009; бюл. №4 - 5 с.

144. Небогина Н. А. Процесс стабилизации и осадкообразования водонефтяных систем / Н. А. Небогина, И. В. Прозорова, Н. В. Юдина // Нефтегазовое дело. - № 1. - 2007. - 7 с.

145. Patent US №6786940B1 Paraffin dispersants with a lubricity effect for distillates of petroleum products / Bernd Wenderoth, Dieter Hermeling. 19.10.1999. Publ. 07.09.2004. - 5 p.

146. Patent US №6821933B2 Additives for improving the cold flow properties and the storage stability of crude oil / Michael Feustel, Matthias Krull, Hans-Jorg Oschmann Filed: 06.06.2001. Publ. 23.11.2004. - 10 p.

147. Каталог нефтепромысловых реагентов [Электронный ресурс]. С. 63-77. Режим доступа: http://neftpx.ru/[KaTanor реагентов CHTIX.pdf].

148. Сейдов А. Рынок нефтепромысловых реагентов: структура производства/формуляции, цены, перспективы / А. Сейдов, Ф. Пронин,

A. Ягудин // М:. AT Consulting. - 2012. - 186 с.

149. Хуторский А. В. Педагогическая инноватика: методология, теория, практика / А. В. Хуторский // Научное издание. - М.: Издательство УНЦДО, 2005.-222 с.

150. Патент РФ №2316641 Способ получения состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Перекупка А. Г., Пензева Т. В. заявл. 31.05.2006; опубл. 10.02.2008; бюл. №4 - 7 с.

151. Горб В. Г. Концептуальный подход к определению теоретических и методологических основ научно-педагогического исследования / В. Г. Горб // Образование и наука. - № 1. - 2007. - С 26-34.

152. МолякоВ. А. Психология творческой деятельности /

B. А. Моляко // М. Высшая школа, 1978. - 246 с.

153. Ярошевский М. Г. Проблемы научного творчества в современной психологии / Ярошевский М. Г. // М.: Наука, 1977 - 212 с.

154. Семихина JI. П. Явление синергизма в смесях поверхностно-активных веществ / JI. П. Семихина, Е. Н. Москвина, И. В. Кольчевская // Вестник ТюмГУ. - 2012. -№ 5. - С. 85-91.

155. Стандарт «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов для применения в процессах добычи и подготовки нефти и газа» СТ-17-03-02 [Электронный ресурс] /

ОАО АНК «Башнефть». 2011. 83 с. Режим доступа: http://www.bashneft.ru/files/iblock/5dd/edlegflt__17_03_02.pdf

156. Алтунина JI. К. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений / JI. К. Алтунина,

B. А. Кувшинов // Успехи химии. -2007. -Jèl0.-C. 1034-1052.

157. Григорьевы. Дифференциация НДПИ: группы факторов / М. Григорьев // Бурение и нефть. - 2005. - № 11. - С. 2-5.

158. ГлущенкоВ. Н. Оценка эффективности ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений / В. Н. Глущенко, JI. М. Шипигузов, И. А. Юрпалов // Нефтяное хозяйство. — №5. - 2007. -

C. 84-87

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

160. Саяхов Ф. JI. Высокочастотная диэлектрическая спектрометрия для подбора и оценки эффективности применения ингибиторов АСПО на месторождениях ОАО «Архангельскгеолдобыча» / Ф. JI. Саяхов, Р. Р. Зиннатуллин, К. JI. Суфьянов, А. В. Баринов, В. Г. Вахаев, С. Г. Сафин // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 2. - С. 27-30.

161. Саяхов Ф.Л. Применение высокочастотной диэлектрической спектрометрии для исследования сложных химреагентов / Ф. Л. Саяхов, А. В. Баринов, В. Г. Вахаев, С. Г. Сафин // Нефтепромысловое дело. - 2002. -№2.-С. 31-34.

162. Патент РФ № 2301253 Способ выявления синергизма в композиционных деэмульгаторах по низкочастотным диэлектрическим измерениям // Семихина Л. П., СемихинД. В. заявл. 18.01.2006; опубл. 20.07.2007; бюл. №17. - 5 с.

h I ' if

»

150

163. Патент РФ №2416100 Способ выявления эффекта синергизма в композиционных ингибиторах коррозии по низкочастотным диэлектрическим измерениям // СемихинаЛ. П. заявл. 11.01.2009. опубл. 20.07.2010. бюл. №20. - 9 с.

164. Гафиуллин М. Г. Электрофизические методы контроля применения химических реагентов / М. Г. Гафиуллин, В. В. Белоногов, Ф. Л. Саяхов // Нефтяное хозяйство. - № 12. - 1997. - С. 61-64.

165. Саяхов Ф. Л. Физико-химические основы применения высокочастотной диэлектрической спектрометрии в нефтедобыче / Саяхов Ф. Л., Баринов А. В., Тарасова Г. М., Шутов С. С. // Нефтепромысловое дело. — № 4. - 2001. — С. 20-23.

166. Саяхов Ф. Л. Высокочастотная диэлектрическая спектрометрия для подбора и оценки эффективности применения ингибиторов АСПО на месторождениях ОАО «Архангельскгеолдобыча» / Ф. Л. Саяхов, Р. Р. Зиннатуллин, К. Л. Суфьянов, А. В. Баринов, В. Г. Вахаев, С. Г. Сафин // Нефтепромысловое дело. - 2002. — № 2. — С. 27-30.

167. Афанасьев А. В. Повышение эффективности ингибиторной защиты промысловых трубопроводов методами актуализации системных процессов, опыт применения ингибиторов коррозии «МАСТЕР КЕМИКАЛС» / А. В. Афанасьев // Инженерная практика. - 2012. - № 5. -С. 34-42.

168. Мухаметшин В. X. Новое устройство для дозированной подачи реагента на забой скважины / В. X. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. -№ 12.-2008.-С. 78-80.

169. АкшенцевВ. В. Комплексное решение проблемы обеспечения промышленной безопасности погружного и наземного оборудования нефтяных промыслов / В. В. Акшенцев, Д. Г. Аптыкаев, Е. В. Шайдаков, В. В. Шайдаков // [Электронный ресурс]. - 2007. - С. 6-22. Режим доступа: http://www.bashexpert.ru/konkurs/safety_l.pdf

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

171. БешагинаЕ. В. Состав и структурно-реологические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений в зависимости от условий их образования и химического типа нефти: дисс. ... канд. хим. наук: 02.00.13 / Бешагина Евгения Владимировна. - ИХН СО РАН. Томск. 2009. 256 с.

172. КазицинаЛ. А. Применение УФ-, ИК- и ЯМР-спектроскопии в органической химии / Л. А. Казицина, Н. Б. Куплетская - М.: Высшая школа. 1971.264 е.,

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

174. АгаевС. Г. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации при добыче нефти / С. Г. Агаев, А. Г. Мозырев, А. Н. Халин // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. - № 6. - С. 161.

175. ГубинВ. И. Статистические методы обработки экспериментальных данных: Учебное пособие / В. И. Губин, В. Н. Осташков // ТюмГНГУ. - Тюмень. - 2007. - 199 с.

176. Патент РФ №2242503 Депрессорная присадка // Прозорова И. В., Бондалетов В. Г., Копытов М. А., Приходько С. И., Антонов И. Г., ЛоскутоваЮ. В., Юдина Н. В. заявл. 28.07.2003; опубл. 20.12.2004; бюл. №7 -7 с.

177. Патент РФ №2208042 Способ получения депресатора для нефтепродуктов // Агаев С. Г., Глазунов А. М., Гуров Ю. П. заявл. 11.02.2002; опубл. 10.07.2003; бюл. №12 - 8 с.

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

179. Семихина JI. П. Повышение эффективности деэмульгаторов путем получения их наномодификаций / Л. П. Семихина, А. Г. Перекупко, Д. В. Плотникова, Д. В. Журавский // Вестник Тюменского государственного университета. - 2009. - № 6. - С. 88-93.

180. АгаевС. Г. Ингибирование процесса парафинизации скважин и нефтепроводов / С. Г. Агаев, 3. Н. Березина, А. Н. Халин // Нефтепромысловое дело. - 1996. -№ 5. - С. 16-17.

181. Шарифуллин А. В. Подбор композиционных ингибиторов нефтяных отложений на основе синергетического анализа /

A. В. Шарифуллин, В. Н. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова, А. Т. Сулейманов // Технологии нефти и газа. - 2007. - № 1. - С.32-36.

182. РябининВ. П. Некоторые проблемы эксплуатационной надежности вертикальных стальных цилиндрических резервуаров с понтонами с учетом налипаемости хранимого продукта / В. П. Рябинин, И. Э. Лукьянова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2006.-№2.-14 с.

183. РатайчакГ. Молекулярные взаимодействия / Г. Ратайчак, У. Орвилл-Томас // под ред. А. М. Бродского. - М: Мир. - 1986. - 598 с.

184. Каменев П. Н. Отопление и вентиляция: Учебник для вузов Ч. 1. / П. Н. Каменев, А. Н. Сканави, В. Н. Богословский, А. Г. Егиазаров,

B. П. Щеглов - М.: Стройиздат, 1975. - 483 с.

185. Frank P. Incropera, David Р. De Witt, Theodore L. Bergman Fundamentals of Heat and Mass Transfer, 7th edition - Wiley, 21.04. 2011. -1048 p.