Совершенствование технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при эксплуатации газлифтных скважин: на примере месторождения "Белый тигр" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ле Вьет Зунг

• Ле Вьет Зунг
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Ле Вьет Зунг

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И МЕТОДЫ ИХ УДАЛЕНИЯ

1.1. Влияние состава и свойств углеводородов на возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений

1.2. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах

1.3. Состав и распределение асфальтосмолопарафиновых отложений

в насосно-компрессорных трубах

1.4. Методы удаления и предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах

Выводы по главе 1

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ

2.1. Исследование состояния асфальтосмолопарафиновых отложений

в скважинах месторождения «Белый Тигр»

2.2. Проведение тепловой реакции и подбор рациональных растворителей

2.3. Оценка взаимодействия системы химических реагентов

2.4. Химические реагенты, применяемые для удаления

и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений

2.5. Экспериментальная модель для оценки эффективности предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений

2.6. Определение коррозионной активности системы химических реагентов методом потери массы

Выводы по главе 2

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЗДЕЙСТВИЕМ РАЗЛИЧНЫХ КИСЛОТНО-ЩЕЛОЧНЫХ СИСТЕМ НА ГАЗОЖИДКОСТНЫЙ ПОТОК

3.1. Экспериментальные исследования по удалению асфальтосмоло-парафиновых отложений с помощью

различных кислотно-щелочных систем

3.2. Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов

3.3. Исследование факторов, влияющих на температуру, вязкость и растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений

при использовании Ы-бутиламина в качестве основания

3.4. Лабораторные исследования предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений от повторного осаждения

Выводы по главе 3

4. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

И ЕЕ ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

4.1. Расчет количества асфальтосмолопарафиновых отложений

и необходимых для его обработки химических реагентов

4.2. Рекомендации для технологической обработки асфальтосмолопарафиновых отложений внутри насосно-компрессорных труб

4.3. Выбор скважин-кандидатов с целью удаления асфальтосмоло-парафиновых отложений

4.4. Подготовка химических реагентов и технического оборудования

для испытания

4.5. Технология удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при эксплуатации газлифтных скважин: на примере месторождения "Белый тигр"»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Нефть месторождения «Белый Тигр» характеризуется высоким содержанием парафинов (20...29 %), смол (3,7%) и асфальтенов (1,2 %). Температура начала кристаллизации парафина при пластовом давлении составляет 57 °С, температура плавления - 50...59 °С. В связи с этим возникает ряд серьезных проблем.

Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию скважин, является отложение асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности внутрискважинного оборудования (ВСО), которое приводит к снижению межремонтного периода работы, эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин.

Существует ряд технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), причем большинство из них разработаны десятки лет назад и уже не в полном объеме отвечают современным требованиям. Так, применение традиционных технологий механического удаления АСПО не всегда рационально для скважин. Не всегда эффективными и безопасными оказываются и технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением поверхностно-активных веществ, при этом довольно значительными являются потери нефти. Применение растворителей связано с высокими рисками, обусловленными их горючестью, и не всегда оправдано в силу значительных затрат.

Вследствие этого разработка и освоение новых способов и средств борьбы с АСПО остаются весьма актуальными.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин на основе технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений методами физико-химического воздействия на газожидкостный поток.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при транспорте и добыче нефти;

2. Лабораторные исследования физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений насосно-компрессорных труб (НКТ) газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр»;

3. Экспериментальные исследования удаления асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток;

4. Разработка технологии удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и лабораторных исследований на экспериментальной установке, моделирующей процессы ингибирования АСПО в добывающих скважинах, а также применением современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализа результатов лабораторных и промысловых исследований.

Научная новизна результатов работы

1. На основании исследования компонентного состава АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр» и изменения его состояния от температуры установлен механизм образования АСПО в призабойной зоне и насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр».

2. Научно обосновано термохимическое удаление АСПО, предусматривающее раздельную закачку в насосно-компрессорные трубы и в призабойную зону скважины реагентов, способных генерировать тепло,

необходимое для нагрева продукции скважин выше температуры плавления АСПО.

3. Разработан химический состав на основе органической кислоты, органического амина и органических растворителей для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

4. Разработан метод поэтапного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах, базирующийся на физико-химическом воздействии на газожидкостный поток.

На защиту выносятся:

1. Обоснование термохимического метода удаления АСПО в насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин в условиях месторождения «Белый Тигр»;

2. Составы комплексных химических реагентов на основе органических кислот, органических аминов с щелочным характером и органических растворителей для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах;

3. Метод предотвращения образования АСПО в процессе добычи нефти на месторождении «Белый Тигр»;

4. Технология удаления и предотвращения образования асфальтосмоло-парафиновых отложений в призабойной зоне пласта и в насосно-компрессорных трубах на основе применения комплексных химических реагентов.

Практическая ценность результатов работы

Результаты диссертационной работы использованы при создании технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр», доведенной до промышленного внедрения на данном месторождении.

Внедрение технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах позволило дополнительно добыть 5875 т нефти за 18 месяцев и получить чистую прибыль в размере 1,073 млн долларов США.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012» (г. Уфа, май 2012 г.);

• XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2012 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013» (г. Уфа, май 2013 г.);

• XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2013 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014» (г. Уфа, май 2014 г.);

• семинарах НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам);

• научно-технических советах СП «Вьетсовпетро» (2009-2013 гг.,

г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 20 научных трудах, в том числе в 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю

д.т.н. М.М. Велиеву, специалистам НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» и Центра внедрения технологий Вьетнамского нефтяного института за оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

1. ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И МЕТОДЫ ИХ УДАЛЕНИЯ

1.1. Влияние состава и свойств углеводородов на возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений

В практике эксплуатации скважин встречаются различные осложнения, обусловленные отложениями парафина, выносом песка и образованием песчаных пробок, отложением минеральных солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Асфальтосмолопарафиновые отложения образуются, в основном, парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти [3, 22, 56, 65, 75].

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от С17Н36 до С71Н144. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м3. Чистые парафины - белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4 % температура застывания нефти понижается на 2 °С.

Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твёрдую консистенцию. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0,5 %.

Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Так, при снижении температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углеводороды (УВ), а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, - менее тугоплавкие. Таким образом, в зависимости от условий составы парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразны. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. Отложения уплотняются, и жидкая фаза вытесняется. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины - 10...75 %, асфальтены - 2...5 %, смолы - 11...30 %, связанная нефть - до 60 %, механические примеси - 1...5 % [18,27,33,80, 99].

По химическому строению различают 2 типа углеводородов: насыщенные (включая парафины, изо-парафины и нафтен) и ароматические [26, 89].

В нефти и в пластовой воде, поднимаемых на поверхность, всегда содержатся растворенные вещества, которые способствуют образованию нефтяных эмульсий и повышению их стойкости. Основными стабилизаторами водонефтяной эмульсии, содержащихся в нефти, являются асфальтены, нафтены, смолы, парафины, механические примеси.

Ввиду своей небольшой температуры плавления (порядка 60...65 °С), парафин свободно при нагреве переходит из твёрдого состояния в жидкое, а при охлаждении могут образовываться центры кристаллизации.

Асфальтены характеризуются высокими температурами плавления порядка 300 °С и выше, и в нефтях практически всегда находятся в твёрдом состоянии и стабилизированные смолами [82].

Твердые асфальтены представляют собой надмолекулярные образования, состоящие из 5-6 слоев полиядерных двухмерных пластин общей толщиной 1,6...2,0 нм. Асфальтены в обычный микроскоп не видны.

Смолы же в нефтях образуют истинные растворы, т.е. растворены в общем объёме нефти.

Особое внимание при добыче, транспортировке и хранении нефти следует уделить образованию АСПО. Процесс образования АСПО чрезвычайно сложен. В нём могут участвовать такие физико-химические процессы, как седиментация механически взвешенных частиц, укрупнение и осаждение диспергированных компонентов, насыщение молекулярно-растворенных компонентов и образование кристаллов, адсорбция компонентов системы и другие. Такое разнообразие физико-химических процессов резко увеличивает количество факторов, влияющих на процесс образования АСПО [6, 7, 16, 22, 70, 83].

Без знаний о составе и основных свойствах АСПО, основного объекта исследований не может вестись работа по предотвращению отложений на нефтепромысловом оборудовании.

АСПО - природный композитный материал, состоящий из 10-15 органоминеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования, в основном, формируются органическими и неорганическими веществами.

Парафины представлены, в основном, углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Молекулы н-алканов при

охлаждении формируют кристаллы. В кристалле они имеют форму плоских зигзагообразных цепей высокомолекулярных н-алканов, параллельных между собой [3, 4, 73, 78, 85, 92].

Средняя температура плавления нефтяных парафинов на подавляющем большинстве залежей находится в пределах 47...61 иС. В широком диапазоне содержания парафинов средняя температура плавления изменяется мало и составляет 52 °С. Отклонение от среднего значения сравнительно небольшое (± 1,3...2,8 °С). Это указывает на то, что состав нефтяных парафинов в подавляющем большинстве залежей оказывается практически одинаков и мало зависит от содержания парафинов в нефти.

Асфальтены и смолы относятся к поверхностно-активным компонентам нефти. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах. Присутствие этих компонентов оказывает значительное влияние на процесс кристаллизации парафинов. Асфальтены и смолы называют модификаторами кристаллической структуры. В присутствии смол и асфальтенов происходит кристаллизация парафинов, при которой из раствора выделяются недоразвитые монокристаллы, возникшие из немногих центров кристаллизации. Они приобретают форму древовидных и шарообразных образований, и молекулы смол либо встраиваются в кристаллическую решетку парафина, либо адсорбируются на поверхности его кристаллов, тем самым изменяют форму кристаллов. В результате получаются крупные кристаллы неправильной формы [23, 70, 84, 91].

Смолы неоднородны по своему составу. Они содержат нафтеновые и ароматические элементы, парафиновые цепи разной длины и степени разветвленности, а также гетероатомы серы, кислорода и азота.

В случае, когда в составе добываемой нефти преобладают парафины, по мере подъема и охлаждения нефти увеличивается толщина отложений из-за интенсивной кристаллизации и формирования более прочной крупнокристаллической структуры. Это обуславливает

формирование профилей АСПО с постоянным нарастанием толщины к устью скважины.

Связь между составом АСПО и составом добываемой нефти выявлена на основе анализа. В составе АСПО парафинов и асфальтенов содержится намного больше, чем в нефти, а по содержанию силикагелевых смол АСПО и нефть мало отличаются.

Выявлено, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложений нет. В результате исследований нефти установлено, что отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием составов твердых углеводородов парафина, а именно различием соотношения ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которые при стандартных методах исследованиях нефти не определяются.

Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термобарическом равновесии. Сырая нефть в пластовых условиях является системой, равновесие в которой зависит от степени рассеивания тяжелых компонентов, таких как асфальтены, смолы и компоненты с высокомолекулярным весом. При изменении термобарических условий в призабойной зоне или в стволе скважины, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие и из смеси углеводородов могут выделяться как газообразные, так и твердые компоненты. Состояние фазового состава сырой нефти зависит от следующих факторов [18, 26, 71, 72, 74]:

- соотношения полярных и неполярных молекул;

- соотношения легких и тяжелых углеводородов;

- наличия частиц с размером рассеивающихся частиц в нефти;

- наличия воды в нефти (рассеянная вода в нефти влияет на устойчивость эмульсии в нефти, наличие некоторых веществ на

водонефтяном контакте вызывает образование механически устойчивой защитной пленки).

Изменение одного из любых вышеуказанных факторов приводит к нарушению равновесия системы, в результате которого происходят кристаллизация и выпадение в осадок таких компонентов, как парафин, смолы, асфальтены, неорганические соли.

Выпадение твердой фазы может начаться в любой точке технологической цепочки, где при изменении температуры и давления создаются необходимые для этого условия. АСПО могут формироваться в призабойной зоне, стволе скважин, выкидных линиях, трубопроводах системы сбора и транспорта нефти, аппаратах подготовки и хранения нефти.

1.2. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах

АСПО - сложная гетерогенная система, состоящая из парафинов, асфальтенов, смол, воды и механических примесей. Наиболее часто АСПО вызваны наличием высокомолекулярных парафинов в нефти. Высокомолекулярные парафины в большем или меньшем количестве практически всегда присутствуют в добываемой нефти. Содержащиеся в нефти парафины могут выделяться из нее при температуре начала кристаллизации парафинов, зависящей от химического состава нефти, и от молекулярной массы растворенных в этой нефти парафинов. Первыми начинают кристаллизовываться парафины с более высокой молекулярной массой. При дальнейшем понижении температуры кристаллы увеличиваются в размерах, увеличивается также их количество и образуется так называемая сетка, состоящая из кристаллов парафинов разных размеров, сцепленных между собой. Эта сетка «армирует» нефть: нефть становится вязкой, а затем гелеподобной. При определенной

температуре нефть, в достаточной степени армированная парафиновой сеткой, «застывает» и перестает течь [28, 32, 97].

Физико-химическая структура нефти определяется взаимной растворимостью ее компонентов. При температурах выше температуры плавления все компоненты нефтей полностью растворяются друг в друге. Ограниченная растворимость наступает лишь после снижения температуры нефти ниже температуры застывания части компонентов. Наиболее высокоплавкими компонентами нефтей, как мы говорили ранее, являются асфальтены, поэтому только они являются ограниченно растворимыми компонентами.

При температурах выше температур кристаллизации парафинов асфальтены образуют ядро, а смолы — сольватную оболочку, окружающую ядро. Сольватная оболочка снижает поверхностное натяжение между асфальтеном и средой, обеспечивая агрегативную устойчивость асфальтенов. В таком состоянии они не сильно оказывают влияние на процесс кристаллизации углеводородов. Картина принципиально меняется, если нефть перед охлаждением подвергалась определенной термообработке. При нагреве нефти из-за повышения подвижности молекул смол сольватная оболочка дисперсных частиц разрушается. Благодаря таким превращениям при дальнейшем охлаждении нефти и кристаллизации углеводородов молекулы смол, ранее образовавшие сольватные оболочки вокруг асфальтенов, смогут участвовать в образовании дисперсных частиц с твердыми углеводородами, а кристаллические частицы асфальтенов частично могут оказаться центрами кристаллизации углеводородов, частично могут адсорбировать на своих поверхностях кристаллы углеводородов, образуя крупные агрегаты.

При температурах ниже температуры насыщения нефти парафинами образуется новая твердая фаза мельчайших частиц, состоящая из наиболее высокоплавких парафинов.

При дальнейшем снижении температуры, после достижения характерного для каждой нефти ее критического значения, благодаря повышению концентрации дисперсной фазы нефть превращается в связнодисперсную систему - гель, в которой дисперсные частицы связаны друг с другом за счет межмолекулярных сил и образуют своеобразные пространственные сетки, формируя структурные каркасы и превращая нефть в структурированную жидкость.

На практике отложения чаще всего представляют собой гелеобразную смесь, состоящую из АСПО, стабилизированных глобул воды, механических примесей и минеральных солей. При этом основным материалом отложений является парафин, а смолы и асфальтены выступают в роли цементирующего вещества.

Подавляющее большинство способов разработки месторождений, применяющихся в настоящее время в практике, связано с изменением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры, вследствие чего меняются в процессе разработки и физические свойства пластовых нефтей.

В процессе эксплуатации месторождений нефть направляется в забой скважин и поднимается на поверхность по НКТ. Этот процесс вызывает уменьшение давления и температуры, отделение фазового газа из углеводородов с легкими парафинами. Нарушение термодинамического и фазового равновесий в этих случаях приводит к отделению тяжёлых компонентов, таких как асфальтены и смолы, от сырой нефти. Такое нарушение равновесия также приводит к уменьшению растворимости твердых парафинов, что увеличивается риск их кристаллизации [55, 58, 60].

Исследования показывают, что существует последовательность кристаллизации парафинов, начиная от парафинов с более высоким молекулярным весом. В начале процесса кристаллизации кристаллы парафина обычно имеют форму пирамиды или тонкой пластинки, которые

расположены в беспорядке в нефти. Далее по мере снижения температуры увеличивается размер кристаллов парафина, и эти кристаллы переплетаются. В месте контакта кристаллов образуются связи. Такие связи образуют трехмерную пространственную сетку кристаллов парафина в нефти. Таким образом, в зависимости от типов связей, если нефть находится в подвижном состоянии, и при этом другие компоненты нефти обычно присутствуют в пустой части трехмерной пространственной сетки, то нефть более пластична. Когда эта трехмерная пространственная сетка развивается до некоторой степени, другие компоненты запираются, и нефть не может двигаться, происходит застывание нефти. В случае если нефть находится в неподвижном состоянии, связь всего пространства нарушается, и возникают локальные твердые фазы парафинов.

Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную.

Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме движущейся нефти, постепенно оседают на поверхности металла и закрепляются на ней, образуя постепенно осадочный слой органических отложений.

По второму механизму парафиновые кристаллы образуются непосредственно на металлической поверхности и постепенно кристаллизуются в комплексы. Процесс кристаллизации парафина на поверхности идет за счет подпитки из нефтяного раствора.

Существует еще и третий механизм - это смешанный, имеющий все особенности первых двух. При этом состояние поверхности и ее природы существенным образом влияют на течение процесса образования парафиновых отложений.

Таким образом, принимая тот или иной механизм образования АСПО за базу, подходы в борьбе с предупреждением органических отложений будут разные.

Необходимыми условиями формирования парафиновых отложений являются:

- наличие в нефти высокомолекулярных соединений углеводородов, и в первую очередь метанового ряда (парафинов);

- снижение пластового давления до давления насыщения;

- снижение температуры потока до значений, при которых происходит выделение твердой фазы из нефти;

- наличие подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением их с поверхностью, исключающее возможность срыва отложений потоком газожидкостной смеси или нефти при заданном технологическом режиме.

Существует множество и других факторов, способствующих или препятствующих интенсивному формированию парафиновых отложений [40,41, 100].

К наиболее существенным из них могут быть отнесены следующие.

1. Скорость потока. Как показали исследования, в начале интенсивность отложений растет с увеличением скорости за счет увеличения массового переноса, а затем снижается, поскольку возрастают касательные напряжения, повышающие прочность сцепления парафина с поверхностью оборудования.

2. Газовый фактор и сам процесс выделения газа при снижении давления. С выделением и расширением газа понижается температура, а присутствие газа в потоке усиливает массообмен, в результате доля парафиновых углеводородов, кристаллизирующихся на поверхности оборудования, существенно возрастает.

3. Наличие механических примесей, являющихся активными центрами.

4. Кристаллизация может привести к уменьшению интенсивности отложения парафина за счет снижения состояния перенасыщения нефти последним и увеличение его доли кристаллизации в объеме.

5. Состояние поверхности оборудования (подложки) оказывает существенное влияние на прочность отложений, в частности полярность материала подложки и качество поверхности (гладкость). Чем выше значение полярности материала и ее гладкость, глянцевитость (чистота обработки), тем меньше адгезия, а следовательно, при меньших скоростях потока будут срываться парафиновые образования с таких поверхностей.

6. Обводненность продукции скважины. Она оказывает двоякое действие. Вначале при малом содержании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некоторое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличением доли воды в потоке интенсивность снижается как за счет повышения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6... 1,8 раза больше нефти), так и за счет обращения фаз, при котором ухудшается контакт нефти с поверхностью оборудования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ле Вьет Зунг, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абашев, Р. Г. О классификации АСПО на промысловом оборудовании [Текст] / Р. Г. Абашев // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 6. - С. 48-49.

2. Агаев, С. Г. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации при добыче нефти [Текст] / С. Г. Агаев, А. Г. Мозырев, А. Н. Халин // Нефть и газ. - 1997. - № 6. С. 161.

3. Агаев, С. Г. Парафиновые отложения Верхнесалатского месторождения нефти Томской области [Текст] / С. Г. Агаев, Е. О. Землянский, С. В. Гультяев // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2006. — № 3. - С. 8-12.

4. Агаев, С. Г. Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для ингибирования [Текст] / С. Г. Агаев, 3. Н. Березина, А. Н. Халин // Журнал прикладной химии. - 2006. — № 8. — С. 1373-1378.

5. Ахмадеев, А. Г. Оптимизация подготовки высокопарафинистых нефтей в СП «Вьетсовпетро» [Текст] / А. Г. Ахмадеев, Ле Вьет Зунг, Тонг Кань Шон // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. ХШВсеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 77-78.

6. Бадиков, Ф. И. Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах [Текст] / Ф. И. Бадиков, В. П. Выговской, Н. Ч. Нгиа и др. // Химия нефти и газа: матер. IV Междунар. конф. по химии нефти и газа. - Томск, 2000. - С. 576-580.

7. Байбекова, Л. Р. Особенности состава и строения нефтяных отложений [Текст] / Л. Р. Байбекова, А. В. Шарифуллин, Р. Ф. Хамидуллин // Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых: матер. Междунар. конф. - Санкт-Петербург, 2006. - С. 171.

8. Баймухаметов, М. К. Разработка эффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / М. К. Баймухаметов, М. Ю. Долматов, М. К. Рогачев // Повышение эффективности разработки

нефтяных и газовых месторождений: тез. докл. научн.-практ конф. в рамках IV Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2003. - С. 78.

9. Васильев, Ю. В. Определение среднестатистических характеристик концентрированной дисперсии парафинов в нефти [Текст] / Ю. В. Васильев, Е. А. Кирсанов, Г. Д. Кожоридзе и др. // Коллоидный журнал. - 1992. - Т. 54. -№ 6. - С. 13-16.

10. Велиев, М. М. Проблемы, связанные с образованием парафинов при транспорте нефти месторождения «Белый Тигр»[Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». — Уфа, 2012.-С. 111-113.

11. Велиев, М. М. К вопросу прогнозирования отложения парафинов на объектах СП «Вьетсовпетро» [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». - Уфа, 2012.-С. 114-116.

12. Велиев, М. М. Проявления асфальтосмолопарафиновых отложений в трубопроводах месторождения «Белый Тигр» [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А.Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. -С. 33-34.

13. Велиев, М. М. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений вдоль технологической цепочки в нефтедобыче [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. -С. 35-36.

14. Велиев, М. М. Проблемы, вызванные выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче нефти [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. -С. 37-39.

15. Велиев, М. М. Типовые схемы установки периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». -Уфа, 2013. - С. 47-50.

16. Велиев, М. М. Распределение асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 91-92.

17. Гарифуллин, Ф. С. Технология удаления АСПО ингибиторами парафиноотложений типа ИНПАР [Текст] / Ф. С. Гарифуллин, В. А. Рагулин, Л. В. Имамова // Тр. БашНИПИнефть. - 1995. - Вып. 90. - С. 83-90.

18. Гарифуллин, Ф. С. Влияние полярных и неполярных компонентов нефти на интенсивность образования осадков в скважине [Текст] / Ф. С. Гарифуллин // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 12. - С. 76.

19. Глущенко, В. Н. Оценка эффективности ингибиторов АСПО [Текст] / В. Н. Глущенко, Л. М. Шипигузов, И. А. Юрпалов // Нефтяное хозяйство. -2007. - № 5. - С. 84-87.

20. Головко, С. Н. Эффективность применения растворителей в добыче нефти [Текст] / С. Н. Головко, Ю. В. Шамрай, В. И. Гусев и др. // Обзорн. информ. ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтепромысловое дело». -М., 1984. - 85 с.

21. Гусев, В. И. Очистка НКТ и подземного оборудования от АСПО [Текст] / В. И. Гусев, Н. М. Шерстнев и др. // Сб. научн. тр. / ВНИИ. - М., 1980.-№73.-С. 31-40.

22. Гуськов, И. В. О формировании АСПО в насосном оборудовании на поздней стадии разработки [Текст] / И. В. Гуськов, И. А. Гуськова,

B. П. Тронов // Нефть Татарстана. - 1999. - № 2. - С. 29-31.

23. Евдокимов, И. Н. Влияние асфальтенов на термические свойства нефтяных и битумных эмульсий [Текст] / И. Н. Евдокимов, Н. Ю. Елисеев // Химическая технология топлив и масел. - 2002. - № 6. - С. 26-29.

24. Ибрагимов, Г. 3. Химические реагенты для добычи нефти: справочник рабочего [Текст] / Г. 3. Ибрагимов, В. А. Сорокин, Н. И. Хисамутдинов. - М.: Недра, 1986. - 240 с.

25. Ибрагимов, Н. Г. Осложнения в нефтедобыче [Текст] / Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков и др. - Уфа: ООО «Изд-во научн.-техн. лит. «Монография», 2003. - 302 с.

26. Казакова, JT. П. Твердые углеводороды нефти [Текст] / JT. П. Казакова. -М.: Химия, 1986,- 171 с.

27. Каюкова, Г. П. Состав асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах в зависимости от типа нефти / Г. П. Каюкова, Н. В. Шестерина, А. 3. Гарейшина и др. // Нефтепромысловое дело. - 1997. -№ 2. - С. 29.

28. Котельникова, Е. Н. Кристаллохимия парафинов. Методы исследования, результаты, поведение в природе [Текст] / Е. Н. Котельникова,

C. К. Филатов. - СПб., Нева, 2002. - 352 с.

29. Кудашева, Ф. X. Моющая композиция от органических загрязнителей на основе отходов химического производства [Текст] / Ф. X. Кудашева, А. Д. Бадикова, А. М. Мусина, А. Я. Сафина // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2010. - № 1. - URL: http://ogbus.ru/authors/Kudasheva/ Kudasheva_2.pdf.

30. Ле Вьет Зунг. Физическая модель периодического газлифта [Текст] / Ле Вьет Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф.

в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 43-45.

31. Ле Вьет Зунг. Степень влияния основных технологических параметров на эффективность периодически работающего газлифтного подъемника [Текст] / Ле Вьет Зунг, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013».-Уфа, 2013.-С. 46.

32. Ле Вьет Зунг. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин [Текст] / Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 79-80.

33. Ле Вьет Зунг. Состав и распределение парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях [Текст] / Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 81-82.

34. Ле Вьет Зунг. Экспериментальная модель для оценки эффективности предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов, А. А. Алексаньян // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». -Уфа, 2014.-С. 172-174.

35. Ле Минь Туан. Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов [Текст] / Ле Минь Туан, Ле Вьет Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках

Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». -Уфа, 2014. - С. 167-168.

36. Ле Вьет Зунг. Определение физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). -С. 88-96.

37. Ле Вьет Зунг. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). - С. 97-106.

38. Ле Вьет Зунг. Лабораторные исследования предупреждения повторного образования асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев, С. А. Иванов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и ХХПМеждунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». -Уфа, 2014.-С. 158-159.

39. Ле Вьет Зунг. Технология удаления и предотвращения

асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -Уфа, 2014. -Вып. 3 (97). - С. 45-54.

40. Мазепа, Б. П. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования / Б. П. Мазепа. - М.: Недра, 1966. - 184 с.

41. Михалевич, В. И. Борьба с отложениями парафина в скважинах с помощью растворителей-теплоносителей [Текст] / В. И. Михалевич, Б. Ю. Мельничак // Нефтепромысловое дело. - 1969. - Вып. 2. - С. 37-38.

42. Нагимов, Н. М. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных

композитов [Текст] / Н. М. Нагимов, Р. К. Ишкаев, А. В. Шарифуллин // Нефть России. Техника и технология добычи нефти. - 2002. — № 2. - С. 68-70.

43. Насибуллина, А. Ингибитор парафиноотложений. Оценка его влияния на реологические свойства высокопарафинистой нефти Каспийского месторождения [Текст] / А. Насибуллина, Т. Булыгина, Е. Пивсаева, Г. Рахматуллина // Oil&GasJournalRussia. - 2010. - № 4. - С. 56-60.

44. Насыров, А. М. Способы борьбы с отложениями парафина [Текст] / А. М. Насыров. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 44 с.

45. Павлычев, В. Н. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений на промыслах АНК «Башнефть» [Текст] / В. Н. Павлычев, Н. В. Прокшина и др. // Нефтяное хозяйство. - 2002. -№ 12.-С. 65-66.

46. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях [Текст] / М. Н. Персиянцев. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

47. Петров, А. А. Химия алканов [Текст] / А. А. Петров. - М.: Наука, 1974.-224 с.

48. Петрова, Л. М. Особенности формирования состава алканов остаточных нефтей заводняемых пластов месторождений Татарстана [Текст] / Л. М. Петрова, Т. Н. Юсупова, Т. Р. Фосс и др. // Нефтехимия. - 1998. - № 3. -С. 163-170.

49. Писарева, Р. И. О природе образования и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Р. И. Писарева, Я. А. Каменчук, Л. Н. Андреева, Ф. Г. Унгер // Химия и технология топлив и масел.-2005.-№6.-С. 38-41.

50. Посадов, И. А. Изменение деформационно-прочностных свойств нефтяных битумов различного состава при их структурообразовании [Текст] / И. А. Посадов, Д. А. Розенталь, Г. В. Абрамович // Журнал прикладной химии. - 1986.-Т. 59.-№4.- С. 921-923.

51. Рагулин, В. В. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых

коллекторов [Текст] / В. В. Рагулин, Е. Ф. Смолянец, А. Г. Михайлов и др. // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 5. - С. 33-35.

52. Ревизский, Ю. В. Применение химреагентов для борьбы с отложениями парафина в скважинах [Текст] / Ю. В. Ревизский, Д. П. Репин, Р. Г. Исламов // Нефтяник. - 1985. - № 2. - С. 11-12.

53. Рогачев, М. К. Разработка и подбор высокоэффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / М. К. Рогачев, М. Ю. Доломатов, М. К. Баймухаметов // Интервал. - 2003. -№ 8.-С. 59-61.

54. Рогачев, М. К. Борьба с отложениями при добыче нефти [Текст] / М. К. Рогачев, К. В. Стрижнев. -М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 295 с.

55. Рыбак, М. С. Анализ нефти и нефтепродуктов [Текст] / М. С. Рыбак. - М.: ГНТИНГТЛ, 1962. - 888 с.

56. Садыков, А. Н. Особенности состава асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах Западной Сибири [Текст] / А. Н. Садыков, Р. Ш. Нигматуллина, Д. Ф. Фазлиев и др. // Проблемы химии нефти: сб. научн. тр. - Новосибирск: Наука, Сиб. отд., 1992. - С. 214-216.

57. Сафин, С. Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / С. Г. Сафин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 7. - С. 106-109.

58. Сергиенко, С. Р. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти / С. Р. Сергиенко, Б. А. Таимова, Е. И. Талалаев. - М.: Наука, 1979. -448 с.

59. Сизая, В. В. Химические методы борьбы с отложениями парафина [Текст] / В. В. Сизая // Обзор зарубежной литературы. Серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 40 с.

60. Склярова, 3. П. Результаты геохимического исследования парафинистых нефтей и парафиноотложений при разработке залежей тимано-печорского бассейна [Текст] / 3. П. Склярова // Химия нефти и газа: матер. IV Междунар. конф. по химии нефти и газа. - Томск, 2000. - С. 107-111.

61. Строганов, В. М. Некоторые аспекты удаления асфальтеносмоло-парафиповых отложений с применением углеводородных растворителей [Текст] / В. М. Строганов, М. Б. Турукалов, Ю. П. Ясьян // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2006. - № 12. - С. 25-29.

62. Танеева, Ю. М. Изучение состава твердых углеводородов в асфальтосмолопарафиновых отложениях методом дифференциальной сканирующей калориметрии [Текст] / Ю. М. Танеева, Т. Н. Юсупова, Д. А. Халикова и др. // Технологии нефти и газа. - 2007. - № 1. - С. 72-76.

63. Технология предотвращения и удаления АСПО в газлифтных скважинах методами физико-химического воздействия [Текст] // СП «Вьетсовпетро». - Вунгтау, 2011. - 31 с.

64. Тронов, В. П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними [Текст] / В. П. Тронов. - М.: Недра, 1969. - 74 с.

65. Тронов, В. П. Механизм формирования афальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений [Текст] / В. П. Тронов, И. А. Гуськова // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 4. - С. 24.

66. Ты Тхань Нгиа. Методы удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 99-102.

67. Ты Тхань Нгиа. Экспериментальные исследования по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с помощью различных кислотно-щелочных систем [Текст] / Ты Тхань Нгиа, Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии-2014».-Уфа, 2014. - С. 169-171.

68. Туманян, Б. П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем [Текст] / Б. П. Туманян. - М.: Изд-во «Техника», 2000. -336 с.

69. Турукалов, М. Б. Критерии применимости углеводородных растворителей для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст] / М. Б. Турукалов // Фундаментальные исследования. - 2007. - № 1. — С. 46-47.

70. Турукалов, М. Б. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтедобыче: альтернативный взгляд на механизм [Текст] / М. Б. Турукалов, В. М. Строганов, Ю. П. Ясьян // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2007. - № 7.-С. 31-34.

71. Хабибуллин, 3. А. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче [Текст] / 3. А. Хабибуллин, 3. М. Хусаинов, Г. А. Ланчаков.

- Уфа: УНИ, 1992.- 105 с.

72. Халадов, А. Ш. Лабораторные исследования состава асфальтосмолистых и парафиновых веществ мезозойских отложениях [Текст] / А. Ш. Халадов, Н. М. Дегтярев // Молодые ученые Вол го-Уральского региона на рубеже веков: матер, юбилейн. конф. (24-26 октября 2000 г., Уфа).

- Уфа: УГНТУ, 2001. - Т. 2. - С. 52-54.

73. Халикова, Д. А. Изучение растворимости АСПО парафинового типа в узких нефтяных фракциях [Текст] / Д. А. Халикова, И. Н. Дияров, Ю. М. Танеева и др. // Технологии нефти и газа. - 2007. - № 4. - С. 33-36.

74. Хисамов, Р. С. Динамика дисперсного строения нефтей на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения [Текст] / Р. С. Хисамов, И. Н. Файзуллин, В. Ф. Шарафутдинов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 7. -С. 55-56.

75. Шарифуллин, А. В. Состав и структура асфальтеносмолопарафиновых отложений Татарстана [Текст] / А. В. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова, Р. Ф. Хамидуллин // Технологии нефти и газа. - 2006. - № 4. — С. 34-41.

76. Шарифуллин, А. В. Особенности состава и строения нефтяных отложений [Текст] / А. В. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова, А. Т. Сулейманов // Технологии нефти и газа. - 2006. - № 6. - С. 19-24.

77. Шарифуллин, А. В. Механизм удаления нефтяных отложений с применением композиционных составов [Текст] // Технологии нефти и газа. -2007.-№4.-С. 45-50.

78. Юсупова, Т. Н. Исследование состава твердых парафинов в нефтях и АСПО Оренбургского месторождения [Текст] / Т. Н. Юсупова, Р. В. Шулаева, Д. А. Халикова и др. // Актуальные проблемы нефтехимии: матер. II Росс, конф. - Уфа, 2005. - С. 165.

79. Ягудин, Ш. Г. Углеводородные составы для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст] / Ш. Г. Ягудин, В. Г. Козин, А. В. Шарифуллин // Технологии нефти и газа. - 2004. - № 4. - С. 20-24.

80. Ali, М. G. The Role of Asphaltenes, Resins and Other Solids in the Stabilization of Water in Oil Emulsions and its Effects- on oil production in Saudi Oil Fields [Text] / M. G. Ali, M. H. Alqam // Fuel. - 2000. - Vol. 79. -P. 1309-1316.

81. ANSI/ASTM D 87. Standard Test Method for Melting Point of Petroleum Wax (Cooling Curve) [Text]. 1987.

82. Chang, C. L. Asphaltene Stabilization in Alkyl Solvents Using Oil-Soluble Amphiphiles [Text] / C. L. Chang, H. S. Fogler // Soc. Petrol. Eng. - 1993. - Vol. 25185.-P. 339-349.

83. Chouparova, E. Geochemical Monitoring of Waxes and asphaltenes in Oil Produced during the Transition from Primary to Secondary Water Flood Recovery [Text] / E. Chouparova, R. P. Philp // Org. Geochem. - 1998. - Vol. 29. - No. 1-3. -P. 449-461.

84. Dorset, D. L. Crystallography of Real Waxes: Branched Chain Packing in Microcrystalline Petroleum Wax Studied by Electron Diffraction [Text] / D.L. Dorset//Energy & Fuels. -2000. - Vol. 14.-P. 685-691.

85. Garcia, M. C. The Influence of Alkane Class-Types on Crude Oil Wax Crystallization and Inhibitors Efficiency [Text] / M. C. Garcia, L. Carbognani, M. Orea and oth. // J. Petrol. Sci. & Engineering. - 2000. - Vol. 25. - P. 99-105.

86. Garsia, M. C. Crude Oil Wax Crystallization. The Effect of Heavy n-Paraffins and Flocculated Asphaltenes [Text] / M. C. Garsia // Energy & Fuels. 2000.-Vol. 14.-No. 5.-P. 1043-1048.

87. Guo, X. Crystallization of Long-Chain n-Paraffins from Solutions and Melts as Observed by Differential Scanning Calorimetry [Text] / X. Guo,

B. A. Pethica, J. S. Huang and oth. // Macromolecules. - 2004. - Vol. 37. -P. 5638-5645.

88. Kane, M. Morphology of Paraffin Crystals in Waxy Crude Oils Cooled in Quiescent Conditions and under Flow [Text] / M. Kane, M. Djabourov, J. L. Voile //Fuel.-2003.-Vol. 82.-P. 127-135.

89. Kharrat, A. M. Issues with Comparing SARA Methodologies [Text] / A. M. Kharrat, J. Zacharia, V. J. Cherian and oth. // Energy & Fuels. - 2007. - Vol. 21.- P. 3618-3621.

90. King, S. R. Development and Application of Unique Natural Solvents for Treating Paraffin and Asphaltene Related Problems [Text] / S. R. King,

C. R. Cotney // Paper SPE 35265 presented at the 1996 Mid-Cont. Gas Symp., Amarillo, Tx, Apr. 28-30. - 1996.

91. Kriz, P. Effect of Asphaltenes on Crude Oil Wax Crystallization [Text] / P. Kriz, S. I. Andersen // Energy & Fuels. - 2005. - Vol. 19. - P. 948-953.

92. Monger-McClure, T. G. Comparisons of Cloud Point Measurements and Paraffin Prediction Methods [Text] / T. G. Monger-McClure, J. E. Tackett, L. S. Merrill // SPE Production & Facilities. - 1999. - Vol. 14. - P. 4-6.

93. Mozes, G. Y. Paraffin Products: Properties, Technologies, Applications [Text] / G. Y. Mozes. - Elsevier, New York. - 1982. - 335 p.

94. Musser, B. J. Molecular Characterization of Wax Isolated from a Variety of Crude Oils [Text] / B. J. Musser // Energy & Fuels. - 1998. - Vol. 12. -P. 715-725.

95. Philp, R. P. High Temperature Gas Chromatography for Analysis of Fossil Fuels: a Review [Text] / R. P. Philp // J. High res. Chrom. - 1994. - Vol. 17. -P. 398-406.

96. Ring, J. Simulation of Paraffin Deposition in Reservoirs [Text] / J. Ring, R. Wattenbarger 11 Soc. Petrol. Eng. - 1992. - Vol. 24069. - P. 399-410.

97. Senra, M. Role of n-Alkane Polydispersity on the Crystallization of n-Alkanes from Solution [Text] / M. Senra, E. Panacharoensawad, K. Kraiwattanawong and oth. // Energy & Fuels. - 2008. - Vol. 22. - P. 545-555.

98. Shroyer, L. L. Paraffin Control for Oil Well and Transport Lines Using Linear Kinetic Cell Technology [Text] / L. L. Shroyer, J. Haynes // SWPSC. -Lubbock, Tx, 1992.-P. 147-154.

99. Thanh, N. X. Waxes and Asphaltenes in Crude Oils [Text] / N. X. Thanh, M. Hsieh, R. P. Philp // Org. Geochem. - 1999. - Vol. 30. - P. 119-132.

100. Wilson, J. J. A Field Study of Down Hole Microbial Paraffin Control [Text] / J. J. Wilson, Chee W. C. O'Grady, D. M. Bishop // SWPSC. - Lubbock, Tx, 1993.-P. 214-221.