автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Разработка методики оценки эффективности и подбор растворителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании

На правах рукописи

Герасимова Екатерина Викторовна

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ПОДБОР РАСТВОРИТЕЛЕЙ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ И ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ

Специальность 05.17.07 - «Химия и технология топлив и специальных продуктов»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2008

003459669

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Ахметов Арслан Фаритович.

Официальные оппоненты: доктор химических наук, профессор

Доломатов Михаил Юрьевич;

кандидат технических наук, доцент Исламов Марсель Касимович.

Ведущая организация' ГУЛ «Институт нефтехимпереработки»

АНРБ.

Защита состоится «11» февраля 2009 года в 15-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.03 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «11» 0 1 2009 года

Ученый секретарь совета

К.Г. Абдульминев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

На многих месторождениях добыча нефти осложняется образованием асфальто-смолисшх и парафиновых отложений (АСПО) на поверхности нефтепромыслового оборудования и в призабойной зоне скважин, которые снижают их продуктивность и приводят к увеличению затрат на подземный ремонт скважин. Применение растворителей для удаления АСПО является одним из основных методов борьбы с подобными осложнениями, эффективность которых оценивается с помощью лабораторных методик. Однако результаты, получаемые на основе этих методик, зачастую не соответствуют результатам промысловых испытаний. В связи с этим важной и актуальной является задача определения нового подхода к оцениванию эффективности растворителей АСПО в лабораторных условиях с учетом уже имеющегося.

С целью сокращения расходов на проведение мероприятий по удалению АСПО из скважин с помощью растворителей, перехода от количества к качеству необходим поиск комбинированных методов удаления АСПО. Эти методы основаны на применении теплового и химического воздействия растворителей-теплоносителей в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составами АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и применяемых растворителей.

Цель работы

Целью настоящей работы является разработка новой методики оценки эффективности и подбор растворителей АСПО, образующихся на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Для достижения поставленной цели решался ряд научных и технических задач, из которых наиболее важными являлись следующие:

1 Обзор и оценка существующих методик определения эффективности растворителей АСПО, разработка нового подхода к выполнению измерений.

2 Создание и внедрение новой методики определения эффективности растворителей АСПО.

3 Обзор и оценка применяемых технологий и растворителей при теплохимическом воздействии на скважину.

4 Разработка технологии удаления АСПО теплохимическим способом с применением растворителей-теплоносителей.

5 Рекомендации по утилизации АСПО.

Научная новизна

Выявлен синергетический эффект растворяющей способности бинарного растворителя АСПО при соотношении гексена и толуола 40-60:40-60 % об. Показано, что с увеличением содержания парафинов в отложениях необходимое содержание толуола в смеси уменьшается.

При нагревании до 70-100°С смесей ароматических углеводородов, в частности кубового остатка процесса ректификации этилбензола (КОРЭ) и тяжелой смолы пиролиза (ТСП), установлена высокая растворяющая способность по отношению к любому типу АСПО.

Установлено значительное увеличение скорости растворения АСПО при повышении температуры растворителей до температур плавления отложений (50-70°С) и выше. Показано, что применение теплохимического способа удаления АСПО с применением КОРЭ и ТСП в качестве растворителей наиболее эффективно для отложений асфальтенового типа. ,

Практическая значимость

Разработанная методика определения эффективности растворителей АСПО аттестована в ФГУ «Центр стандартизации, метрологии и сертификации» Республики Башкортостан, внесена в Федеральный реестр методик выполнения измерений и используется в учебном процессе для проведения научно-исследовательских работ студентами, магистрантами и аспирантами. Разработан эффективный бинарный растворитель на основе гексена и толуола, эффективность которого подтверждена опытно-промысловыми испытаниями.

Предложена технология удаления АСПО, основанная на тепловом и химическом воздействии растворителей-теплоносителей, в качестве которых предлагается использовать смеси ароматических углеводородов. Определена минимальная температура (70°С) нагрева растворителя, обеспечивающая высокую скорость растворения отложений. Применение технологии обеспечивает уменьшение затрат на удаление АСПО за счет сокращения времени обработки скважины и снижении стоимости применяемых растворителей. Предложены варианты рационального использования отходов после обработки скважины.

При применении в качестве растворителей КОРЭ и ТСП только за счет снижения стоимости предлагаемых растворителей-теплоносителей экономия средств на обработку скважин составит более 10 тыс. рублей на 1 тонну растворителя.

Публикации

Результаты диссертационной работы изложены в 2 статьях и тезисах 5 докладов научно-технических и научно-методических конференций.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы были доложены: на Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (г. Уфа, 2008 г.), 59 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2008 г,), V Республиканской студенческой научно-практической конференции «Научное и экологическое обеспечение современных технологий» (г.Уфа, 2008 г.), IX Всероссийской научно-практической конференции студентов и аспирантов «Химия и химическая технология в XXI» веке (г. Томск, 2008 г.), Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения-2008» (г. Новосибирск, 2008 г.).

Объем и структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, общих выводов, списка цитируемой литературы и приложений. Работа изложена на 133 страницах и

содержит 25 рисунков, 31 таблиц, библиографические ссылки из 170 наименований и 3 приложения.

Содержание работы

Во введении показана актуальность проблемы удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования, дана общая характеристика диссертационной работы.

Глава первая. Глава посвящена аналитическому обзору причин и факторов, влияющих на процесс образования АСПО на нефтяном оборудовании, а также методов их удаления. Дана краткая характеристика основных способов удаления АСПО. Особое внимание уделено химическому и термохимическому способам, основанным на применении различных растворителей. Сделан обзор свойств и эффективности применяемых растворителей. Приведены способы утилизации АСПО. В конце главы сформулированы цель и задачи диссертационной работы.

Глава вторая. Описаны объекты и методы исследований. Проведены их оценка и обоснование на основе данных литературы. Представлены физико-химические показатели объектов исследований, применяемых растворителей и реагентов. Произведен анализ и выявлены недостатки существующих методик определения эффективности растворителей АСПО.

В качестве объектов исследований были выбраны образцы АСПО, отобранные с поверхности нефтепромыслового оборудования нагнетательных и дебитных скважин НГДУ «Краснохолмскнефть» (Надеждинское месторождение (м), скв.32), Четырманское м. скв.1289), НГДУ «Ишимбайнефть» (Уршакское м. скв. 239), НГДУ «Уфанефть» (Кушкульское м. скв.283, скв.727, скв.173, скв.154), НГДУ «Чекмагушнефть» (Чекмагушевское м. скв. 400), НГДУ-1 «Белкамнефть» (скв.13054), НГДУ «Южарланнефть» (Сухоязовское м. скв. 1). Состав и тип отложений представлены в таблице 1.

Для исследования состава отложений был выбран экстракционный метод, основанный на выделении асфальтенов н-гептаном из отложений с последующим их отделением способом фильтрации. Смолы, растворенные в фильтрате, адсорбировали на силикагеле и затем десорбировали спирто- толуольной смесью.

При исследовании были использованы индивидуальные углеводороды, а также технические продукты, соответствующие требованиям нормативно-технической документации: бензин прямогонный г. Нальчик; фракция С9 + смолы пиролиза гидрированная (ФСПГ); изооктан чистый - ГОСТ 12433-83; растворитель СНПХ-7870; толуол чда - ГОСТ 5787-78; ацетон чда - ГОСТ 260379; фракция а-олефинов С6-ТУ 2411-059-05766801-96.

Таблица 1 - Состав и тип АСПО

АСПО Состав, % масс. Я Тип АСПО

Асфаль-тены (А) Смолы (С) Парафины (Л) А + С

АСПО-1 НГДУ «Краснохолмскнефть» Надеждинское м. скв. 32 ИД 8,9 40,1 1,43 П

АСПО-2 НГДУ «Уфанефть» Кушкульское м. скв 173 4,0 8,4 19,2 1,55 П

АСПО-3 НГДУ «Уфанефть» Кушкульское м. скв. 727 39,2 1,6 19,1 0,47 А

АСПО-4 НГДУ «Уфанефть» Кушкульское м. скв. 154 3,3 8,39 8,5 0,73 А

АСПО-5 НГДУ «Южарланнефть» Сухоязовское м. скв. 1 6,5 15,4 29,8 1,36 П

АСПО-б НГДУ «Ишимбайнефть» Уршакское м. скв. 239 5,7 1,0 6,8 1,05 П

АСПО-7 НГДУ «Чекмагушнефть» Чекмагушевское м. скв. 400 3,5 6,1 45,2 4,71 п

АСПО-8 НГДУ-1 «Белкамнефть» скв.13054 4,03 6,61 67,44 6,34 П

АСПО-9 НГДУ «Краснохолмскнефть» Четырманское м. скв. 1289 2,7 8,3 28,1 2,55 П

АСПО-10 НГДУ «Уфанефть» Кушкульское м. скв.283 46,3 1,6 18,9 0,40 А

ПРИМЕЧАНИЕ: П - парафиновый тип отложений; А - асфальтеновый тип отложений.

Для решения задач, определенных темой диссертационной работы, был применен также комплекс стандартных методов исследования нефтепродуктов.

Произведен анализ методик определения эффективности растворителей АСПО, основанных на весовом методе определении эффективности растворителя с применением специальных ситечек-корзинок. Выявлено более 15 различных вариаций «методики корзинок». Выделены основные параметры проведения эксперимента по данным методикам, представленные на рисунке 1.

Эффективность растворителей в методиках определяется по формуле.

Э = (1)

Щ

где Э - эффективность растворителя, %;

ггц - масса образца АСПО до эксперимента, г.;

Ш2 - масса образца АСПО после эксперимента, г.

Рисунок 1 - Параметры «методики корзинок» Выявлены основные недостатки данных методик, являющиеся причиной формирования большой погрешности эксперимента.

1 Мануальное формирование образца АСПО представляет собой не что иное как «лепку» какой-либо фигуры (шар, цилиндр, пластина) вручную, в результате чего происходит уплотнение структуры АСПО, причем величина уплотнения зависит от силы надавливания. При мануальном формировании невозможно добиться одинаковых по массе или объему образцов отложений. Также влияние оказывает интенсивность периодического поднятия и опускания сетки.

По методике АНК «Башнефть» были проведены эксперименты в условиях воспроизводимости (в разных лабораториях, на разном оборудовании и двумя

лаборантами с одними и теми же реагентами и АСПО). Воспроизводимость Я рассчитывалась по формуле.

К=1Э,-Э2|, (2)

где Э) и Эг - значения эффективностей, определенные двумя лаборантами. Результаты экспериментов представлены в таблице 2. Получено, что величина предела воспроизводимости И достигает 45%.

Таблица 2 - Пределы воспроизводимости по методике АНК «Башнефть»

АСПО Растворитель Э,% 11,%

Э1 Э2

Надеждинское м. скв. 32 Гексен:Толуол:ФСПГ 100 76,5 23,5

Уршакское м. скв. 239 Гексен:Толуол:ФСПГ 91,2 57,1 34,1

Чекмагушевское м. скв. 400 Гексен:Толуол:ФСПГ 77,4 32,3 45,1

Сухоязовское м. скв. 1 Гексен:Толуол:ФСПГ 39,5 18,5 21

Чекмагушевское м. скв. 400 Гексен:Толуол:ФСПГ 54,8 14,7 40,1

2 В методиках не учитывается такой фактор, как «стеночный эффект». Сущность его в том, что в реальных условиях удаления АСПО с поверхности нефтяного оборудования не всегда наблюдается процесс перехода АСПО в фазу растворителя только с его поверхности. Возможны случаи диспергирования отложения, а также «вытеснения» его с поверхности оборудования растворителем. Последний фактор имеет особенно большое значение в тех случаях, когда в качестве растворителей используются поликомпонентные системы, содержащие различные полярные соединения и ПАВ.

3 При применении методик корзинок растворитель действует на образец АСПО со всех сторон, тогда как на практике всестороннего контакта растворителя и АСПО не происходит. В скважине растворитель кроме растворяющего действия оказывает на АСПО разрыхляющее и вытесняющее действия.

4 Еще одним важным фактором проведения испытаний является нагревание исходного АСПО перед формированием образца. При проведении испытаний с одним и тем же АСПО и растворителем исследовали два случая: первый, когда образец АСПО был предварительно расплавлен, и второй, когда образец АСПО

подвергался растворению в исходном виде. В связи с тем, что опыт «без предварительного расплавления АСПО» подразумевает мануальное формирование образца, испытание проводили два лаборанта.

Таблица 3 - Влияние расплавления АСПО на эффективность растворителя

Вид АСПО Эффективность, %

С расплавлением Без расплавления

Э1 Э2

Надеждинское м. скв. 32 14,73 72,20 53,73

Чекмагушевское м. скв. 400 32,48 23,68 20,96

НГДУ-1 «Белкамнефть» скв.13054 13,89 49,21 37,27

Получено, что в первом случае растворимость предварительно нагретых образцов в несколько раз ниже растворимости исходных образцов. Такое расхождение результатов, вероятно, связано с тем, что при нагревании отложения происходит перекристаллизация парафина и образуется более плотная и менее растворимая структура.

Глава третья. Разработана новая методика определения эффективности растворителей АСПО с учетом существующих недостатков методик, определены и обоснованы параметры проведения эксперимента, рассчитаны показатели качества методики, а также с помощью методики подобран эффективный растворитель для любого типа АСПО на основе гексена и толуола.

Разработка методики и её оценка осуществлялась в соответствии со стандартами ГОСТ Р 8.563-96 «Методики выполнения измерений», РМГ 61-2003 «Показатели точности, правильности, прецизионности методик количественного химического анализа», ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 «Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений».

Для обеспечения «стеночного эффекта» была попытка наносить АСПО в расплавленном виде на металлическую пластину. Данный способ неудобен и не позволяет получать равные массы отложений. Учитывая тот факт, что толщина отложений изменяется в широких пределах от 0 до 20 мм по высоте скважины, необходимо обеспечить различную толщину на металлической поверхности. Для

и

этого была специально изготовлена стальная форма. Толщина отложения изменяется от 0 до 4 мм. На рисунке 2 показана форма для эксперимента.

Для обеспечения динамического режима используется перемешивающее устройство. Частота вращения при проведении эксперимента равна (165±5) мин'1. Циркуляция растворителя в таком режиме обеспечивается в скважине при помощи насосных агрегатов.

Время опыта составляет 1 час. Данное время получено экспериментально. По методике исследовалась динамика изменения эффективности растворителей СНПХ-7870 и смеси гексена с толуолом в соотношении 1:1 во времени. Эффективность отмыва АСПО-1, 4, 8, 10 растворителем СНПХ-7870 в течение 1 часа составляет 68-83%, а эффективность смеси гексена с толуолом составляет 7594%. При увеличении времени контакта АСПО с растворителями до 1,5 часов эффективность возрастает незначительно, в среднем на 10-15%. Через 2 часа формы с АСПО полностью отмылись. Учитывая то, что максимальная эффективность растворителя составляет 100%, т.е. когда в форме отложения не осталось, необходимое время контакта отложения с растворителем должно быть таким, чтобы отмыв отложений происходил не полностью, при этом была возможность численно оценить и сравнить эффективности различных растворителей.

По методике предполагается предварительное расплавление отложения. Нанесение АСПО на форму в нативном виде технически сложно осуществить, а иногда просто невозможно из-за различной консистенции отложения. При нанесении АСПО на металлическую поверхность в расплавленном виде происходит сцепление кристаллов парафина с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Тем самым мы обеспечиваем прочность

Рисунок 2 - Форма для испытаний

налипания АСПО, но уменьшаем эффективность растворителя за счет перекристаллизации парафинов и уплотнения структуры АСПО в процессе нагрева. При налипании АСПО вручную на форму возникает субъективный фактор, зависящий от способностей лаборанта. Это приводит к увеличению погрешности методики.

Эксперимент проводили следующим образом. Навеску АСПО расплавляли на водяной бане с температурой (80±0,5)°С, гомогенизировали перемешиванием, далее содержимое стакана заливали в форму. Для проверки прочности налипания АСПО форму с отложением переворачивали. Форму с АСПО оставляли на сутки для высыхания до постоянной массы на открытом воздухе. Перед проведением испытания определяли массу формы с АСПО. Форму с АСПО опускали в стакан с растворителем объемом 50 см3, установленным на платформе перемешивающего устройства. По истечении 1 часа формы извлекали, высушивали и взвешивали. Для каждого образца проводили не менее двух параллельных определений.

В случае если отложение осталось в форме после испытания, рассчитывали эффективность Э по формуле.

% (3)

Щ

За результат анализа Эср принимали среднее арифметическое значение результатов двух параллельных определений Э] и Э2. Абсолютное значение разности результатов двух параллельных определений не должно превышать предела повторяемости г. В таблице 4 даны рекомендации по использованию растворителей, эффективность которых определена по методике.

Таблица 4 - Оценка эффективности растворителя

Эффективность, % Оценка Применение

От 20 до 50 Растворитель малоэффективный Не рекомендуется использовать на промысле

От 51 до 70 Растворитель среднезффективный Возможно использование на промысле

От 71 до 90 Растворитель высокоэффективный Рекомендуется использовать на промысле

Проверка методики осуществлялась на отложении асфальтенового типа Кушкульского месторождения скв.154 (АСПО-4). На первом этапе по разработанной методике производился набор значений эффективностей толуола и прямогонного бензина в условиях воспроизводимости. В таблице 5 представлены результаты экспериментов. В качестве опорного значения эффективности растворителя принято среднее значение заданной совокупности результатов анализа, так как для данной измеряемой величины (эффективность растворителя АСПО) не существует теоретического или научно установленного значения либо аттестованного значения стандартного образца.

Таблица 5 - Результаты экспериментов определения эффективности толуола и прямогонного бензина ________

Растворитель Дата проведения опыта Эффективность, %

Э1 Э2

28.04.08 65,07 72,65

88,04 74,62

05.05.08 65,65 63,21

ч 66,91 62,94

о ? Н 07.05.08 68,96 77,37

78,79 71,50

12.05.08 88,98 83,52

80,09 76,83

14.05.08 73,52 78,15

68,45 72,14

28.04.08 44,83 36,04

« Я 44,46 33,43

05.05.08 39,76 30,74

В 28,75 28,38

3 с 07.05.08 47,50 46,63

5, w n w 49,07 36,50

кн h-l 12.05.08 59,71 57,68

¡2 55,89 53,90

О W 14.05.08 50,24 46,46

56,04 50,66

Согласно методу расчета показателей качества методики, в программе «Excel» рассчитаны значения показателей качества методики, которые представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Значения показателей качества методики

Показатель Значение

Диапазон измерений, % от 20% до 90%

Показатель повторяемости (СКО повторяемости), ог(Д) 4

Показатель воспроизводимости (СКО воспроизводимости), оя(Л) 7

Показатель промежуточной прецизионности (СКО), аш(т, о)(Д) 6

Показатель точности, ±Д (р=0,95) 15

Предел повторяемости г 10

Предел воспроизводимости Я 20

Предел промежуточной прецизионности 111 (т, о) 18

Полученные результаты показателей качества методики приемлемы для оценки эффективности растворителей АСПО. На формирование погрешности измерений эффективности наибольшее влияние оказывают такие факторы, как случайные различия между составами отобранных проб АСПО, возможные изменения состава пробы АСПО вследствие ее хранения, а также действия оператора.

На втором этапе проведения экспериментов был произведен контроль повторяемости и воспроизводимости при реализации методики в лаборатории. Использовались индивидуальные углеводороды и технические продукты. Для каждого растворителя оперативный контроль предела повторяемости и воспроизводимости произведён 3 раза. Результаты представлены в таблицах 7 и 8.

Таблица 7 - Оперативный контроль предела повторяемости результатов

Растворитель Эь % г,,% э2,% г2, % Э3, % Тз, %

Гексен 59,4 4,1 60,1 7,6 57,5 5,8

55,3 52,5 51,7

Ацетон 15,4 5,0 17,1 4,2 19,8 5,1

10,4 12,9 14,7

Изооктан 29,6 6,4 29,7 3,5 28,4 4,4

23,2 26,2 24,0

Толуол 74,7 6,3 . 80,5 5,0 81,0 2,4

68,4 75,5 78,6

Бензин прямогонный 58,0 7,2 58,3 2,9 53,3 4,7

50,8 55,4 48,6

СНПХ-7870 92,4 8,7 85,3 5,8 87,6 2,4

83,7 79,5 85,2

Таблица 8 - Оперативный контроль предела воспроизводимости результатов

Растворитель э„ % Яь % 32, % % Э3, % Яз, %

Толуол 72,6 9,0 63,1 13,2 62,9 16,6

81,6 76,3 79,5

Бензин прямогонный 47,7 13,0 35,2 12,4 52,3 16,9

34,7 47,6 35,4

Показано, что значение пределов повторяемости не превышает значения г=10%, а значение пределов воспроизводимости меньше полученного 11=20%.

Методика аттестована в ФГУ «Центр стандартизации, метрологии и сертификации» РБ, внесена в Федеральный реестр методик выполнения измерений и используется в учебном процессе студентами и аспирантами.

С помощью методики подобран эффективный бинарный растворитель на основе гексена и толуола. На рисунке 3 показано изменение эффективности смеси гексена с толуолом в зависимости от объемного содержания каждого компонента в смеси для различных типов АСПО.

Рисунок 3 - Эффективность смеси для АСПО-1

Надеждинского м., скв.32 (П), АСПО-4 Кушкульского м., скв. 154 (А), АСПО-8 скв.13054 (П), АСПО-10 Кушкульского м., скв.283 (А)

О 10 20 30 40 50 60 70 80 30 100 Содержание толуола, % об., в смеси с гексеном

— АСПО-1 АСПО-4 —АСПО-8 АСПСИО

Показано, что при определенном соотношении гексена и толуола эффективность повышается, в отличие от эффективности чистых компонентов. Оптимальное соотношение гексена и толуола составляет 40-60:60-40 % об.

По методике определили эффективность растворителя СНПХ-7870, который является высокоэффективным для различных АСПО и широко применяется на промыслах АНК «Башнефть», АНК «Татнефть» и других предприятиях. На

рисунке 4 показано, что смесь гексена с толуолом проявляет эффективность вышг, чем СНПХ-7870 в среднем на 10%.

АСПО-1 АСПО-4 АСПО-в ДСПО-'О

Я С««* нмсвна » шуопв я С1.'х "5/Г

Рисунок 4 - Эффективность бинарного растворителя и СНПХ-7870 Данный состав для удаления АСПО может быть использован при обработке скважин без предварительного нагрева способом круговой циркуляции.

Глава четвертая. На основе анализа применяемых растворителей АСПО и теплохимических способов сформулированы требования, которым должен отвечать растворитель-теплоноситель. Исследованы составы на основе ароматических углеводородов, являющиеся побочными продуктами и кубовыми остатками нефтехимических производств. Разработана эффективная технология удаления АСПО с применением составов в качестве растворителей-теплоносителей. Предложен вариант утилизации АСПО после обработки скважины по данной технологии с получением мазутов.

Растворитель-теплоноситель для удаления АСПО должен отвечать следующим требованиям: температура вспышки не менее 90°С; плотность не менее 0,95 г/см3; приемлемая взрыво- и пожароопасностъ при нагреве; высокая растворяющая способность ко всем типам АСПО; многократное использование растворителя; стабильность химического состава при нагревании; антикоррозионные свойства; низкая растворимость в воде; доступность и низкая стоимость.

Объектами исследований выбраны кубовый остаток ректификации этилбензола (КОРЭ) и тяжелая смола пиролиза (ТСП), физико-химические свойства которых представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Свойства ТСП и КОРЭ

Показатель ТСП КОРЭ

Плотность при 20 °С, г/см3 1,064 0,964

Фракционный состав, °С: н.к. 172 200

50% 278 315

75%-к.к. 430 410

Массовая доля воды, % масс. следы 0,12

Температура вспышки в открытом тигле, °С 111 120

Вязкость кинематическая при 80 °С, м2/с 5,02* Ю-6 2,39*10"6

Температура застывания, °С • -35 -60 (не застывает)

Массовое содерж. серы, % масс. отсутствует отсутствует

Опытным путем оценивали проникающую и растворяющую способности ТСП и КОРЭ. Формы с различными АСПО помещали в стаканы с ТСП и КОРЭ в объёме 30 мл при температуре 20°С. На протяжении 7 дней наблюдали за опытом, периодически каждые 12 часов вынимали форму с отложением и переворачивали. Если отложение отслоилось от формы, опыт прекращали, фиксируя время. Остаточную массу АСПО высушивали и взвешивали на весах, определяли эффективность растворителя. В таблице 10 показаны результаты опытов.

Таблица 10 - Результаты определения растворяющей и проникающей

способностей ТСП и КОРЭ

Тип 1 АСПО-1 АСПО (П) АСПО-2 (П) АСПО-4 (А) АСПО-7} АСПО-8 (П) | (П) АСПО-9 (П) АСПО-10 (А)

ТСП

Время, ч 168 168 96 168 96 144 168

Э,% 20,6 33,4 37,8 15,2 35,3 38,5 33,6

КОРЭ

Время, ч| 156 144 84 144 72 120 144

Э,% 23,6 35,2 39,4 20,3 40,7 42,5 35,7

Опыт показывает, что молекулы КОРЭ и ТСП проникают между металлической поверхностью и отложением, тем самым вытесняют АСПО с

поверхности металла. Растворение АСПО в ТСП и в КОРЭ протекает медленно в статическом режиме при температуре 20°С.

Исследовано влияние температуры растворителей КОРЭ и ТСП на скорость растворения АСПО. Образец отложения, нанесенного на металлическую форму, опускали в нагретый растворитель и фиксировали время, за которое отложение полностью растворится. Масса отложений в опыте составляла (2,2±0,3) г в зависимости от плотности АСПО. Для АСПО-4, 8 аналогично определяли время расплавления в воде. Полученные смеси АСПО с КОРЭ и ТСП однородные по составу, после охлаждения до 0°С отложение не выпадает в осадок. На рисунках 5 и 6 показано, что скорость растворения АСПО для отложений парафинового основания больше, чем для АСПО асфальтенового типа.

Температура, °С

"30 ш тии

АСПО-4: Кушкульское м. скв.154 (А); АСПО-7: Чекмагушевское м. скв. 400 (П); АСПО-8: НГДУ-1 «Белкамнефть» скв.13054 (П); АСПО-9: Четырманское м. скв. 1289 (П); АСПО-Ю: Кушкульское м. скв.283 (А)

Рисунок 5 - Влияние температуры на время растворения АСПО в ТСП

Температура, С

АСПО-4: Кушкульское м., скв.154 (А); АСПО-7: Чекмагушевское м., скв. 400 (П); АСПО-8: НГДУ-1 «Белкамнефть», скв.13054 (П); АСПО-9: Четырманское м., скв. 1289 (П); АСПО-Ю: Кушкульское м., скв.283 (А)

Рисунок 6 - Влияние температуры на время растворения АСПО в КОРЭ

Температуры плавления АСПО находятся в диапазоне 54-72,5 °С. Причем температура плавления АСПО асфальтенового основания выше, чем парафинового, и составляет 69,5-72,5 °С. Эти данные необходимо учитывать при обосновании температуры подогрева растворителя при теплохимических обработках скважин.

Установлено, что в системе «вода - АСПО» протекает только процесс плавления, а в системе «растворитель - АСПО» одновременно протекают два процесса - растворение и плавление. При нагревании растворителя до 70°С в системе преобладает процесс растворения, а свыше 70°С - процесс плавления АСПО. При температуре 80°С происходит плавление АСПО независимо от рода теплоносителя. Получено, что минимальная температура нагрева растворителя, обеспечивающая высокую скорость растворения отложений, равна 70°С.

При определении кинематической вязкости смесей отложений с КОРЭ и ТСП показано, что вязкость смесей увеличивается с увеличением содержания в них АСПО. На рисунке 7 показано, что вязкость смесей с отложениями асфальтенового основания несколько выше, чем с отложениями парафинового основания.

Деля АСПО-8 в ом»еи*100%

Даля АСПО-4 в смеси*10й%

—КОРЗ-50 -л— КСРЭ-80 ТСТЕО —•—тсг>£а

АСПО-4: Кушкульское м., скв.154 (А); АСПО-8: НГДУ-1 «Белкамнефть», скв.13054 (П) Рисунок 7 - Кинематическая вязкость смесей АСПО с КОРЭ и ТСП при 50 и 80°С

С целью определения степени насыщения растворителя в ТСП и КОРЭ поочередно растворяли отложения при температуре 80°С на водяной бане. Исследования показали, что растворение первого образца АСПО в КОРЭ и ТСП происходит с той же скоростью, что и последнего. Растворитель не насыщается по мере увеличения содержания в нем АСПО, увеличиваются вязкость полученного продукта, плотность, температура вспышки. При повторном разогреве смеси растворение отложений происходит аналогично.

Определены температуры застывания для некоторых смесей АСПО с КОРЭ и ТСП по стандартной методике. Установлено, что температура застывания смесей АСПО с КОРЭ и ТСП зависит от массового содержания в них отложений. Чем больше содержание парафинов в АСПО, тем температура застывания смеси выше.

Использование КОРЭ и ТСП на промысле возможно многократно, количество обработок будет зависеть от количества АСПО в скважине. Высокая плотность растворителей способствует увеличению времени пребывания растворителей в зонах наибольших скоплений отложений в скважине, отсутствие серы в составе растворителей придает им антикоррозионные свойства, а температура вспышки более 100°С обеспечивает возможность нагрева растворителей до 100°С.

На рисунке 8 показана принципиальная схема обработки скважины с применением растворителей-теплоносителей.

1-пласт, 2-обсадная колонна, 3-колонна НКТ, 4-насос. 5-АСПО, 6-нагнетательная линия, 7-насосный агрегат, 8-ёмкость с растворителем, 9-нагревательный аппарат, 10-ёмкость с отработанным растворителем и АСПО. Рисунок 8 -Принципиальная схема обработки скважины с помощью растворителей-теплоносителей

Растворитель нагревается в аппарате 9 до 70-100°С и подается в затрубное пространство самотеком на прием глубинного насоса 4 с последующей циркуляцией по замкнутому циклу (круговая циркуляция), дополнительно подогреваясь до заданной температуры, проходя через теплообменник. Циркуляция продолжается до тех пор, пока разница температур входящего и выходящего потока из колонны НКТ не будет превышать 20°С. Смесь отработанного растворителя и АСПО направляется в ёмкость 10. Эффективность данного способа обработки колонны НКТ обусловлена тем, что на АСПО растворитель-теплоноситель оказывает одновременно тепловое и химическое воздействие, что способствует более быстрому удалению отложений - с поверхности нефтепромыслового оборудования.

Полученная смесь АСПО и растворителя-теплоносителя после отделения механических примесей и воды на специальных установках может быть использована в качестве мазута, физико-химические свойства которого зависят от содержания АСПО в растворителе. Показатели качества полученных смесей представлены в таблицах 11 и 12.

Таблица 11 - Показатели качества полученных смесей АСПО с ТСП

Наименование показателя АСПО 15% АСПО 30% Марка мазута

№4 №8 №4 №8 М40 М100

Вязкость при 80°С, м2/с 25,6* Ю-6 18,56* 10"6 36,6* ю-6 26,45* 10"6 не более 59,0 не более 118,0

Температура вспышки в открытом тигле, °С 115 114 118 116 не ниже 90 не ниже 110

Температура застывания, °С 6 9 20 23 не выше 10 ке выше 25

Таблица 12 - Показатели качества полученных смесей АСПО с КОРЭ

Наименование показателя АСПО 15% АСПО 30% Марка мазута

№4 №8 №4 №8 М40 мюо

Вязкость при 80°С, м2/с 2,6* Ю-6 2,5* Ю-6 3,8* Ю-6 3,4* Ю-6 не более 59,0 не более 118,0

Температура вспышки в открытом тигле, °С 123 125 125 126 не ниже 90 не ниже 110

Температура застывания, °С -24 -18 4 10 не выше 10 не выше 25

Получено, что смесь ТСП с содержанием АСПО до 15 % масс, может быть использована в качестве мазута марки М40, а при содержании АСПО до 30% масс. - марки М100, а смесь КОРЭ с содержанием АСПО до 30% - марки М40. В отличие от смесей АСПО с ТСП смеси КОРЭ с АСПО менее вязкие и имеют более низкие температуры застывания. Увеличение содержания АСПО в смеси приведет к повышению температуры застывания. Смеси с низким содержанием АСПО в растворителях ТСП (до 7%) и КОРЭ (до 10%) возможно использовать повторно для удаления отложений тем же способом, при этом растворяющая способность растворителей не снижается.

Стоимость 1 тонны растворителей, предлагаемых сегодня на рынке, составляет более 20 тысяч рублей за 1 тонну, тогда как стоимость растворителей (тяжелой смолы пиролиза и кубового остатка ректификации этилбензола) составляет в среднем 6-9 тысяч рублей за 1 тонну. Экономия средств на обработку скважин только за счет снижения стоимости растворителя составит более 10 тыс. рублей на 1 тонну растворителя.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Показано, что существующие методики определения эффективности растворителей АСПО имеют ряд недостатков, приводящих к высокой погрешности и большим расхождениям полученных по ним результатов и промысловых испытаний растворителей.

2 Разработана новая методика определения эффективности растворителей АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования, показатель точности методики равен 15%.

3 Подобран эффективный бинарный растворитель на основе гексена и толуола в соотношении 40-60:60-40 %об., эффективность которого подтверждена результатами опытно-промысловых испытаний.

4 Установлена высокая растворяющая способность смесей ароматических углеводородов, в частности кубового остатка процесса ректификации этилбензола и тяжелой смолы пиролиза, по отношению к любому типу АСПО при их нагревании. Установлено повышение скорости растворения АСПО при

повышении температуры растворителей до температур плавления отложений (50-70°С) и выше.

5 Определена минимальная температура (70°С) нагрева растворителя, обеспечивающая высокую скорость растворения отложений. Показано, что применение технологии теплохимического удаления АСПО с применением КОРЭ или ТСП наиболее эффективно для отложений асфальтенового типа.

6 Применение технологии теплохимического удаления АСПО с применением КОРЭ или ТСП обеспечивает уменьшение затрат на обработку скважины за счет сокращения времени обработки и снижения стоимости растворителей по сравнению со стоимостью применяемых растворителей. Экономия средств на обработку скважин только за счет снижения стоимости растворителя составит более 10 тысяч рублей на 1 тонну растворителя.

7 Предложенная технология одновременно с удалением АСПО позволяет рационально и экологически безопасно утилизировать отходы, полученные после обработки скважины без ущерба для окружающей среды с последующим получением мазутов марки М40 и М100 из отходов обработки.

Основные результаты исследований изложены в следующих работах:

1 Ахметов А.Ф. Анализ лабораторных методик определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений/Ахметов А.Ф., Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Башкирский химический журнал.- 2008. -Т. 15, № 1._ С. 65-67.

2 Ахметов А.Ф. Лабораторная методика определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО)/Ахметов А.Ф., Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Башкирский химический журнал.- 2008. -Т. 15, №2.-С. 161-163.

3 Герасимова Е.В. Разработка состава и методики оценки удалителей асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО)/ Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Химия и химическая технология в XXI веке: материалы IX

ir

Всероссийской научно-практической конференции студентов и аспирантов. -Томск, 2008.-С.85-86.

4 Герасимова Е.В. Методика определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений/ Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: материалы Международной научно-технической конференции. - Уфа, 2008. -С.77-78.

5 Герасимова Е.В, Лабораторная методика определения эффективности растворителей АСПО / Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Материалы 59 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ - Уфа, 2008.-С.86.

6 Герасимова Е.В. Разработка лабораторной методики определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО)/ Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Научное и экологическое обеспечение современных технологий: материалы V Республиканской студенческой научно-практической конференции. - Уфа, 2008. - С.56-57.

7 Герасимова Е.В. Разработка лабораторной методики выполнения измерений эффективности удаления растворителями асфальто-смоло-парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования/ Герасимова Е.В., Нуриазданова В.Ф. // Трофимуковские чтения-2008: материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых; Ин-т нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН. - Новосибирск, 2008. - Т.1. - С.83-85.

Подписано в печать 29.i2.OS. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 283. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание

Список сокращений

Введение

1 Анализ проблемы образования АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования

1.1 Состав и основные свойства АСПО

1.2 Растворяющая способность реагентов-удалителей АСПО

1.2.1 Растворимость смол и асфальтенов

1.2.2 Растворимость парафиновых углеводородов

1.3 Способы удаления АСПО с нефтяного оборудования

1.4 Классификация углеводородных растворителей

1.5 Методы оценки эффективности растворителей АСПО

1.5.1 Лабораторная оценка растворителей АСПО

1.5.2 Промысловая оценка эффективности удалителей АСПО

1.6 Способы утилизации АСПО

Одной из главных проблем при добыче нефти на многих месторождениях является интенсивное выпадение асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) на глубинно-насосном оборудовании. Это приводит к увеличению затрат на подземный ремонт скважины, потери добычи нефти, а также к трудностям, возникающих при борьбе с АСПО, обусловленные со специфическими химическими и реологическими свойствами этих отложений и условиями эксплуатации нефтепромысловых систем «пласт-скважина-наземное оборудование». Несмотря на то, что данная проблема решается уже несколько десятилетий, она остается актуальной и на сегодняшний день. В связи со вступлением многих нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся благоприятными условиями для образования АСПО — высокой обводненностью продукции скважин и низкими забойными давлениями - проблема борьбы с АСПО приобретает особую актуальность.

Применение растворителей для удаления АСПО является одним из основных методов борьбы с подобными осложнениями. Несмотря на значительный объем теоретических и практических разработок по удалению АСПО, в промысловых условиях не всегда удается достичь положительных результатов. Оценка растворителей осуществляется с помощью лабораторных методик. Однако результаты, получаемые на основе этих методик, зачастую не соответствуют результатам промысловых испытаний. В связи с этим важной и актуальной является задача нового подхода к определению эффективности растворителей АСПО в лабораторных условиях с учетом уже имеющегося.

С целью сокращения расходов на проведение обработок скважин растворителем, перехода из количества в качество, необходим поиск комбинированных методов удаления АСПО, основанных на применении теплового и химического воздействия растворителей-теплоносителей, в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составами высокомолекулярных отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и растворителей-теплоносителей.

В настоящей диссертационной работе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований, посвященных созданию новой методики определения эффективности растворителей АСПО, а также разработке эффективной технологии удаления АСПО, основанной на теплохимическом воздействии растворителей-теплоносителей на отложения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Показано, что существующие методики определения эффективности растворителей АСПО имеют ряд недостатков, приводящих к высокой погрешности и большим расхождениям полученных по ним результатов и промысловых испытаний растворителей.

2 Разработана новая методика определения эффективности растворителей АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования, показатель точности методики равен 15%.

3 Подобран эффективный бинарный растворитель на основе гексена и толуола в соотношении 40-60:60-40 %об., эффективность которого подтверждена результатами опытно-промысловых испытаний.

4 Установлена высокая растворяющая способность смесей ароматических углеводородов, в частности кубового остатка процесса ректификации этилбензола и тяжелой смолы пиролиза, по отношению к любому типу АСПО при их нагревании. Установлено повышение скорости растворения АСПО при повышении температуры растворителей до температур плавления отложений (50-70°С) и выше.

5 Определена минимальная температура (70°С) нагрева растворителя, обеспечивающая высокую скорость растворения отложений. Показано, что применение технологии теплохимического удаления АСПО с применением КОРЭ или ТСП наиболее эффективно для отложений асфальтенового типа.

6 Применение технологии теплохимического удаления АСПО с применением КОРЭ или ТСП обеспечивает уменьшение затрат на обработку скважины за счет сокращения времени обработки и снижения стоимости растворителей по сравнению со стоимостью применяемых растворителей. Экономия средств на обработку скважин только за счет снижения стоимости растворителя составит более 10 тысяч рублей на 1 тонну растворителя.

7 Предложенная технология одновременно с удалением АСПО позволяет рационально и экологически безопасно утилизировать отходы, полученные после обработки скважины без ущерба для окружающей среды с последующим получением мазутов марки М40 иМЮО из отходов обработки.

1. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с отложениями при добыче нефти. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 295 е.: ил.

2. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина// Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 40 с.

3. Богданов Н.Ф., Переверзев А.Н. Депарафинизация нефтяных продуктов. -М.: Гостоптезиздат, 1961. -248 с.

4. Мухаметова Э.М. Процесс образования асфальтосмлопарафиновых отложений и методы борьбы с ними. Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. -52 с.

5. Васильев Ю.В., Кирсанов Е.А., Кожоридзе Г.Д. и др. Определение среднестатистических характеристик концентрированной дисперсии парафинов в нефти.// Колл. ж-л, 1992, Т.54, № 6. С. 13-16.

6. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969 - 74 с.

7. Сафиева Р.З. Физическая химия нефти. ML: Химия, 1996. — 440 с.

8. Поконова Ю. В. Химия высокомолекулярных соединений нефти. Л.: Химия, 1980.-181 с.

9. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. М.: Наука, 1979. - 269 с.

10. Давликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. 86 с.

11. Сюняев З.И. Нефтяной углерод. М.: Химия, 1980. - 272 с.

12. Hotier G. Etude des solutions et suspensions asphaltenes dans les lourds et les petroles bruts lourde//These doklud. Ec. Nat Super petrole et mot. 1982. - P. 246.

13. Speigt I.G. Structural analysis of Athabastra asphaltenes by proton magnetic resonance spectroscopy//Full-1971. V.50-N 2 - P. 102-112.

14. Поконова Ю.В. Высокоэффективные углеводородные адсорбенты из продуктов переработки горючих ископаемых//Итоги науки и техники. Сер. Технология органических веществ. М., 1988. - С. 3-19.

15. Апостолов С.А. Структура коллоидных частиц нефтяных смол и асфальтенов/УНефтехимия. 1988. - Т. 28. - №3. - С. 416-420.

16. Доломатов М.Ю., Марушкин А.Б., Гимаев Р.Н., Селивестров М.М. Термодинамика формирования надмолекулярной структуры асфальтенов//Химия и технология топлив и масел. 1986. - №6. — С. 83-86.

17. Доломатов М.Ю., Рогачев М.К., Касьянова А.Б. Донорно-акцепторные свойства и растворимость асфальтосмолистых веществ//Башкирский химический журнал. 2001. - Т. 8. - №5. - С. 12-21.

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

19. Тронов В.П. Влияние различных факторов на выпадение парафина из нефти.// Тр.ТатНИИ.- 1965.- Вып.7. С. 311-319.

20. Черножуков Н.И., Крейн С.Э., Лосиков Б.В. Химия минеральных масел. -М.: Гостоптехиздат. — 1959. — 416 с.

21. Таюшева H.H. Влияние термодинамических условий потока на физико-химический состав парафиновых отложений. // Тр. Гипротюменнефтегаза. -Вып.23. 1971. - С. 109.

22. Унгер Ф.Г. Масс- и радиоспектральные исследования группового состава и надмолекулярных структуры нефтей и нефтепродуктов. Автореф. дисс. док. хим. наук. - М., 1984. - 47 с.

23. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальто-смолистых веществ // Отчёт центрального научно-исследовательского института ЦНИИТЭнефтехим. -1990.- 35 с.

24. Доломатов М.Ю. Применение электронной спектроскопии в физико-химии многокомпонентных стохастических смесей и сложных молекулярных систем. -Уфа: ЦНТИ, 1989.-47 с.

25. Ien T.F. Structure of Problem asphaltenes and its signafication/ZEnergy Source -1974 V. 1 - №4 - P. 447-459.

26. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Новый подход к направленному подбору растворителей асфальто-смолистых веществ // Нефтепромысловое дело. 1995. - №8-10. - С. 63-67.

27. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: Дис. д-ра техн. наук. — Уфа, УГНТУ, 2002. 265 с.

28. Хабибуллин З.А., Хусаинов З.М., Ланчаков Г.А. Борьба с парафино-отложениями в газонефтедобыче. Уфа, УНИ, 1992. - 105 с.

29. Oil & Gas Production Paraffin & Asphaltene Controllers, http://www.bakerhughes.com/bakeфetrolite/oilgas/paraffin.htm

30. Уметбаев B.B. Повышение эффективности эксплуатации скважин с применением растворителей АСПО на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2003. - 151 с.

31. Pacheco-Sanchez J.H. and Mansoori G.A. "In Situ remediation of heavy organic deposits using aromatic solvents" Proceedings of the 5th Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition, SPE Paper № 38966. 1997. - 13p.

32. Турукалов М.Б., В.М. Строганов. Критерии подбора методов предотвращения и удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений. // Интервал. 2006. - №06(89). - С. 62-67.

33. Биккулов А.З. Растворимость компонентов в нефти. — Уфа. — 1979. — 89 с.

34. Рейнольде В.В. Физическая химия нефтяных растворителей. М.: Химия, 1967.-430 с.

35. Чесноков А.А., Бурмистров Г.Г., Шевцов А.М.Глубокая Депарафинизация масел. М.: Химия, 1966. - 312 с.

36. Hildebrand J.H., Scott R.L. Solubility of Non-electrolytes. 3rd ed. - N.Y., 1950. -200 p.

37. Биккулов A.3., Горелов Ю.С. К растворимости углеводородов.// Доклады нефтехимической секции. Уфа, 1971. — Вып. 6. - С. 7-13.

38. Ревизский Ю.В., Саяхов Ф.Л., Дыбленко В.П. и др. Об одном способе определения эффективности реагентов для удаления и предупреждения смоло-парафиновых отложений. / Нефтепромысловое дело, 1980, № 5. С. 35-38.

39. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. и др. Высокочастотная диэлькометрическая методика подбора и оценки эффективности реагентов для борьбы с АСПО. / Нефтепромысловое дело: Экспресс-информация ВНИИОЭНГ, 1993, №4.-С. 32-37.

40. Доломатов М.Ю., Мукаева Г.Р./ Журнал прикладной спектроскопии, 1990, -Т.53, № 6. -С.950-954.

41. Рогачева О.В. Исследование растворимости и физико-химического агрегирования высокомолекулярных компонентов нефтяных остатков: Дис. канд. тех. наук. Уфа, 1979. - 200 с.

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

43. Рогачев М.К., Доломатов М.Ю., Баймухаметов М.К. Разработка и подбор высокоэффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений // Интервал. 2003. - № 8 (55). - С.59-61.

44. Борьба с парафино-отложениями в газонефтедобыче: Учебное пособие / Хабибуллин З.А., Хусаинов З.М., Ланчаков Г.А.- УНИ, 1992. -105 с.

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

46. Сафронова Н.И. Разработка эффективных растворителей и технологии удаления органических отложений в скважинах: Дис. канд. тех. наук. Уфа,1998.- 166 с.i

47. Reistíe С.Е. Paraffin Production Problems.// Production Practice, AIME. 1942. -280 p.

48. Телин А.Г., Хисамутдинов Г.З., Ибрагимов М.Б. и др. Способы и составы для обработки скважин. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 1. - С. 55-59.

49. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ, изд. / Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. М.: Химия, 1987. - 144 с.

50. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче. Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы "Монография"», 2003. - 302 с.

51. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Валеев A.M. Способ механического разрушения отложений парафина в НКТ добывающих скважин // Нефтепромысловое дело. 2007. - №3. — С. 50-52.

52. Хохлов Н.Г., Вагапов P.P., Шагитов З.М., Мустафин A.C. Удаление асфальтосмолистых веществ и парафина из нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 1. - С. 110-113.

53. Михалевич В.И., Мельничак Б.Ю. Борьба с отложениями парафина в скважинах с помощью растворителей-теплоносителей // Нефтепромысловое дело. Науч.-тех. сб. - 1969. - Вып. 2. - С. 37-38.

54. Рагулин В.В., Шавалеев Н.М., Латыпов O.A. Выбор технологии очистки и предупреждения АСПО нефтепромысловых коммуникаций // Интервал. 2001. - № 10 (33).-С. 41-43.

55. Тороп O.B. Оценка термобарических показателей в процессе депарафинизации горячей нефтью подземного оборудования скважины // Нефтепромысловое дело. — 2006. №8. - 46-49.

56. Ключева Э.С., Красников В.А., Клименко И.Г. Результаты моделирования процессов термообработки и перекачки Карачаганакского ГКМ // Газовая промышленность. 1986. — № 12. — С. 41.

57. Ибрагимов Н.Г. Повышение полноты очистки внутрискважинного оборудования от органических отложений: Дис. канд. тех. наук. — Уфа, 1999. — 291 с.

58. Каменьщиков В.А., Смирнов Я.Л., Ходырева Г.В. Исследование возможности применения реагента №1 для удаления и предупреждения отложений парафина в скважинах месторождения Удмуртии. // В сб. «Нефтепромысловое дело». -М., ВНИИОЭНГ, 1980. №5. - С. 38-39.

59. Лезов О.Ф. О борьбе с отложениями асфальтосмолистых веществ и парафина в объединении «Удмуртнефть». // В сб. «Нефтепромысловое дело». — М., ВНИИОЭНГ, 1980. №4. - С. 18.

60. Балабанов В.Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин Усинского месторождения. // В сб. «Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНГ, 1979. - №8. - С. 34.

61. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения. // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. 2001. - № 1.-С. 18-20.

62. Малышев А.Г., Черемисин H.A., Казаков В.Т. Выбор оптимальных способов борьбы с парафино отложением. // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 9. - С. 62-69.

63. Персиянсов М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Недра -бизнес центр, 2000. - 653 с.

64. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Фатыхов JT.M. Выбор частоты электромагнитного воздействия на гидратопарафиновые отложения в подземном оборудовании скважин // Нефтепромысловое дело. — 2007. №7. -С. 48-51.

65. Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Гусев В.И. и др. Эффективность применения растворителей АСПО в добыче нефти. М.: ВНИИЭНГ, 1984. — 66 с.

66. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Применение химреагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 384 с.

67. Стекольщиков М.Н., Наддуткина С.Н., Павлова A.A. и др. Применение углеводородных растворителей в народном хозяйстве. — Уфа: НИИнефтехим, 1988.-60 с.

68. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. — М.: Наку, 1979. — 269 с.

69. Салатинян И. 3., Фокеев В. М. Предупредительные меры борьбы с отложениями твердых веществ при эксплуатации нефтяных скважин // Науч.-техн. сб. по добыче нефти. -М.: ВНИИнефть, 1962, вып. 16. С. 88-93.

70. Solvent for and method of cleaning well bores, flowlines and the like./ Rollo William C, Melancon John. Пат. 476808, Австралия. - Опубл. 17.09.76.

71. A.c. 1135746. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений. /А.У. Бальденов, Е.П. Каштанов, В.А. Симонов. Опубл. в Б.И. 23.01.1985, № 3 - С. 63.

72. A.c. 1139739. Состав для борьбы с асфальто-смолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании / В.А. Ершов, JT.A. Некрасова, Е.А. Паклинов. Опубл. в Б.И. 15.02.1985, № 6 - С. 76.

73. A.c. 1562433. Состав для удаления асфальто-смолистых отложений. /А.И. Пагуба, Ю.Я. Кулиджанов. Опубл. в Б.И. 07.05.1990, № 17 - С. 133.

74. A.c. 1609807. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений из скважин. /А.И. Пагуба, Ю.Я. Кулиджанов, В.М. Богородский. -Опубл. в Б.И. 30.11.1990, № 44-С. 73.

75. A.c. 1162947. Состав для удаления смолисто-асфальтеновых и парафиновых отложений. /В.И Латюк, B.JI. Ященко, А.Ф. Молчанов и др. -Опубл. вБ.И. 23.06.1985, №23-С. 113.

76. A.c. 1685967. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений. /В. А. Акчурин, С. Б. Давлетгильдина. Опубл. в Б.И. 23.11.1991, №39-С. 119.

77. A.c. 1495354. Состав для борьбы со смолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании/В.А. Ершов, Е.А. Чернобривенко. Опубл. в Б.И. 23.07.1989, №27 - С. 109.

78. A.c. 1620465. Состав для удаления АСПО. /И.С. Хаеров, В.А. Елфимов и др. -Опубл. в Б.И. 07.01.1991, № 1-С. 63.

79. A.c. 1613472. Состав для удаления асфальтосмолпарафиновых отложений. /Ю.В. Шамрай, В.Ф. Новиков и др. Опубл. в Б.И. 15.12.1990, № 46 - С. 101.

80. Иванова И.К., Шиц Е.Ю. Углеводородные растворители на основе гексана для удаления органических отложений нефти Иреляхского месторождения. // Эл. жур-л «Нефтегазовое дело», 2008.

81. Вострикова В.П. Способ удаления асфальтомолистых отложений в скважинах//Тр. ин-та/Волгоград. науч.-иссл. и проект, ин-та нефт. пром-сти. — 1975.-Вып. 22.-С. 17-22.

82. Кулакова П.И., Яровая С.К. Методика и результаты оценки эффективности растворителей для подготовки высоковязких нефтей//Тр. ин-та/Сев.-Кавк. науч.-иссл. и проект, ин-та нефт. пром-сти. — 1980. — № 32. — С. 105-108.

83. Карамышев В.Г. и др. Эффективность обработки нефтяных скважин широкой фракции легких углеводородов//Эксплуатация нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Уфа, Ин-т проблем транспорта энергоресурсов. - 1993. - С. 23-26.

84. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании//Нефтяное хозяйство. 2004. - №4. - С. 106-109.

85. A.c. 1321737. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений. /Ш.С. Гарифуллин, Я.Г. Мухтаров, Э.З. Халитова и др. Опубл. в Б.И. 07.07.1987, №25-С. 73.

86. A.c. 1346654. Состав для удаления и предотвращения образования смоло-парафиновых отложений. /В.А. Ершов, С.И. Дакияров, J1.A. Некрасов. — Опубл. в Б.И. 23.10.1987, № 39 С. 123.

87. A.c. 1355620. Состав для удаления смоло-парафиновых отложений. /Н.С. Маринин, Г.Ш. Клаузнер, В.А. Ершов и др. Опубл. в Б.И. 30.11.1987, №44-С. 100.

88. Патент РФ. 1782234. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений. /Э.В. Соколовский, A.B. Кузьмин, Г.Б. Соловьев и др. Опубл. в Б.И. 15.12.1992, №46-С. 234.

89. A.c. 617582. Состав для удаления асфальто-смолистых отложений. / Э.М. Тосунов, А.И. Комиссаров, Р.Х. Моллаев. Опубл. в Б.И. 30.07.1978, №28-С. 139.

90. A.c. 789559. Реагент для удаления смолисто-асфальтеновых и парафинистых отложений. /Сафаров М. Г., Хазипов Р.Х., Герасимова М.Г. и др. -Опуб. В Б.И. 23.12.1980, №47-С. 111.

91. A.c. 1629493. Состав для удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений. /Аббасов М.Т., Аббасов М.И., Абдулаев М.К. и др. Опубл. в Б.И. 23.02.1991,№7-С. 92.

92. A.c. 1677050. Состав для удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений / Р.З. Магарил и др. Опубл. в Б.И. 15.09.1991, № 34 - С. 93.

93. А.с. 1606517. Состав для удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений / Р.Х. Самакаев и др. Опубл. в Б.И. 15.11.1990,№ 42-С.112.

94. Пат. 2970958 США, кл. 252-855, 1961.

95. А.с. 981335. Состав для удаления и предотвращения смоло-парафиновых отложений. /Ершов В.А., Данияров С.Н., Некрасова JI.A. и др. Опубл. в Б.И. 15.12.1982, №46-С. 119.

96. Саханен А.Н. Химия углеводородов нефти. М.: Гостоптехиздат, 1958. -234 с.

97. Сулейманов А.Б., Молиров К.К., Ширинов А. М. и др. О результатах исследований нового реагента для удаления асфальта смолистых и парафи-нистых отложений. //Аз. нефт. хоз-во. - 1988. - №1. - С. 35 - 37.

98. А.с. 1606518. Состав для удаления и предотвращения АСПО./ Шамрай ЮВ., Солодов А.В. Гусев В.И. и др Опубл. в Б.И 15.11.1990, № 42 - С. 112.

99. А.с. 1488438. Состав для удаления парафино-гидратных отложений в нефтепромысловом оборудовании. /Темков Г.Н., Сучков Б.М., Лотфуллин Р.Х. и др. Опубл. в Б.И. 23.06.1989, № 23 - С. 126.

100. Method and composition for removing and inhiting paraffin déposition. /Crossland Albert R. -Пат. 3395757 США. Опубл. 6.08.68.

101. Methods and solvent composition for stimulating the production if oil from a productmg well /Maly George P., Landess Jonh A., Forai Thomas. Пат. 4090562 США.- Опубл. 23.05.78.

102. Пат. 2970958 США, кл. 252-855, 1961.

103. А.с 916522. Реагент для удаления смолисто асфальтеновых и парафинистых отложений. /Хазипов Р.Х., Сафаров М. Г., Герасимова М.Г. и др. -Опубл. в Б.И. 30.05.1982, № 12-С. 115.

104. А.с. 662700. Реагент для удаления смолисто-асфальтеновых отложений. /Хазипов P. X., Силищев Н.Н., Имагиев У.Г. и др. Опуб. В Б.И. 15.05.1979, № 18-С. 150.

105. A.c. 1209829. Состав для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений. / Гарифуллин Ш. С. , Силищев H.H., Хазипов Р.Х. и др. Опубл. в Б.И. 07.12.1986, №5-С. 153.

106. A.c. 903372 РФ. Реагент для удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений / С.Н. Закиров, Б.М. Гудуляк, P.M. Кондрат и др. -Опубл. в Б.И. 07.02.1982, № 5 С. 125.

107. A.c. 1460066. Состав для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений. /Гарифуллин Ш.С., Алтикаев Р. С., Мухтаров Я. Г. и др. — Опубл. в Б.И. 23.02.1989, №7-С. 104.

108. Абашев Р.Г. Деэмульгация нефти и ингибирование парафиноотложений химическими реагентами комплексного действия: Дисс. канд. техн. наук.-Уфа.-1986.-264 с.

109. A.c. 1613471. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений и способ его получения. /А.И. Пагуба, Ю.Я. Кулиджанов, В.М. Богородский и др. Опубл. в Б.И. 15.12.1990, № 46-С. 101.

110. Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии обработки скважин бутилбензольной фракцией // Тр. Сев.-Кавк. н.-и. и проект, ин-та нефт. пр-ки, 1980, № 32. С. 28-30.

111. A.c. 1460067. Состав для удаления асфальто-смолистых отложений нефтепромыслового оборудования. /Ш.С. Гарифуллин, Я.Г. Мухтаров, P.C. Алтикаев и др. Опубл. в Б.И. 23.02.1989, № 7 - С. 104.

112. Новый реагент для удаления парафинистых и асфальто-смолистых отложений // Материалы VI Респ. конф. по физикохимии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсионных систем и тампонажных растворов/Киев, 1985.-С. 14-15.

113. Рахимов М. Н., Галимов Ж. Ф. Олигомерные растворители АСПО В сб.: Наука и технология углеводородных дисперсных систем.//Материалы "Первого международного симпозиума". - М.: ГАНГ. - 1997. - С. 30.

114. A.c. 1562432. Состав для борьбы с асфальто-смолопарафиновыми отложениями. /Ф.А. Канзафаров, JI.M. Ганиева, Н.К. Нам и др. Опубл. в Б.И. 07.05.1990, № 17-С. 132-133.

115. A.c. 1778127. Состав для удаления асфальто-смоло-парафиново-гидратных отложений. /Р.З. Магарил, Т.Н. Некозырева, Р.Х. Лотфуллин и др. Опубл. в Б.И. 30.11.1992, №44-С. 63.

116. Сулейманов А.Б., Молиров К.К., Ширинов А. М. и др. О результатах исследований нового реагента для удаления асфальта смолистых и парафинистых отложений. //Аз. нефт. хоз-во. - 1988. - №1. - С. 35 - 37.

117. Патент РФ 2146003. Способ обработки призабойной зоны скважины / А.Ф. Закиров и др. Опубл. в Б.И. 27.02.2000, № 6 - С. 243.

118. Патент РФ 2249674. Композиция для ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений. / Прозорова И.В., Бондалетов В.Г. и др. Опубл. в Б.И. 10.04.2005, № 10 - С. 1230.

119. Патент РФ 2157426. Состав для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений. / Ненороков С.Ю., Козин В.Г. и др. -Опубл. в Б.И. 15.06.2000, № 28 С. 267.

120. Патент РФ 2132453. Реагент для удаления асфальтосмолистопарафиновых отложений. / Залятов М.Ш., Ибрагимов Н.Г. и др. Опубл. в Б.И. 27.06.1999, № 18 - С. 407.

121. Исламов М.К. Разработка и внедрение удалителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтяном оборудовании: Дисс. канд. техн. наук, Уфа, 2005.- 114 с.

122. A.c. 1439115. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений. АО .А. Басов, Р.Х. Самакаев и др. Опубл в Б.И. 23.11.1988, № 43 - С. 102.

123. Рахимов М. Н., Доломатов М. Ю., Галимов Ж. Ф. и др. Нефтяной растворитель асфальто-смолопарафиновых отложений на олигомерной основе //НТИС Нефтепереработка и нефтехимия. 1998. - № 10. - С. 26-28.

124. Патент РФ 2149982. Способ удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений. /Давыдов В.П., Ягафаров Ю.Н., Филиппов Ю.П. и др. Опубл. в Б.И. 27.05.2000, № 27 - С. 364.

125. Патент РФ 2175376. Состав для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений. /Сафронова О.В., Зуева В.П., Зиятдинов А.Ш. и др. Опубл. в Б.И. 27.10.2001, №30-С. 343.

126. Стекольщиков М.Н. Углеводородные растворители: свойство, производство, применение: Справочное изд. — М.: Химия, 1986. — 120 с.

127. Казакова Л.П., Крейн С.Э. Физико-химические основы производства нефтяных масел. М.:, Химия, 1978. - 320 с.

128. Даниэльс Ф., Олберти Р. Физическая химия. /Пер. с англ. М.: Мир, 1978.645 с.

129. Ярыцин В.Я., Соколова А.Г. и др. Исследование физико-химических свойств парафиновых отложений на стенах нефтяных резервуаров. /Нефтяное хозяйство, 1988, № 10. С. 44-47.

130. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Д.: Химия, 1974. - 352с.

131. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. (Поверхностные явления и дисперсные системы). /Учебник для вузов. М.: Химия, 1982. - 400 с.

132. Синайский Э.Г. Гидромеханика процессов нефтяной технологии. М.: Недра, 1992.-191 с.

133. Бернадинер М.Г., Титова З.П. Особенности отмыва асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями поверхностно-активных веществ // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. - №3. - С. 23-25.

134. СТП-03-153-2001. Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО.

135. Давликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975.-86 с.

136. Разработка нефтяных месторождений./Под ред. Хисамутдинова Н.И. и Ибрагимова Г.З. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -Т.2. - 275 с.

137. Золотарева Л.Г., Малицкий Е.А., Светлицкий В.М., Фещук О.В. Об эффективности растворителей парафиноотложений//Нефтепромьтсловое дело и транспорт нефти 1984. - №4. - С. 13-15.

138. Нагимов Н.М., Шакиров Р.К., Шарифуллин A.B., Козин В.Г. Эффективность воздействия на АСПО различных углеводородных композитов//Нефтяное хозяйство 2002. - №2. - С. 68-70.

139. Сизая В.В., Гейбович A.A. Оценка эффективности реагентов-удалителей отложений твердых углеводородов и асфальтосмолистых веществ//Нефтепромысловое дело 1980. - №4. - С. 20-22.

140. Сизая В.В. Состав и свойства отложений, образующихся при добыче парафинистых нефтей на месторождениях Нижнего Поволжья и выбор реагентов для их удаления // Нефтепромысловое дело. 1982. - №7. - С. 22-24.

141. Сафин С.Г., Валиуллин A.B., Сафин С.С. Исследование растворимости АСПО в побочных продуктах газового конденсата//Нефтепромысловое дело. -1993. -№1.- С. 24-26.

142. Турукалов М.Б. Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления АСПО: Автореферат дисс. на соискание уч. ст. канд. хим. наук. 2005. - Краснодар.

143. Мамедов Т.М. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей. М.: Недра, 1984. - 152 с.

144. Хайдаров Ф.Р., Хисаев Р.Н. и др. Нефтешламы. Методы переработки и утилизации. Уфа: Монография, 2003. — 74 с.

145. Ручкинова О.И., Вайсман Я.И. Экологическая безопасность предприятий нефтедобывающего комплекса (система управления нефтеотходами) // Инженерная экология. 2003. - №2. — С. 15-26.

146. Трухонин Т. Прогревание для нефтеотходов // Пермская нефть. 2007. -№24.

147. Переработка АСПО / http://www.priroda-perm.ru/index.fIles/Page493.htm.

148. Патент РФ 2177490. Способ утилизации асфальтосмолопарафиновых отложений и устройство для его осуществления. /Василяди В.П. и др. Опубл. в Б.И. 27.12.2001, № 36 - С. 174-175.

149. Ручкинова О.И. и др. Ресурсосберегающие технологии безопасной утилизации твердых отходов нефтедобычи / http://www.sibirinvest.ru/doc/section41 .pdf.

150. Патент РФ 2211817. Гидроизоляционное покрытие. / Ручкинова О.И., Карачинцева Т.В. и др. Опубл. в Б.И. 10.09.2003, № 25 - С. 476.

151. Ручкинова О.И., Карачинцева Т.В. Утилизация асфальтосмолопарафиновых отложений при производстве гидроизоляционного покрытия // Экологическая и промышленная безопасность. — 2003. №3. - С. 103-105.

152. Патент РФ 2238301. Консервационная смазка. / Ручкинова О.И., Вайсман Я.И. и др. Опубл. в Б.И. 20.10.2004, № 29 - С. 329.

153. Ручкинова О.И. Углеводородная смазка на основе асфальтосмолопарафиновых отложений. // Экология и промышленность России. 2004. - декабрь. - С. 20-22.

154. Патент РФ 2237082. Состав для брикетного топлива. / Ручкинова О.И., Вайсман Я.И. и др. Опубл. в Б.И. 27.09.2004, № 27 - С. 363.

155. СТП-03-159-2002. Методика определения массовой доли асфальтенов, смол, парафинов в нефти и АСПО.

156. Герасимова Е.В., Ахметов А.Ф., Нуриазданова В.Ф. Анализ лабораторных методик определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений // Башкирский химический журнал — 2008. Т. 15, № 1. - С. 65-67.

157. Герасимова Е.В., Ахметов А.Ф., Нуриазданова В.Ф.Лабораторная методика определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) // Башкирский химический журнал — 2008. — Т. 15, №2.-С. 161-163.

158. Павлычев В.Н., Прокшина Н.В. и др. Эффективность применения растворителей асфалтосмолопарафиновых отложений на промыслах АНК «Башнефть» // Нефтяное хозяйство. — 2002. №12. - С. 65-66.

159. Кузнецов А.Ф., Ромашев М.Н. и др. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем // Нефтепромысловое дело. — 1979. №2. — С. 12-15.

160. Патент РФ 2160359. Способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины / Янин A.B., Халиуллин Ф.Ф. и др. Опубл. в Б.И. 10.12.2000, № 34 - С. 280.

161. Патент РФ 2095546. Способ обработки скважины / Лузянин Г.С. и др. -Опубл. в Б.И. 10.11.1997, №31 С. 416.

162. Патент РФ 2256064. Способ удаления парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин / Гумеров А.Г. и др. Опубл. в Б.И. 10.07.2005, № 19-С. 873.

163. Мухина Т.Н., Баранов Н.Л., Бабаш С.Е. и др. Пиролиз углеводородного сырья. М.: Химия, 1987. - 240 с.

164. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 888 с.