Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство

Подождите немного. Документ загружается.

глава 1

_______________________________________________________________________________________

в случае накапливания перед ним большого объема АсПо, удаленных скребком

с поверхности трубопровода

. в очистных скребках, манжеты которых изготов-

лены из упругого материала, байпасный эффект обеспечивается конструкцией и

выбором материала манжет.

рассчитаем минимальный объем АсПо v

мин.

, который, накапливаясь перед

скребком при его движении по трубопроводу («пробка» АсПо), может привести к

остановке скребка. скребок движется под действием перепада давления Δp (перед

скребком и за ним). движущая сила F

дв.

, действующая на дисковый скребок, диа-

метр диска которого равен внутреннему диаметру трубы d, байпасные отверстия

отсутствуют, равна:

= D

дв

F p

(1.12)

движимый скребком объем АсПо создает дополнительную силу сопротив-

ления движению скребка F

тр.

из-за трения между поверхностью пробки АсПо

и поверхностью трубопровода, также покрытой слоем АсПо. По двучленному

закону трения Б.в. дерягина [52], F

тр.

прямо пропорциональна площади поверх-

ности пробки АсПо:

Tp.

= Sτ, (1.13)

где S – площадь поверхности пробки; τ – напряжение сдвига при внутреннем

скольжении слоев АсПо. Принимая, что пробка АсПо является цилиндром диа-

метром, равным внутреннему диаметру трубы, высотой (длиной) l, объем пробки

АсПо:

мин

v l

(1.14)

а F

тр.

= πdlτ. (1.15)

При остановке скребка F

дв.

= F

тр.

. Приравнивая (1.12) и (1.15) и выражая l

через v

мин.

, получим:

= ⋅

мин

d p

(1.16)

τ зависит от плотности АсПо и от концентрации нефти в АсПо. По литературным

данным, пределы изменения τ – от 694 Па (АсПо с низкой плотностью и высоким

содержанием нефти) до 6894 Па (АсПо с высокой плотностью и низким содержа-

нием нефти). среднее значение τ, отвечающее концентрации нефти в АсПо 50 %

при ~2100 Па. Δp зависит в основном от типа и конструкции скребка, скорости его

движения и ряда других факторов [50]. скребки, предназначенные для очистки

трубопроводов, движутся при Δp от 140 до 350 кПа, в среднем Δp = 300 кПа [50].

один из самых известных случаев остановки скребка накопленными перед ним АсПо произошел в

мексиканском заливе 11 июня 2004 г. скребок остановился в десятидюймовом трубопроводе от морской плат-

формы принадлежащей компании «BP» [51].

____________________________________________________________________________________

парафиНы

При средних значениях Δp и τ v

мин.

для трубопровода ∅ 426 × 8 мм равно 1,9 м

что не так много, учитывая, что общий объем АсПо в трубопроводе может быть

несколько десятков кубических метров (например, если слой АсПо толщиной

1,5 мм образовался в трубопроводе ∅ 426 × 8 мм на длине 8 км, то объем АсПо

равен 15,4 м

). Благодаря байпасным отверстиям (или конструкции скребков, обе-

спечивающей байпасный эффект), реальный v

мин.

превышает v

мин.

, рассчитанный

по формуле (1.16). тем не менее начинать очистку трубопровода от АсПо следует

с пуска мягких скребков меньшего, по сравнению с d, диаметра и низкой плот-

ности, постепенно увеличивая диаметр и плотность скребков и контролируя их

состояние после прохождения по трубопроводу. После успешных пусков мягких

скребков можно переходить к стержневым дисковым скребкам.

Количество АсПо, удаленное очистным скребком из трубопровода, отлича-

ется от того, которое остается в камере приема скребка, и, как правило, значи-

тельно превышает последнее. в [53] приведены следующие данные: после очист-

ки трубопровода мягким скребком из камеры приема скребка извлекли ~0,6 м

АсПо, а общий объем удаленных АсПо составил ~65 м

. При движении скреб-

ка, благодаря хорошему перемешиванию нефти как перед скребком, так и за ним

(за счет байпасного эффекта), большая часть АсПо диспергируется в нефть (т.е.

переходит в нефть в виде суспензии) и вместе с потоком нефти беспрепятственно

проходит камеру приема скребка. в камере приема обычно остаются наиболее

плотные АсПо («отжатые» скребком от нефти), но и в этом случае общее коли-

чество АсПо в камере приема ограничено размером последней ~0,8–1,2 м

. для

того чтобы оценить общее количество АсПо, удаленное скребком из трубопро-

вода, пробы нефти, отобранные через определенные интервалы времени перед

подходом скребка и после, анализируют на содержание парафинов. далее строят

график «концентрация парафинов в нефти–время» и находят площадь под кривой

(ломаной); зная дебит, рассчитывают количество парафинов, удаленных скреб-

ком. Количество АсПо принимают приблизительно равным количеству парафи-

нов. Примеры из нашего опыта: количество АсПо в камере приема 5 кг, общее ко-

личество АсПо, удаленное скребком, 230 кг; количество АсПо в камере приема

180 кг, общее количество АсПо, удаленное скребком, 21000 кг.

для удаления АсПо с помощью углеводородных растворителей необходимо,

чтобы растворитель находился в контакте с АсПо определенное время, которое

зависит от физико-химических свойств АсПо и растворителя. Углеводородные

растворители не растворяют АсПо полностью, но разрушают их за счет раство-

рения компонентов АсПо. отложения теряют сплошность и легче диспергируют-

ся потоком жидкости, т.е. переходят в жидкость в виде мелких частиц – образуют

суспензию. Необходимое время контакта АсПо и растворителя определяют в ла-

боратории при выборе растворителя.

Наиболее эффективной технологией применения растворителей являлось

бы заполнение трубопровода растворителем и остановка трубопровода на время,

глава 1

_______________________________________________________________________________________

необходимое для реагирования. в отличие от скважин, для трубопроводов такая

технология практически не применима как из-за больших объемов растворите-

ля, так и из-за невозможности остановить трубопровод: затраты превысят поло-

жительный эффект обработки. Поэтому растворитель подают «пробкой» в поток

жидкости. Нужное время контакта растворителя с АсПо обеспечивают объемом

«пробки»: для времени контакта t

(с) объем «пробки» должен быть Q

тж

∙t

. Напри-

мер, чтобы обеспечить время контакта 5 мин (300 с) при дебите 360 м

/ч (0,1 м

/с),

объем «пробки» должен быть 30 м

такую же технологию применяют для удаления АсПо с помощью моющих

составов на водной основе с добавлением ПАв. моющие составы также разруша-

ют АсПо и диспергируют их в поток жидкости, но не за счет растворения компо-

нентов АсПо, а за счет их вымывания. ПАв, применяемые в моющих составах

для удаления АсПо, часто называют диспергаторами парафинов. диспергаторы

парафинов добавляют в воду в концентрации от 50 до 5000 мг/л. При высоких

концентрациях диспергаторов (более 10000 мг/л) может происходить ухудшение

диспергирующих свойств моющих растворов [54].

Эффективность обработок трубопроводов растворителями и растворами

диспергаторов АсПо оценивают по изменению гП и δ

АсПо

. На рис. 1.16 показано

изменение гП трубопровода ∅ 426 × 8 мм, длиной ~30 км, транспортирующего

подготовленную (H

O < 1,0 % масс.) нефть, после его обработки 30 м

водного

раствора диспергатора (t

≈ 5 мин). в результате обработки толщина слоя АсПо,

рассчитанная по (1.11), уменьшилась с 3,0–3,5 до 0,7–0,8 мм.

рис. 1.16. изменение гП трубопровода ∅ 426 × 8 мм, длиной ~30 км, транспортирующего

подготовленную (H

O < 1,0 % масс.) нефть, после его обработки 30 м

водного раствора

диспергатора (t

≈ 5 мин)

____________________________________________________________________________________

парафиНы

остановимся на тех случаях снижения пропускной способности трубопро-

водов, которые вызваны не образованием АсПо, а реологическими свойствами

водонефтяных эмульсий, но которые ошибочно связывают с образованием АсПо.

такие случаи характерны для трубопроводов, транспортирующих обводненную

нефть. Безводная нефть (при температуре значительно выше тт) и многие водо-

нефтяные эмульсии не всегда, но часто проявляют свойства ньютоновских жид-

костей: их вязкость не зависит от скорости сдвига. Неньютоновские свойства

эмульсий часто выражены слабо: предельное динамическое напряжение сдвига и

пластическая вязкость не велики. При низком предельном динамическом напря-

жении сдвига (или его отсутствии) снижения производительности трубопроводов

при транспорте водонефтяных эмульсий не наблюдается. однако некоторые водо-

нефтяные эмульсии являются ярко выраженными неньютоновскими жидкостями

с высокими значениями пластической вязкости, статического и динамического

напряжений сдвига, которые увеличиваются с понижением температуры. высо-

кие предельные напряжения

сдвига приводят к увеличе-

нию перепада давления и воз-

растанию нагрузки на насо-

сное оборудование. Посколь-

ку наиболее отчетливо это

проявляется при понижении

температуры, снижение про-

изводительности трубопрово-

да связывают с образованием

АсПо и для восстановления

пропускной способности при-

меняют иПо, что в подавляю-

щем большинстве случаев не

дает ощутимых положитель-

ных результатов. для восста-

новления производительно-

сти трубопровода необходимо

разрушить неньютоновскую

водонефтяную эмульсию с по-

мощью правильно подобран-

ного деэмульгатора. Приведем

пример из нашей практики.

межпромысловый трубопро-

вод ∅ 219 × 8 мм, длиной ~22

км транспортировал эмуль-

сию хултурского месторожде-

ния. обводненность эмульсии

рис. 1.17. Зависимость напряжения сдвига и динамической

вязкости эмульсии хултурского месторождения (2002 г.)

от скорости сдвига: а – без добавления деэмульгатора;

б – с добавлением 50 мг/л деэмульгатора

глава 1

_______________________________________________________________________________________

~80 % объемн., дебит жидкости ~750 м

/сут; в зимнее время температура жидко-

сти в конце трубопровода снижалась до 5–8 °с, давление в голове трубопровода

возрастало с 18–22 до 35–38 атм. Поскольку было известно, что тт безводной

нефти равна 0 °с, то заключили, что снижение производительности трубопровода

в холодное время года обусловлено образованием АсПо и применяли иПо. до-

зирование иПо не приводило к заметному снижению перепада давления. лабора-

торные исследования показали, что эмульсия является стойкой – без деэмульгато-

ра за 20 ч при 70 °с не выделяется даже нескольких процентов воды – и проявляет

свойства неньютоновской жидкости (рис. 1.17а).

Кривые течения эмульсии – зависимость напряжения сдвига от скорости

сдвига – снимали при 20 °с. Без добавления деэмульгатора напряжение сдвига

и вязкость эмульсии нелинейно зависят от скорости сдвига (рис. 1.17а). рассчи-

танное предельное динамическое напряжение сдвига составляет 15220 мПа, пла-

стическая вязкость – 285,6 мПа∙с. При добавлении деэмульгатора эмуль сия хул-

турского месторождения проявляет свойства ньютоновской жидкости – предель-

ное динамическое напряжение сдвига отсутствует, напряжение сдвига линейно

зависит от скорости сдвига, вязкость не зависит от скорости сдвига (рис. 1.17б)

(повышенная вязкость при очень малых скоростях сдвига – погрешность измери-

тельного прибора). При разрушении эмульсии деэмульгатором динамическая вяз-

кость жидкости составляет 2,2 мПа∙с. Поскольку эмульсия содержит ~80 % воды,

реологические свойства разрушенной эмульсии в значительной степени опреде-

ляются реологическими свойствами воды: динамическая вязкость всего в два раза

превышает динамическую вязкость воды. в промысловых условиях дозирование

в эмульсию хултурского месторождения 25 мг/л деэмульгатора (точка ввода деэ-

мульгатора – перед насосами перекачки эмульсии) позволило в зимние месяцы

поддерживать давление в голове трубопровода 18–22 атм.

1.10. ВЫбОР ИНгИбИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОжЕНИй

дЛЯ ПРЕдОТВРАщЕНИЯ ОбРАзОВАНИЯ АСПО

Как мы упоминали выше, иПо для предотвращения образования АсПо вы-

бирают на основании данных лабораторных испытаний с использованием метода

холодного стержня, который мы также уже описали в разд. 1.2 применительно

к измерению тНКП. При выборе иПо объем ячейки должен быть 400–800 мл.

Несколько отличается и методика испытаний. опыт проводят в следующей по-

следовательности. исследуемую нефть обезвоживают, хорошо гомогенизиру-

ют встряхиванием, нагревают до 50–55 °с, выдерживают при этой температуре

не менее 30 мин и заливают в ячейку. ячейку закрывают крышкой с вмонтиро-

ванным в нее холодным стержнем и помещают в термостат, установленный на

магнитной мешалке. температуру термостата ячейки устанавливают на 5–10 °с

выше тНКП. Нефть в ячейке постоянно перемешивают магнитной мешалкой.

____________________________________________________________________________________

парафиНы

температуру циркуляционного термостата хо-

лодного стержня устанавливают на 25–30 °с

ниже тНКП. опыт длится 4–24 ч. После окон-

чания опыта холодный стержень извлекают из

ячейки, устанавливают температуру циркуляци-

онного термостата ~30 °с и дают нефти стечь

с холодного стержня (10–15 мин). толуолом

смывают парафины (АсПо) с холодного стерж-

ня в предварительно взвешенную фарфоровую

чашку, выпаривают толуол и взвешивают чаш-

ку с АсПо. так же проводят опыты с нефтью,

в которую добавлен иПо. для повышения точ-

ности и воспроизводимости экспериментов в

одном опыте обычно используют несколько

(от 2 до 6) ячеек одновременно. одна из ячеек

всегда является ячейкой сравнения (без реаген-

та), а в остальные заливают нефть, в которую

предварительно после нагрева дозируют либо

различные иПо (при скрининге, т.е. при пред-

варительном выборе реагента), либо различные

концентрации одного того же иПо (при опреде-

лении минимальной с

иПо

). Концентрация иПо

для скрининга ~1000 мг/л; два-три реагента,

показавшие при скрининге лучшие результаты, тестируют при различных кон-

центрациях – от 50 до 1500 мг/л. тестирование при высоких концентрациях яв-

ляется обязательным, так как при повышенных концентрациях некоторые иПо

могут не ингибировать, а стимулировать выделение АсПо из некоторых нефтей.

Защитный эффект рассчитывают по формуле (1.4). иПо рекомендуют к опытно-

промышленным испытаниям, если при лабораторных испытаниях защитный эф-

фект ингибирования составляет 60–80 % и более. вес парафинов, выделяющихся

на холодном стержне ∅ 36 мм с рабочей длиной 90 мм, от ~0,5–6,0 г. холодный

стержень с выделившимися на нем парафинами показан на рис. 1.18.

1.11. ВЫбОР ИНгИбИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОжЕНИй

дЛЯ ПОНИжЕНИЯ ТЕМПЕРАТуРЫ ТЕкучЕСТИ

иПо для понижения тт выбирают по методике ASTM D 5853–09 (разд. 1.3,

максимальная тт), но для сокращения времени экспериментов метод ASTM не-

сколько упрощают. обезвоженную нефть хорошо гомогенизируют встряхивани-

ем, нагревают до 46–55 °с, но после нагрева не выдерживают 24 ч при комнатной

температуре (после чего по ASTM D 5853–09 ее следует нагреть вторично: на 9 °с

рис. 1.18. Парафины (АсПо),

выделившиеся на холодном

стержне. вес 0,73 г

глава 1

_______________________________________________________________________________________

выше ожидаемой тт, если ожидаемая тт выше 36 °с, и до 45 °с, если ожидаемая

тт ниже 36 °с), а сразу измеряют тт. Поскольку подготовка нефти перед измере-

нием тт отличается от ASTM D 5853–09, то нельзя утверждать, что таким спосо-

бом измеряют максимальную тт и ее понижение при добавлении иПо. По упро-

щенной методике измеряют значение тт, промежуточное между максимальной

и минимальной тт. однако для подавляющего большинства нефтей сходимость

промежуточной тт и ее понижения при добавлении иПо составляет 3 °с, т.е.

не хуже, чем при измерении максимальной тт. Промежуточную тт необходимо

измерить несколько раз, чтобы убедиться, что расхождение между двумя резуль-

татами определения не превышает 3 °с. иПо дозируют в нефть после нагрева.

Концентрация иПо для скрининга ~1000 мг/л; два-три реагента, показавшие при

скрининге лучшие результаты, тестируют при различных концентрациях – от 50

до 1500 мг/л. тестирование при высоких концентрациях является обязательным,

так как при повышенных концентрациях некоторые иПо могут повышать (а не

понижать!) тт некоторых нефтей.

иПо могут понижать тт нефти на 20 °с и более. в табл. 1.5 приведены

данные о понижении тт нефти из межпромыслового трубопровода (Архан-

гельская область, г. Усинск, 2005 г.) при добавлении к ней различных концен-

траций иПо.

1.12. ВЫбОР ИНгИбИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОжЕНИй дЛЯ

СНИжЕНИЯ НИзкОТЕМПЕРАТуРНОй ВЯзкОСТИ НЕФТИ

для выбора иПо, снижающих низкотемпературную вязкость нефти, обу-

словленную кристаллизацией парафинов, сравнивают кривые зависимости дина-

мической вязкость нефти от температуры без иПо и после дозирования реагента

в нефть. вязкость измеряют с помощью ротационного вискозиметра, измеритель-

ная ячейка которого подключена к криостату. Комплект оборудования должен по-

зволять измерять вязкость при снижении (повышении) температуры. Перед про-

ведением измерений исследуемую нефть обезвоживают, хорошо гомогенизируют

встряхиванием, нагревают до 46–55 °с и выдерживают при этой температуре не

менее 30 мин. иПо дозируют в нефть после нагрева. Концентрация иПо для

таблица 1.5. Понижение температуры текучести нефти из межпромыслового трубопровода

(Архангельская область, г. усинск, 2005 г.) при добавлении ИПО

Концентрация иПо, мг/л температура текучести, °с Понижение температуры текучести (°с) на

0 15 –

300 –6 21

600 –18 33

800 –21 36

1000 ниже –24 более 39

____________________________________________________________________________________

парафиНы

скрининга ~700 мг/л; реагент, показавший при скрининге лучший результат, те-

стируют при меньших концентрациях.

На рис. 1.19 приведены типичные кривые зависимости динамической вязко-

сти нефти от температуры без иПо и при добавлении иПо, эффективно снижаю-

щего низкотемпературную вязкость нефти (тт нефти без иПо –3 °с).

1.13. ВЫбОР дИСПЕРгАТОРОВ ПАРАФИНОВ

диспергаторы разрушают АсПо, вымывая связующие компоненты отложе-

ний. При воздействии диспергаторов отложения теряют сплошность, разделяются

на мелкие частицы и легче срываются и уносятся потоком жидкости. После при-

менения диспергаторов мелкие частицы АсПо не должны снова слипаться между

собой и прилипать к поверхности оборудования, иначе АсПо будут отлагаться в

другом месте по движению потока. следовательно, способность предотвращать

слипание мелких частиц АсПо и их прилипание к поверхности оборудования

является важнейшим свойством диспергаторов. На этом свойстве диспергаторов

основан метод их выбора. сущность метода: образец АсПо нагревают в водном

растворе диспергатора до расплавления и охлаждают при интенсивном встряхи-

вании. При охлаждении в присутствии эффективного диспергатора АсПо будут

находиться в воде в виде мелких частиц, не слипающихся между собой и не нали-

пающих на стенки пробирки. тестирование диспергаторов проводят следующим

образом. из образца АсПо формируют плотный шарик ∅ 10–15 мм, взвешивают

рис. 1.19. изменение зависимости динамической вязкости нефти от температуры при добавлении

к нефти иПо, снижающего низкотемпературную вязкость нефти.

температура текучести нефти без иПо –3 °с

глава 1

_______________________________________________________________________________________

его (m

) и помещают в стеклянную банку объемом 200–250 мл с завинчивающейся

крышкой. в банку приливают 100 мл раствора диспергатора в дистиллированной

воде (рис. 1.20).

Банку, периодически встряхивая, нагревают на водяной бане до полного рас-

плавления шарика АсПо (50–70 °с), после чего на воздухе или под струей воды

охлаждают до комнатной температуры, также периодически интенсивно встря-

хивая. чем эффективнее диспергатор, тем большее количество АсПо будет на-

ходиться в объеме воды в диспергированном состоянии и меньше налипнет на

стенки банки (рис. 1.21).

содержимое банки фильтруют через бумажный фильтр, осадок на филь-

тре высушивают и взвешивают (m

). диспергаторы сравнивают между собой

по показателю эффективности диспергирования z

, который рассчитывают по

формуле:

100 %.

= ⋅z

(1.17)

При сравнении диспергаторов во внимание принимают также размер частиц

АсПо после охлаждения (оценивают визуально): если z

двух реагентов близки,

то выбирают диспергатор, дающий меньший размер частиц.

Концентрация диспергатора для скрининга ~2000 мг/л; реагент, показавший

при скрининге лучший результат, тестируют при меньших концентрациях – 200,

500, 1000 и 1500 мг/л. характерные значения z

: при 2000 мг/л – 80–90 %, при

1000 мг/л – 65–85 %.

рис. 1.20. Пробы АсПо, подготовленные

к нагреву на водяной бане

(слева без реагента, справа с реагентом)

рис. 1.21. АсПо после нагрева до температуры

плавления и охлаждения

(слева без реагента, справа с реагентом)

____________________________________________________________________________________

парафиНы

Список литературы к главе 1

1. химия нефти и газа: учеб. пособие для вузов / А.и. Богомолов, А.А. гайле, в.в. громова и

др. / под ред. в.А. Проскурякова, А.е. драбкина. – сПб: химия, 1995. – 448 с.

2. рябов в.д. химия нефти и газа. – м.: изд-во «техника», тУмА грУПП, 2004. – 288 с.

3. полищук Ю.м., Ященко и.г. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ

пространственных и временных изменений. – Новосибирск: изд-во со рАН, филиал «гео», 2004. –

109 с.

4. Былков в.а. Эксплуатация скважин в условиях интенсивного образования АсПо на место-

рождениях вала гамбурцева оАо «северная нефть» // Нефтегазовая вертикаль. 2006. № 2. с. 44–45.

5. щуров в.и. технология и техника добычи нефти. – м.: Недра, 1983.

6. каменщиков ф.а. тепловая депарафинизация скважин. – м.; ижевск: НиЦ «регулярная и

хаотическая динамика», 2005. – 254 с.

7. каменщиков ф.а. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями. – м.:

ижевск: НиЦ «регулярная и хаотическая динамика», ижевский институт компьютерных исследо-

ваний, 2008. – 384 с.

8. персиянцев м.Н. добыча нефти в осложненных условиях. – м.: ооо «Недра-Бизнесцентр»,

2000. – 653 с.

9. позднышев г.Н. стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. – м.: Недра, 1982. – 224 с.

10. тронов в.п. Промысловая подготовка нефти. – Казань: изд-во «Фэн», 2000. – 416 с.

11. Бешагина е.в., Юдина Н.в., лоскутова Ю.в. Кристаллизация нефтяных парафинов в при-

сутствии поверхностно-активных веществ // Нефтегазовое дело. 2007. – http://www.ogbus.ru.

12. Ronningsen H.P., Bjorndal B., Hansen A.B., Pedersen W.B. Wax Precipitation from North Sea

Oils. 1. Crystallization and Dissolution Temperatures and Newtonian and Non-Newtonian Flow Proper-

ties // Energy & Fuels. 1991. Vol. 5 (6). P. 895–908.

13. Adewusi V.A. Waxing Tendencies аnd Rheological Evaluation of Crude-Condensate Blends for an

Offshore Pipeline Transportation // Pet. Sci. Technol. 1998. Vol. 16. P. 697–717.

14. Hansen A., Pedersen W., Larsen E., Nielsen A., Ronningsen H. Wax Precipitation from North Sea

Oils. 3. Precipitation and Dissolution of Wax Studied by Differential Scanning Calorimetry // Energy &

Fuels. 1991. Vol. 5 (6). P. 914–923.

15. Kok M., Letoffe J., Claudy P., Martin D., Garcin M., Volle J. Comparison of Wax Appearance

Temperatures of Crude Oils By Differential Scanning Calorimetry, Thermomicroscopy, and Viscometry //

Fuel. 1996. Vol. 75 (7). P. 787–790.

16. Jiang Z., Imrie C.T., Hutchinson J.M. Measurement of the Wax Appearance Temperatures of

Crude Oils by Temperature Modulated Differential Scanning Calorimetry // Fuel. 2001. Vol. 80. P. 367–371.

17. Патент G01N 033/28, G01N 025/02 сША. Method and apparatus for determining the wax

appearance temperature of parafnic petroleum / Campagnolo Eugenio Andre; Santos Reinaldo Washington

Ferreira; Branco Valter Antonio Monteiro. – № 6035706; iss. March 14, 2000.

18. Roehner R.M., Hanson F.V. Determination of Wax Precipitation Temperature and Amount of

Precipitated Solid Wax Versus Temperature for Crude Oils Using FT-IR. Spectroscopy // Energy & Fuels.

2001. Vol. 15, № 3. р. 756–763.

19. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти / с.Ф. люшин, в.А. рассказов, д.м.

Шейх-Али и др. – м.: гостоптехиздат, 1961. – 150 с.

20. HYSYS: учебник. – ЗАо «Нефтехим», 2006.

21. Yong Bai, Qiang Bai Subsea Pipelines and Risers. – UK: Elsevier Ltd., 2005. – 851 p.

22. гост 5066–91. топлива моторные. методы определения температуры помутнения, начала

кристаллизации и кристаллизации.

23. ASTM D 2500–98. Standard Cloud-Point Test Method.

24. Heithaus J.J. Measurements and Signicance of Asphaltenes Peptization // American Chemical

Society. Div. Petrol. Chem. Preprints. 1960. Vol. 5. P. A23–A37.

25. Heithaus J.J. Measurements and Signicance of Asphaltenes Peptization // Inst. Petrol. 1962.

Vol. 48. P. 45–53.