Влияние ингибиторов парафиноотложения на эффективность транспорта газового конденсата месторождения "Прибрежное" тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

На правах рукописи

ГОРОШКО Светлана Анатольевна

с.

ВЛИЯНИЕ ИНГИБИТОРОВ НАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТРАНСПОРТА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ПРИБРЕЖНОЕ»

02.00.13 - нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук

Краснодар - 2003

Работа выполнена в Кубанском Государственном технологическом университете.

Научный руководитель:

. доктор технических наук, профессор Ясьян Ю.П.

Официальные оппоненты: доктор химических наук,

профессор Грабовский Ю.П. кандидат химических наук Горлов С.Г.

Ведущая организация: Астраханский научно-исследовательский и проектный институт газа.

Защита состоится " 18 " ноября 2003 года в 14 час. на заседании диссертационного Совета Д 212.100.01 по химическим наукам в Ку- ' банском Государственном технологическом университете по адресу: 350006 Краснодар, ул. Красная 135, ауд. 174.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке КубГТУ по адресу: 350072, г. Краснодар, ул. Московская, 2, корп. «А».

Автореферат разослан октября 2003г.

Ученый секретарь диссертационного совета, Н.Д. Кожина

канд. хим. наук, доцент

1

Общая характеристика работы Актуальность проблемы. Газовый конденсат месторождения «Прибрежное» Краснодарского края является высокопарафинистым, поэтому его добыча и транспорт осложнены отложением смоло-парафиновых веществ на внутренней поверхности трубопроводов и образованием стойких водонефтяных эмульсий. Аналогичные проблемы имеют место и на других газоконденсатных месторождениях края и России. Применяемый в настоящее время на месторождении «Прибрежное» и широко используемый на других месторождениях метод борьбы с парафиноотложением путем промывки трубопровода горячим бензином экономически малоэффективен. Альтернативным способом решения проблемы является химический метод, основанный на применении ингибиторов смоло-парафиновых отложений. Однако, отсутствие в России широкомасштабного производства соответствующих присадок и высокие цены на импортные реагенты ограничивают возможности его применения. В связи с вышесказанным, расширение ассортимента ингибиторов смолопарафиновых отложений путем создания композиций на основе доступного сырья с использованием безотходной технологии их получения, реализуемой непосредственно на месторождении является актуальным.

Цель работы. Целью настоящей работы являлось изучение возможности применения химических реагентов для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное»; разработка оптимального ингибирующего состава; изучение влияния разработанного состава на процессы первичной подготовки газового конденсата.

Научная новизна. Предложена классификация химических реагентов - ингибиторов парафиноотложения по полярности (растворимости). : 1 иС- НАЦИОНАЛЬНАЯ 1

БИБЛИОТЕКА I

09

Изучен химический состав парафиновых отложений и природных стабилизаторов водонефтяной эмульсии. Показано, что в образовании бронирующих оболочек на каплях воды принимают участие высокомолекулярные парафиновые углеводороды С28 — С51, придающие эмульсии агрегативную устойчивость. Установлено, что для разрушения водонефтяной эмульсии с таким типом стабилизаторов эффективным является применение деэмульгаторов на основе высокомолекулярных ПАВ, сформулированы основные требования к структуре цепочек и функциональных групп молекул эффективных ПАВ. ,,.-.■•

Установлено, что, механизм действия водных растворов полимеров в процессе ингибирования парафиноотложения заключается в образовании многочисленных дополнительных центров кристаллизации для парафинов в объеме конденсата, что снижает количество парафиновых отложений на поверхности трубопровода.

На основе существующих взглядов о механизмах действия различных классов ингибиторов парафиноотложения, .и с учетом особенностей физико-химических свойств продукции скважин, подобраны эффективные реагенты для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное».

Практическое значение и реализация результатов работы. На основе комплекса проведенных исследований подобраны эффективные составы для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное», разработан состав для гидрофилизации внутренней поверхности трубопровода. Разработана комплексная технология борьбы с парафиноотложением на месторождении.

Апробация работы. Материалы диссертации были доложены и обсуждены на конференциях:

IV Всероссийская конференция по анализу объектов окружающей среды «Экоаналитика - 2000» с международным участием. (Россия, Краснодар, 2000 г.).

XVI Международная конференция молодых ученых «Успехи в химии и ■ химической технологии». (Москва, РХТУ им. Д¿И.Менделеева, 2002 г.).

Публикации. По результатам проведенных исследований опубликованы 6 научных статей и тезисы 2 докладов, подана одна заявка на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованной литературы и 6 приложений. Работа изложена на 162 страницах машинописного текста и содержит 20 таблиц, 21 рисунок и библиографию га 131 наименований.

Основное содержание работы/

В первой главе представлен обзор научной литературы, посвященный современным методам борьбы с парафиноотложением с критической оценкой их достоинств и недостатков. Проведена систематизация химических реагентов, используемых в качестве ингибиторов парафиноотложения и предложена классификация их по полярности и молекулярной массе (схема 1).

Во второй главе приведены характеристики используемых реагентов, описаны методики анализа продукции скважин месторождения, методики проведения эксперимента. Приведена схема экспериментальной установки.

В третьей главе приведены результаты анализа физико-химических свойств газового конденсата, пластовых вод, парафиновых отложений и стабилизаторов водо-нефтяной эмульсии. Фракционный состав газового конденсата, результаты определения группового состава и основные физико-химические показатели приведены на рис. 1 и в табл. 1 и 2. Из приведенных данных видно, что исследуемый конденсат легкий, малосернистый, парафинистый.

Пластовые воды месторождения «Прибрежное» являются практически нейтральными, мягкими.

Анализ образца смоло-парафиновых отложений показал, что в их составе содержатся парафиновые углеводороды, смолы и механические примеси. Парафиновый комплекс отложений представлен четырьмя фракциями парафиновых соединений: 1 фракция (26,7 % масс.) - это масла, вовлеченные в состав смолопарафиновых отложений и выделенные смесью растворителей петролейный эфир-бензол; 2 фракция ( 27% масс.)- предположительно разветвленные-соединения, имеющие длинные, возможно окисленные, алкановые заместители, выделена хлороформом.

Схема 1

со

Рис. 1. Фракционный состав газового конденсата

Таблица 1

Групповой углеводородный состав коденсата м./р. "Прибрежное"

Наименование Содержание фракций,%

фракций 1988 год 2000 год

Ароматические углеводороды 11,81 13,2

Парафиновые углеводороды 59,64 58,0

Нафтеновые углеводороды 20,33 26,1

Таблица 2

Физико - химческие свойства конденсата м./р. "Прибрежное"

Показатели Значения

Плотность р1" 0,7797

Температура застывания, °С -10

Содержание, %:

смол А,21

парафина 8

серы 0,4

3 фракция (20% масс.) - парафины с температурой плавления менее 60°С, легко растворимые в обычных углеводородных растворителях - бензине, газовом конденсате - при температуре 40-50°С; 4 фракция (18 % масс.) - тугоплавкие, с температурой плавления 80-90°С парафины, плохо растворимые в обычных углеводородных растворителях даже при нагревании.

Изучение состава природных стабилизаторов эмульсии показало наличие в их составе в основном парафиновых углеводородов, отличаются широким интервалом молекулярных масс, и небольшого количества Смол. Основная часть парафинов растворяется в СС14, имеет мазеобразную консистенцию при комнатной температуре, т.е можно сказать, что в этой части сконцентрированы парафины не выше С2о- Другая часть парафинов за счет высокой молекулярной массы не растворяется в ССЦ , а концентрируется на границе разде-

ла фаз. При комнатной температуре кристаллизуется в виде нитевидных кристаллов. Согласно термограмме, включает углеводороды с интервалом температур плавления 60 - 90°С (С28 - С5)). Мы предполагаем, что ийённо .эта часть парафиновых углеводородов обеспечивает высокую агрегативную устойчивость эмульсии.

Четвертая' глава посвящена изучению процесса парафиниза-ции и влиянию на него различных факторов, а также изучению возможности борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное» химическими методами.

Результаты.изучения влияния обводненности конденсата и рН пластовых вод на интенсивность парафиноотложения, представлены графически на рис. 2 и 3. Интересен тот факт, что повышение рН пластовых вод в щелочной области способствует усилению парафи-низации металлической поверхности, хотя согласно литературным данным, для нефтей наблюдается обратная зависимость - снижение парафиноотложения в области рН пластовых вод 9-10.

О 20 40 60 80 100

Обводненность, %

Рис. 2. Влияние обводненности конденсата на интенсивность пара-финизации.

Рис. 3. Влияние рН пластовых вод на интенсивность парафинизации.

Для подбора растворителя для удаления смолопарафинового осадка из конденсатопроводов определяли растворяющую способность различных углеводородных растворителей относительно естественных отложений газового конденсата. Полученные результаты показали, что на данном месторождении целесообразно применять растворители, имеющие в своем составе ароматические углеводороды и легкие углеводородные фракции. В качестве таких растворителей можно рекомендовать, реагенты СНПХ-1р-1 и СНПХ-7р-2.

Определена эффективность водных растворов ПАВ по отмыву металлической поверхности от остатков отложений парафина, после удаления основной их массы помощью растворителей (таблица 4).

Таблица 4

ПАВ Эффективность отмыва, %

Дистиллированная вода 37,8

Оксиэтилированные алкилфенолы 65,0

ФК 2000 ПЛЮС 62,2

ПКД 45,4

Сравнивая результаты опытов можно сделать вывод, что при использовании неионогенных ПАВ - алкилфенолов и содержащей алкилфенолы присадки ФК 2000 ПЛЮС - отмыв слоя парафиновых отложений происходит значительно эффективнее, чем при исполь-

зовании ионогенных ПАВ, входящих в состав ПКД. Замечено, что повышение эффективности процесса отмыва происходит в ряду АФ-9-10, ФК 2000 Плюс, ПКД симбатно с краевым углом смачивания.

Во второй части четвертой главы приведены результаты лабораторных исследований по выбору эффективных составов ингибиторов.

С химической точки зрения существуют два направления решения проблемы парафиноотложения: гидрофилизация внутренней поверхности трубопровода и использование ингибиторов парафиноотложения, подаваемых непосредственно в продукцию скважин. Для реализации первого направления борьбы с парафиноотложени-ем используются следующие классы соединений:

1.1. Нефтерастворимые полимерные соединения.

1.2. Нефтерастворимые ПАВ и естественные ПАВ нефти.

1.3. Водорастворимые полимерные гели средней вязкости.

I.4/ Водорастворимые ПАВ.

Второе направление борьбы с запарафиниванием трубопроводов реализуется путем применения водорастворимых соединений: П.1. Водорастворимых полимеров;

II.2. Водорастворимых ПАВ, и их композиций. Лабораторными исследованиями, согласно разработанной

классификации, была оценена эффективность следующих классов ингибиторов: нефте- и водорастворимых ПАВ, естественных ПАВ нефти, нефте- и водорастворимых полимеров. Полученные результаты представлены в таблицах 5, 6, 7, 8. Из приведенных результатов экспериментов видно, что применение нефтерастворимых полимеров (депрессоров), для борьбы со смолопарафиновыми отложениями, характеризующимися широким разбросом молекулярных масс, не эффективно. Поскольку особенностью газового конденсата

I. Эффективность ингибиторов парафиноотложения Нефтерастворимые поверхностно-активные вещества

Таблица 5

Наименование реагента Величина добавки, г/т. Эффективность, %

50 20

СЖК 150 47

300 23

50 отр.

ОММ 150 . 38

300 22

50 23

СНПХ-7212 100 45

150 30

50 30

Фосфатидный кон- 150 70

центрат 300 60

Водорастворимые поверхностно-активные вещества

Таблица 6

Наименование реагента Величина добавки, %масс Эффективность, % .

100 15

СНПХ 4410 300 65

500 50

100 20

ФК200 ПЛЮС 300 75

500 39.5

100 35

ОП 10 300 45

500 22

Водные полимерные гели,

Таблица 7

полимер Концентрация по Концентрация состг Эффективность

лимера в воде, ва в конденсате,

> % % %

1 2 3 4

ПАА 0,01 0,05 50,2

0,10 48,3

0,15 56,0

0,03 0,05 61,4

0,10 50,9

0,15 49,0

0,05 0,05 13,3

0,10 24,8

0,15 8,8

КМЦ 2,5 0,05 39,6

0,10 56,7

0,15 45,1

5,0 0,05 47,1

0,10 52,7

0,15 63,1

0,20 55,8

10,0 0,05 15,6

0,10 отр.

0,15 6,9

0,20 отр.

ПВС 0,03 0,05 57,1

0,10 61,6

0,15 24,7

0,06 0,05 62,5

0,10 54,3

0,15 47,2

0,13 0,05 42,0

•ч 0,10 -- ■ ' 37,9

0,15 36,6

Нефтерастворимые полимерные вещества,

Таблица 8

Наименование реагента Величина добавки, г/т. Эффективность, %

50 10

D¡peгsogen V 4970 100 21 •

150 15

50 23

Полиметилакрилат 100 45

ПМА-Д 150 30

50 33

Полиэтилен 100 50

150 12

50 отр.

Боссах 4500 100 отр.

150 отр.

является малое количество смол, то достаточно высокую эффектив-

ность ингибирующего действия проявили нефтерастворимые ПАВ -фосфолипиды. За счет высокой обводнённости (выше 15-20%) конденсата эффективным оказалось введение водорастворимых ПАВ (ФК 2000 ПЛЮС), повышающих отмывающую способность нефте-водяного потока Эффективность ингибирующего действия водных *

растворов полимеров (ВРП) средней вязкости достигает 63 %. Дополнительными исследованиями установлено, что механизм дейст- * вия ВРП в процессе ингибирования парафиноотложения заключается в образовании многочисленных дополнительных центров кристаллизации.

II. Эффективность гидрофилизирующих составов

Гидрофилизирующие свойства ВРП определяли методом холодного

цилиндра и по изменению работы адгезии.

Для исследований взяты следующие образцы ПА А:

ПАА1 -гидролизованный ПАА, Мш«4 млн., степень гидролиза 10%. ПАА2 -гидролизованный ПАА, Мт~4 млн., степень гидролиза 30%. ПАА3-гидролизованный ПАА, Мгп«10млн., степень гидролиза 20%. ПАА4 - аммиачный ПАА, Мш я 300 тыс.

Вначале были исследованы гидрофилизрующие свойства ВРП различной концентрации (таблица '9]).

Таблица 9

Концентрация Масса отложений, Эффективность,

Образец раствора г. %

полимера полимера.

% масс.

Чистый 2,731

стержень

ПАА, 0,25 0,580 78,8

ПАА2 0,25 1,054 61,4

ПАА3 0,25 .0,706 74,1

ПАА, 1,25 0,894 67,2

КМЦ 1 0,672 75,4

ПВС 1 0,487 82,2

Визуальные наблюдения показали, что ВРП в области изучен-

ных концентраций обладают высокой сцепляемостью с охлажденной металлической поверхностью. Пленка полимера на металле образуется в течение 15-30 мин. Образовавшийся на стержне слой парафиновых отложений имеет очень слабую адгезию к полимерной пленке и легко смывается водой. В качестве модификаторов гидрофилизи-рующих водных растворов полимеров были испытаны жидкое стекло- (метасиликат натрия), хорошо зарекомендовавшее себя в смачивающих композициях и ПАВ. Полученные результаты дают основание считать, что все рассмотренные вещества успешно могут быть использованы длягидрофилизации металлической поверхности. Наибольший эффект получен при использовании: ПВС с. добавкой

неионогенного ПАВ, гидролизованного ПАА3 или ПАА4 с добавками метасиликата натрия или неионогенного ПАВ.

Определяли эффективность , гидрофилизирующих составов по защите металлической поверхности от отложений парафина по изменению работы адгезии. Прочность адгезионной связи между плёнкой конденсата и металлической поверхностью количественно характеризуется работой адгезии, которая рассчитывается через величину поверхностного натяжения о и краевой угол смачивания 9, измеряемые с достаточной точностью, по уравнению Дюпре-Юнга: \¥а = (1 + соб6) * ст, где

\Уа - работа адгезии; 6 - краевой угол смачивания;

о - поверхностное натяжение конденсата на границе с пластовой водой.

Определив величину краевого угла смачивания в системе металлическая пластинка-конденсат-пластовая вода, и рассчитав работу адгезии конденсата к металлической поверхности, обработанной различными гидрофилизирующими композициями, можно сравнить их эффективность по защите металлической поверхности от смоло-парафиновых отложений. Наиболее эффективным считали состав, приводящий к максимальному уменьшению краевого угла смачивания и увеличению работы адгезии, что создаёт условия для смачивания поверхности металла водой. Величина поверхностного натяжения конденсата с пластовой водой составляет 44,3 мН/м.

Результаты проведенных испытаний, приведенные в таблице 10, позволяют сделать вывод о том, что при выдержке металлической пластинки в разработанных гидрофилизирующих составах, во всех случаях образуется пленка гидрофильного характера и наблю-

Таблица 10

Состав на Концентрация Краевой Косинус Работа

основе полимера, угол краевого адгезии,

полимера % смачивания угла смачивания мН/м

Чистая 97« -0,120 44,18

сталь

пааг 0,25 45" 0,707 75,62

паа2 0,25 53" 0,602 70,97

паа3 0,25 43у 0,731 76,68

кмц 1 43и 0,731 76,68

ПВС 1 35° 0,819 80,58

паа1+фк 0,25 62° 0,469 65,08

2000 ПЛЮС 0,05

паа2+фк 0,25 58° 0,530 67,78

2000 ПЛЮС 0,05

ПААз+ФК 0,25 32" 0,848 81,87

2000 ПЛЮС 0,05

КМЦ+ФК 2000 ПЛЮС 1 0,05 43» 0,731 76,68

пвс+фк 1 30" 0,866 82,66

2000 плюс 0,05

дается избирательное смачивание пластинки водой. Об этом свидетельствуют изменения краевого угла смачивания от 97° для чистой стали до 62-30° для обработанной гидрофилизирующимими составами металлической пластинки. При этом работа адгезии соответственно повышается до 82,66 мН/м. Наиболее благоприятные условия для создания гидрофильной пленки наблюдается при обработке металлической поверхности составами на основе ГТВС и ПАА».

В пятой главе приведены результаты исследований по влиянию добавок ВРП на процессы первичной подготовки конденсата.

Для изучения возможного эмульгирующего или стабилизирующего влияния полимеров на Д9бываемую эмульсию были проведены эксперименты по образованию эмульсий в их присутствии и

динамике их разрушения. В эксперименте использовались водные растворы полимеров следующих концентраций:

ПАА, 0,25% КМЦ 1%

ПАА2 0,25% ПВС 1%

ПААз 0,25% ПАА4 1,25%

Полученные экспериментальные данные (табл. 12) показали, *

что при движении водонефтяной эмульсии по трубопроводу, обработанному гидрофилизирующей композицией, полимер, попадаю- ^ щий в пластовую воду, не будет способствовать стабилизации эмульсии. Напротив, растворы полимеров оказывают деэмульги-рующее действие на водо-нефтяную эмульсию данного месторождения.

Таблица 12

Реагент Доля отделённой воды, % объёмы. Доля промежуточного слоя, % обьёмн.

ПВС 100 4

КМЦ 80 28

ПАА2 100 10

ПАА, 60 26

ПАА3 80 28

ПАА, 60 4

СНПХ 4410 . 100 2

ФК 2000 ПЛЮС 50 26

ОП-Ю 60 24

Нефтенол ВВД 20 20

Нефтенол НЗ 40 18

Как видно из результатов экспериментов, полимерные соеди-

нения -ПВС, ПАА2 и СНПХ 4410, в состав которого входят высокомолекулярные неионогенные ПАВ - проявляют максимальную эффективность деэмульгирующего действия, оставляя промежуточный слой минимальной толщины. Визуальные наблюдения за процессом водоотделения показали, что все ВРП способствуют отделению во-

ды и разделению эмульсии, однако эффективность их различна, и зависит от химического строения реагента. Заметим, что наибольшую эффективность деэмульгирующего действия проявляет ПВС,

(

молекулы которого характеризуются наличием значительного количества полярных групп -ОН и отсутствием гидрофобных боковых »> цепей. Такая структура молекулы обеспечивает эффективное вытес-

нение природного эмульгатора с поверхности капель эмульсии, но,

?

. одновременно, не способствует образованию прямой, типа н/в, и

т

множественной эмульсии, о чем свидетельствует очень низкая доля 1 промежуточного слоя. Напротив, молекулы КМЦ, с теми же поляр-

[ ными группами -ОН, но состоящие из цепочки достаточно объем-

I ных остатков моносахаридов, хотя и способствуют отделению 80%

, воды, но стабилизируют множественную эмульсию - доля промежу-

точного слоя составляет 28%. Сравнение деэмульгирующего действия трех марок гидролизованного ПАА показало, что наиболее эффективен ПАА2 со степенью гидролиза 30% и Мш ~ 4 млн. Снижение степени гицролиза до 10% с сохранением величины Мт у ПАА]

I

резко уменьшает долю отделенной воды до 60% и повышает толщи-^ ну промежуточного слоя до 26%. Увеличение Мт до 10 млн. в об-

| разце ПАА3 также способствует снижению доли отделенной воды и

! росту толщины промежуточного слоя. Образцы ПАВ неполимерного

^ „

строения, т.е. не имеющие в основе длиннои углеродной цепочки, показали низкую эффективность деэмульгирующего действия.

Таким образом, изучение деэмульгирующего действия поли-| меров различного строения и ПАВ позволяет сформулировать ос-

| новные требования к структуре цепочек и функциональных групп

молекул ВМС, необходимых для проявления ими высокой эффективности в процессе деэмульгирования газового конденсата месторождения «Прибрежное»:

1) Молекула полимера должна иметь достаточно длинную углеродную цепочку мономерных звеньев с молекулярной массой от 300 тыс. до 4 млн.

2) Отсутствие крупных боковых гидрофобных ответвлений не позволит стабилизировать прямую и множественную эмульсии, обеспечивая промежуточный слой минимальной толщины. I . ♦

3) Необходимая поверхностная и объемная активность обеспечивайся присутствием в молекуле значительного количества гидро- у фильных групп.

В шестой главе приведены рекомендации по способам ликвидации осложнений, связанных с отложениями парафина: . •

1) периодически промывать трубопровод специально подобранным растворителем - СНПХ — 1р — 1 или СИПХ -;7р - 2. С экономической точки зрения применять их нужно подле промывки трубопровода горячим конденсатом или бензином.

2) Проводить гидрофилизаиию очищенного трубопровода следующими гидрофилизирующими составами:

ПВС 1%; Праестол 2540 0,25%;

ФК 2000 ПЛЮС 0,05%; ФК 2000 Плюс 0.05% ,

Вода остальное. Вода остальное.

3) В качестве ингибиторов парафиноотложения на данном ме-(порождении целесообразно применять водорастворимые ПАВ — ФК 2000 ПЛЮС-, эффективно снижающие поверхностное натяжение на граниие раздела нефтяной и водной фаз; или маслорастворимые ПАВ - фосфатидный концентрат.

Выводы

1) Показано, что в составе отложений, накапливающихся на внутренней поверхности трубопровода, сконцентрированы парафиновые углеводороды, смолы и механические примеси. Причем парафиновый комплекс отложений представлен широким набором алка-новых углеводородов - от масел до высокомолекулярных соединений, нерастворимых в углеводородных растворителях.

2) Выявлено, что в образовании бронирующих оболочек на кап-^ лях воды принимают участие смолистые вещества и парафиновые

углеводороды с числом углеродных атомов в молекуле от 17 до 5.1, обеспечивающие, по нашему мнению, высокую агрегативную устойчивость эмульсии. Установлено, что для разрушения водонефтя-| ной эмульсии с таким типом стабилизаторов эффективным является

применение деэмульгаторов на основе высокомолекулярных ПАВ.

(

3) Предложена классификация ингибиторов парафиноотложе-| ния по полярности (растворимости), в соответствии с которой исследовано ингибирующее действие на процесс парафиноотложения различных классов ингибиторов. Показано, что для обводнённых нефтей и конденсатов, парафиновые отложения которых характери-

' зуются широким разбросом по молекулярной массе, является неэф-

; фективным применение депрессорных присадок узкого фракционно-

^ го состава.

4) На основании того, что особенностью конденсатов по сравнению с нефтями является отсутствие асфальтенов и малое количество

смол, показано, что ингибирующим действием по отношению к па!

рафиноотложениям конденсатов обладают нефтерастворимые ПАВ

(

I типа фосфолипидов. Показано, что для обводненной продукции

^ скважин эффективным является способ борьбы с парафиноотложе-

нием, основанный на повышении отмывающей способности нефте-водяного потока путем введения водорастворимых ПАВ.

5) Изучена возможность применения для борьбы с парафиноот-ложением гидрофилизирующих составов на основе полимерных веществ. Установлено, что наибольшую эффективность проявляет соек» на основе ПВС предположительно за счет образования водо< родных связей между гидроксильными группами спирта и молекулами воды, что способствует более прочному закреплению водной плёнки на поверхности трубопровода.

6) Подготовлены рекомендации по использованию химических реагентов для повышения эффективности транспорта и промысловой подготовки газового конденсата месторождения «Прибрежное» ОАО «Кубаньгазпром».

Основные материалы диссертации опубликованы в следующих работах.

1. Горошко С.А., Римаренко Б.И., Ясьян Ю.П. Экспресс - анализ состава газового конденсата. //Тез. Докл. 4 Всесоюзной конференции. Экоаналигика-2000. Краснодар 2000 г. - С. 287.

2. Горошко С.А., Римаренко Б.И., Ясьян Ю.П. Изучение возможности рациональной утилизации отходов производства стабильного конденсата м/р «Прибрежное». // ОАО «Газпром» Конференции, совещания, семинары. Проблемы получения и использования легкого углеводородного сырья. Материалы Всероссийского межотраслевого совещания. Краснодар, 4-8 сентября, 2002 г. Том-1, Москва 2001.

3. Горошко С.А., Римаренко Б.И., Павленко П.П., Ясьян Ю.П. Исследование состава парафино-смолистых отложений из газового конденсата. // Газовая промышленность. - 2002. - № 3. - С. 70-73.

4. Горошко С.А., Павленко П.П. Подбор ингибитора парафино-отложения. // Газовая промышленность. - 2002. - № 5. - С. 67-69.

5. Горошко С.А., Ясьян Ю.П. Ингибирование процесса парафи-низации скважин и нефтепроводов на газоконденсатном м/р «Прибрежное». // Труды Кубанского Государственного технологического университета. Том XIII. Серия: Химия, химическая технология и нефтегазопереработка. Выпуск 1. Краснодар 2002. - С. 29-35.

6. Фролова Н.В., Мойса Ю.Н., Горошко С.А. Применение реа-® гента ФК-2000 Плюс для отмыва смоло-парафиновых отложений с

, металлической поверхности. // Сб. науч. Тр. ОАО НПО «Бурение».

i

| Вып. 8. - Краснодар, 2002. - С.232-243.

I 7. Ясьян ЮЛ, Горошко С.А. Изучение состава природных ста-

I

I билизаторов водонефтяной эмульсии газоконденсатного месторож-

I дения «Прибрежное». // Сб. науч. Тр. РХТУ им. Д.И. Менделеева

«Успехи в химии и химической технологии». Том XVI. 2002. - № 2. 1 (19)-С. 63-67.

8. Горошко С.А., Павленко П.П., Мойса Ю.Н., Фролова Н.В. Исследование присадки ФК-2000 Плюс для отмыва смолопарафиновых отложений. И Газовая промышленность. - 2003. - №4. - С. 63-64.

«16255

.1

Подписано в печать /3,-/^. iLOo li . Зак. № //CS Тираж /о О

Лиц. ПДМ0-47020 от 11.09.2000 Типография КубГТУ. 350058, Краснодар, ул. Старокубанская, 88/4

Список условных обозначений и сокращений.

Введение.

1. Литературный обзор.

1.1. Осложнения добычи и транспорта газового конденсата месторождения

Прибрежное" Краснодарского края

0 1.2 Методы борьбы с отложением парафинов,.,,,.,,,,,,.,,,

1.3 Химреагенты- ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений.

1.3.1. Современная классификация ингибиторов АСПО.

1.3.2. Классификация ингибиторов АСПО по полярности. .;.,

Выводы.

2. Экспериментальная часть.,.

2,1, Технические характеристики реагентов. ,.

Ш 2,2, Методики определения физико-химических свойств конденсата.

2.3. Методики определения физико-химических свойств парафиновых отложений., . . .,.

2.4. Методики определения физико-химических свойств пластовых

2.5. Методика проведения эксперимента.

2.6. Спектральные методы анализа.

2.7. Дифференциально^термический анализ.

3. Исследование физико-химических свойств продукции скважин месторождения "Прибрежное".

3.1. Исследование физико-химических свойств газового конденсата.

3.2, Исследование физико - химических свойств пластовых вод.

3.3. Исследование физико-химических свойств парафиновых отложений.

3.4. Изучение состава природных стабилизаторов водонефтяной эмульсии,.,.,. ,,,.,.,,. ,.г. .--.,,,

4. Исследование процесса парафинизации и выбор оптимальных методов борьбы с парафшоотложением.,,, ,,,,,,,,,,,, ,,, ,,,.,,.,.,,.,.

4.1 .Изучение процесса парафишвации.

4.1.1. Влияние обводненности конденсата и величины рН пластовых вод на интенсивность отложения парафина.

4.1.2. Изучение растворимости парафиновых отложений в различных органических растворителях.

4.1.3. Отмыв слоя парафиновых отложений с металлической поверхности.

4,2, Изучение возможности борьбы с парафиноотдожением химическими методами,,.

4.2.1. Определение эффективности применения ингибиторов парафи-ноотложения для газового конденсата м,/р. «Прибрежное».,.,,.

4.2.2. Определение эффективности применения гидрофилизирующих покрытий.

5. Изучение влияния химических реагентов на процессы первичной подготовки газового конденсат.-.>.

5.1. Изучение влияния добавок водных растворов полимеров на процесс разделения эмульсии

5.2. Изучение эмульгирующего действия растворов полимеров.

6. Рекомендации по технологии добычи газового конденсата с использованием средств предупреждения парафиноотложенйя.

Газовый конденсат месторождения "Прибрежное" представляет собой ценное углеводородное сырье. Отличительной особенностью его является повышенное содержание бензиновых и керосино - дизельных фракций. Октановое число бензина, полученного при атмосферной перегонке, достигает 60 пунктов по моторному методу. Вместе с тем конденсат содержит незначительное количество смолистых веществ и совсем не содержит асфаль генов, что улучшает качественные показатели дистиллятных фракций.

Однако, конденсат месторождения "Прибрежное" является высокопара-финистым. Поэтому добыча и транспорт конденсата осложнены отложениями органических веществ, состав которых для данного месторождения практически не изучен.

При увеличении толщины слоя отложений сужается внутренний диаметр труб и затрудняется или становится невозможным поддержание проектного режима работы трубопровода и оборудования. Одновременно снижается межремонтный период работы скважин, увеличиваются потери конденсата и энергопотребление, повышается аварийность на объектах, создаются условия для распространения замазученности территории промысла. Парафиноотложения приводят не только к частым аварийным остановкам, но и к уменьшению выхода жидкой продукции и ухудшению качественных показателей газа.

Аналогичные проблемы имеют место и на других газоконденсатных месторождениях, в частности, на ряде месторождений бывшего СССР (Майкопское, Березанское, Карачаганское, Култакское, Зевардинское, Шатлыкское, Со-ветобадское и др.) /29/.

В настоящее время на месторождении "Прибрежное" очистку MKT и транспортных трубопроводов, длина которых составляет 5-10 км, проводят путем промывки предварительно нагретым бензином с растворением отложений. В зимнее время года межочистной период составляет 1-2 суток.

Существующий метод очистки достаточно трудоемкий и экономически малоэффективный.

Применяемые в практике добычи нефти способы борьбы с органическими парафиновыми отложениями с помощью ингибиторов парафиноотложения или депрессорных присадок более эффективны. Однако в настоящее время в России широкомасштабное производство присадок к нефтям практически отсутствует и потребность в них удовлетворяется за счет закупок по импорту. Кроме того, не существует универсального метода подбора реагентов для каждого конкретного типа нефти или конденсата. Поэтому для выбора оптимальной присадки требуются лабораторные испытания, моделирующие реальные условия эксплуатации. В связи с этим указанные способы при обработке продукции газоконденсатных месторождений не нашли пока широкого распространения.

Изложенные факты указывают на необходимость разработки новых, отечественных, экологически чистых, безотходных технологий для получения эффективных и недорогих присадок к газоконденсатам и нефтям для борьбы с органическими отложениями. Перспективы производства таких продуктов должны быть обусловлены, прежде всего, наличием доступной сырьевой базы, исключающей использование дефицитного сырья и обеспечивающей низкую стоимость получаемых продуктов.

Изложенные обстоятельства определяют актуальность и практическую значимость работы.

Цель работы. Целью настоящей работы являлось изучение возможности применения химических реагентов для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное»; разработка оптимального ингибирующего состава; изучение влияния разработанного состава на процессы первичной подготовки газового конденсата.

Научная новизна. Предложена классификация химических реагентов ингибиторов парафиноотложения по полярности (растворимости).

Изучен химический состав парафиновых отложений и природных стабилизаторов водонефтяной эмульсии. Показано, что в образовании бронирующих оболочек на каплях воды принимают участие высокомолекулярные парафиновые углеводороды С28 - С51, придающие эмульсии агрегативную устойчивость. Установлено, что для разрушения водонефтяной эмульсии с таким типом стабилизаторов эффективным является применение деэмульгаторов на основе высокомолекулярных ПАВ, сформулированы основные требования к структуре цепочек и функциональных групп молекул эффективных ПАВ.

Установлено, что механизм действия водных растворов полимеров в процессе ингибирования парафиноотложения заключается в образовании многочисленных дополнительных центров кристаллизации для парафинов в объеме конденсата, что снижает количество парафиновых отложений на поверхности трубопровода.

На основе существующих взглядов о механизмах действия различных классов ингибиторов парафиноотложения, и с учетом особенностей физико-химических свойств продукции скважин, подобраны эффективные реагенты для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное».

Практическое значение и реализация результатов работы. На основе комплекса проведенных исследований подобраны эффективные составы для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное», разработан состав для гидрофилизации внутренней поверхности трубопровода. Разработана комплексная технология борьбы с парафиноотложением на месторождении.

Апробация работы. Материалы диссертации были доложены и обсуждены на конференциях.

IV Всероссийская конференция по анализу объектов окружающей среды «Экоаналитика - 2000» с международным участием. (Россия, Краснодар, 2000 г.).

XVI Международная конференция молодых ученых «Успехи в химии и химической технологии». (Москва, РХТУ им. Д.И.Менделеева, 2002 г.).

Публикации. По результатам проведенных исследований опубликованы 6 научных статей и тезисы 2 докладов, подана заявка на одно изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованной литературы и 6 приложений. Работа изложена на 163 страницах машинописного текста и содержит 20 таблиц, 21 рисунок и библиографию из 131 наименований.

1) Показано, что в составе отложений, накапливаюпщхся на вн)ггренней по верхности трубопровода, сконцентрированы парафиновые углеводороды, смо лы и механические примеси. Причем парафиновый комплекс отложений пред ку ставлен пшроким набором алкановых углеводородов - от масел до высокомо лекулярных соединений, нерастворимых в углеводородных растворителях.2) Выявлено, что в образовании бронирующих оболочек на каплях воды принимают 5^астие смолистые вещества и парафиновые углеводороды с чис лом углеродных атомов в молекуле от 17 до 51, обеспечиваюпще, по нашему мнению, высокую агрегативную устойчивость эмульсии. Установлено, что для разрушения водонефтяной эмульсии с таким типом стабилизаторов эффектив ным является применение деэмульгаторов на основе высокомолекулярных }^ ПАВ.

3) Предложена классификация ингибиторов парафиноотложения по поляр ности (растворимости), в соответствии с которой исследовано ингибирующее действие на процесс парафиноотложения различных классов ингибиторов. По казано, что для обводнённых нефтей и конденсатов, парафиновые отложения которых характеризуются пшроким разбросом по молекулярной массе, являет ся неэффективным применение депрессорных присадок узкого фракционного состава.^ 4) На основании того, что особенностью конденсатов по сравнению с неф тями является отсутствие асфальтенов и малое количество смол, показано, что ингибируюпщм действием по отношению к парафиноотложениям конденсатов обладают нефтерастворимые ПАВ типа фосфолипидов. Показано, что для об водненной продукщш скважин эффективным является способ борьбы с парау финоотложением, основанный на повышении отмываюш;ей способности нефте водяного потока путём введения водорастворимых ПАВ.

5) Изучена возможность применения для борьбы с парафиноотложением гидрофилизирующих составов на основе полимерных веществ. Установлено, что наибольшую эффективность проявляет состав на основе ПВС предположи тельно за счёт образования водородных связей между гидроксильными группа ми спирта и молекулами воды, что способствует более прочному закреплению >^ водной плёнки на поверхности трубопровода.6) Подготовлены рекомендации по использованию химических реагентов для повьппения эффективности транспорта и промысловой подготовки газового конденсата месторождения «Прибрежное» ОАО «Кубаньгазпром».Тавшм образом, результатом вьшолненной работы является подбор под ходящих ингибиторов для борьбы с парафиноотложением на месторождении «Прибрежное» с разработкой технологии их применения и выдачей практиче ^i ских рекомендащш к промышленному внедрению.Поставленные задачи выполнены полностью.

1. Агаев Г., Савченко А.Л. Электродепарафинизация уренгойской нефти // Химия и технология топлив и масел. -1996. - №6. - 18-19.

2. Чаронов В.Я., Музагитов М.М. Современная технология очистки нефтяных скважин от парафина //Нефтяное хозяйство. -1998. - №4. - 55.

3. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ. •) изд./Д.Л.Рахманкулов, С.Злотский, В.И.Мархасин, О.В.Пеппсин, В.Я.Щекотурова, Б.Н.Мастобаев. М.: Химия, 1987.-144с.

4. Агаев Г., Березина З.Н., Халин А.Н., Кравченко Г.В. Процесс па- рафинизгщии и его ингибирование при добыче и транспорте нефти // Известия ВУЗов «Нефть и газ».-1997.-№1.-С.89-93.

5. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. Предупреждение парафи- ноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтегфомысловое дело.-1996.-№12.-С.17-18.

6. Мордвинов В.А. Эффективность кислотных обработок гфисква- жинных зон пластов // Нефтепромысловое дело. -1997. - №2. - 29-30.

7. Персиянцев М.Н., Сазонов Ю.А., Однолетков B.C. Анализ результатов опытно-промышленного применения магнитных депарафинизаторов на ti 9 нефтяных месторождениях Оренбургской области // Нефтепромысловое дело. -1998. -№2.-с . 24-26.

8. Карпов B.B.J Воробьев В.П., Казаков В.Т. Использование физических полей для предупреждения отложения парафина при добыче нефти // Нефтяное хозяйство.-1997.-№7.-С.46-47.

9. А.С. 724550 СССР. МКИ С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для предотвращения отложения солей в процессах добычи нефти / Ф. Люпшн, ^ Г.В. Галеева, Н.М. Дятлов, П.Я. Решетников, В.М. Романов.

10. Adewusi V.A. Улучшение действия ингибиторов осаждения парафина из сырой нефти, богатой восками. // Petrol. Sci. and Technol. - 1998. - № 9-• } 10.-С. 953-970.

11. Беспятов А.Б. Прогноз отложений твердых парафинов. // Тезисы докладов Конференции молодых специалистов, посвященной 300-летию горного дела в России, Москва, 2001. М.: Изд-во ВНИИГАЗ. 2001, 113-114.

12. Очистка НКТ и подземного оборудования от АСПО / Гусев В.И., Шерстнев Н.И. и др. // Сб. науч. тр. - М.: ВНИИ, 1980. - Х«73. - 31 - 40. 13. Эффе1стивность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти. / СП. Головко, Ю.В. Шамрай, В.И. Гусев -^' М.: ВНИИОЭНГ, 1984, - Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ, Сер. "Нефтепромысловое дело" .- 64 с.

14. Репин Д., Исламов Р., Ревизский Ю. Применение химреагентов для борьбы с отложениями парафина в скважинах // Нефтяник. - 1985. - №2. - 11 -12. 1^ 9 18. Насыров A.M. Способы борьбы с отложениями парафина. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-44 с.

15. Сизая В.В., Ефимова Г.А. Результаты лабораторных исследований по изысканию реагентов-ингибиторов отложений парафина // Тр. ВНИИТ-нефть. - 1974. - Вып. 4. - 187 -190.

16. Промысловые испытания реагентов-ингибрггоров отложений парафина на Покровском месторождении / В.В. Сизая, В.Д. Иноземцева и др. // Тр. |Ч ВНИИТнефть . - 1974. - Вып. 4. - 220 - 223.

17. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. Учебник для ВУЗов. - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: Химия, 1988.-464 с.

18. Каменщиков Ф.А. Исследование эффективности применение поли- акриламида для борьбы с отложениями парафина на месторождения Удмурт-нефть // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- 1985. - № 1. - 10 - 11.

19. Челинцев Н. К вопросу о механизме действия депрессорной присадки к высокопарафинистьпл нефтям // Транспорт и хранение нефти и нефте-продуктов. - 1982. - № 6. -С. 7 - 8.

20. Абрамзон А.А., Четверкина В.Н. О применении ПАВ для ингиби- рования парафиноотложений // Нефтепромысловое дело. - 1983. - № 5. - 10 -11.

21. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Способы борьбы с отложениями парафинов при добьте и обработке углеводородного сырья.- М.: ИРЦ Газпром, 1998.-77С.

22. Химия нефти и газа: Учеб. пособие для студентов вузов / БОГОМОЛА лов А.И., Гайле А.А., Громова В.В. и др.; под ред. Проскурякова В.А., Драбки-на А.Е.-З-е изд., доп. и испр. - СПб: Химия, 1995.- 448 с.

23. Руководство по анализу нефтей / Под ред. А.И. Богомолова, Л.И. Pj Хатынцевой - Ленинград.: Недра, 1966. - 299 с.

24. Туманян Б.П. Регулирование фазовых переходов в процессах транспорта и первичной переработки высокозастывающего нефтяного сырья : Дис. д-ра. техн. наук.- М.: ГАНГ, 1993.- 360 с.

25. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. -М. : Химия. - 1990. - 240 с.

26. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы / Сюняев З.И., Сюняев Р.З., СафиеваР.З. -М.: Химия. - 1990.- 226 с.

27. Хабибуллин З.А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче. / З.А. Хабибуллин, З.М. Хусаинов, Г.А. Ланчаков.-Учебное пособие.- Уфа, 1992.-105 с.

28. Борьба с парафиноотложениями при добыче, подготовке и транспорте газа и газоконденсата Карачаганского ГКМ. / Алиев А.Г., Кузнецова »3 В.П., Ильясов А.С. и др. - М.: ВНИИЭНгазпром, 1985. - Вып. 9. - 45 с.

29. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра, 1982.-221 с.

30. Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафи- новых веществ при добьте нефти: Пат, 2184213 Россия, МПК^ Е 21 В 37/06, С

31. К 3/00. ООО «ПермьНИПИнефть»/ Лялин А.В., Мордвинов В.А., Лялин СВ., Ремпель А.Д., Южанинов П.М., Фофанов Б.В., Лялина Л.Б.- № 2000133148/03; Заявл. 28.12.2000; Опубл. 27.06.2002, Бюл. № . -

32. Устройство и способ удаления асфальтосмолистых и парафиногид- ратных отложениии: Пат. 2123101 Россия, МПК^ Е 21 В 37/06 / Анишин А. 1., Низов В.А.; АОЗТ Аурум. - № 96101758/03; Заявл. 30.1.98; Опубл. 10.12.98, Бюл. № 34. -

33. Богданов Н.Ф., Переверзев А.Н. Депарафинизация нефтяных продуктов. —М.: Гостоптехиздат, 1961.- 247 с.

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

36. Шипулин В.Н. Исследование некоторых особенностей добьгаи па- рафинистыхнефтей. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. — М., 1964.- 36 с.

38. Тронов В.П. Механизм образования смоло - парафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1970.-190 с.

39. Казафаров Ф.Я. Предотвращение АСПО в скважинах ингибитором на основе ТПС. // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 3. - 31-32.

40. Стрюк И.С.,Черникин В.И. Исследование теплового и гидродинамического режимов теплоизолированных трубопроводов // Транспорт и хране-р} ние нефти и нефтепродуктов. - 1964. - № 7. - 3-6.

41. Тугунов П.И. Транспортирование вязких нефтей и нефтещ)одукгов по трубопроводам / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов. - М.: Недра, 1973. - 100с.

42. Мухин М.Л. Управление формированием дисперсных систем твердых углеводородов нефти путем воздействия ПАВ и электромагнигных полей. Автореф. ДИС. ... канд. техн. наук. - Львов., 1986.- 38 с.

43. Юдина Н.В., Поляева Н.В, Высоковязкие нефти. - Томск: Томский политехи. ин-Tj 1977. - 100 с.

44. Фролов К.Д., Петраш И.Н., Возняк М.П. Температурный режим трубопровода при неизотермическом течении жидкости с учетом тепла трения. // Нефтяная и газовая промышленность. - 1971.- ХоЗ.-С 50-52.

45. Фролов К.Д., Сердюк М.Д. Оптимальная температура подогрева и »шсло насосно-тепловых станций при неизотермичееком режиме перека«ши t> /^ разносортных нефтей и нефтепродуктов. //Нефтяное хозяйство. - 1973 Г. - !№ Ю.-С. 60-63. 46. Абрамзов Л.С. Трубопроводный транспорт высоковйзких и высбМб- застывающих нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1968. - № 3 . - С . 32-35.

47. Абдель Гани А.Ш. Тепловая изоляция подземных трубопроводов. //Сб. наз^. тр. -МИНХ и ГП им. И.М. Губкина / Сер. Трубопроводный транс-gj порт нефти и газа, Вьш. 45, М. 1963. - 40 - 49.

48. Предупреждение вьшадения из нефти асфальто-смолистых веществ применением М,Н-диалкиламидов: Пат. 5388644 США, МПК^ Е 21 В 37/06 / Romocki Mian; BuckmanLab. bitemational. Inc. - № 14724; Заявл. 8.2.93; Опубл. 14.2.95; НПК 166/268.

49. Дытюк Л.Т. Пути улучшения реологических свойств нефтей // Нефтяное хозяйство. -1969. - № 8. -С. 38-42.

50. Дегтярев В.Н. Термообработка парафинистых нефтей Казахстана // Транспорт и ?фанение нефти и нефтепродуктов.-1964.-№ б.-С. 3-7.

51. Дегтярев В.П. Некоторые вопросы термообработки высокозасты- вающих нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1964.- №8-С. 3-7.

52. Тахаутдинов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Авраменко А.Н. и цр. Техника и технология добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Технология и техника добьпш нефти. - 1998.- №7.-С.

53. Костур Б.Н., Марущак М.В., Предко В.И. и до. О борьбе с отложениями парафина в НГДУ "Долинанефтегаз" // Нефтепромысловое дело. - 1981. -№2.-С. 11-13.

54. Разницин В.В. Методы борьбы с парафином на месторождении Узень // Нефтегфомысловое дело. - 1979.- № 10.-С. 26-27.

55. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т., Василенко И.Р., Лесин В.И. Предупреждение парафиноотложений при добьие нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело.-1996.- № 12.-С. 17-18:

56. Уэнг Л., Фламберг А., Кикабхай Т. Выбор оптимальной депрессант- ной присадки // Нефтегазовые технологии.- 1999.-№3.- 90-92.

57. Бабалян Г.А. Физико-химияеские процессы в добьгае нефти. - М.: Недра, 1974.-200С.

58. Малышев А.Г., ЧеремисинН.А., Шевяенко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафино1идратообр^ованием // Нефтяное хозяйство.-1997.-№9.-С.62-69.

59. ГОСТ 11011-85 Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2.- Взамен ГОСТ 11011-64; Введ. 01.01.86.// Нефтепродукты. Методы испытаний. Ч. 1.-М.: Изд-во стандартов.-1987.- 65-89.

60. Устройство для ликвидации асфальтосмолиспгых и гидратно- парафиновых Образований в нефтяных и газовых скважинах: Пат. 2107808 Россия, МПК^ Е 21 В 37/00; АООТ Ноябрьскнефтегазгеофизика - № 95119126/03; Заявл. 13.11.95; Опубл. 27.3.98, Бюл. № 9. -

61. Титриметрия Ч.П: Методияеские указания по колияественному анализу для студентов технологияеских специальностей/ Кубан. гос. технология, ун-т; Состав. О.Е.Рувинский, В.Н.Сирко. Кубан. гос. технология, ун-т.- Краснодар.- 1994.-37С.

62. Беллами Л. Инфракрасные спектры сложных молекул. - М.: ИД 1963.- 590с.

63. Способ удаления парафиновых отложений со стенок насосно- компрессорных труб: Пат. 2106480 Россия, МПК^ Е 21 В 37/06 / Статников g Е.М., Давидович М.В., Бродский Н.А.- № 93036917/03; Заявл. 19.7.93; Опубл. 10.3.98, Бюл.№ 7. -С.

64. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Способы борьбы с отложениями парафинов при добыче и обработке углеводородного сырья.- М.: ИРЦ Газпром, 1998.-77с.

65. Берг Л.Г. Практическое рзгководство по термографии / Л.Г.Берг, Н.П.Бурмистрова, М.И. Озерова, Г.Г. Цуринов.- Казань: Изд-во Казанского унта, 1967.-219C.

66. Поверхностно-активные вещества. Сщ)авочник /Под ред. А. А. Абрам- зона, Г.М. Гаевого.- М.: Химия, 1979. - 376 с.

67. Оленев Л.М. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО / Л.М. Оленев, Т.П. Миронов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 32с.

68. Панченков Г.М., Серикова Л.А., Папко В.В. Исследование влияния солевого состава и рН водной фазы на стабильность нефтяных эмульсий //Нефтепромысловое дело. - 1976. - №7. - С . 49-51.

69. Мансуров Р.И., Ильясова Е.З., Позднышев Г.Н. О влиянии рН рас- 1^ творареагента на его деэмульгирующую способность //Нефтепромысловое дело. - 1981. - №7.-С. 28-30.

70. Думский Ю.В. Нефтеполимерные смолы. - М : Химия, 1988.-168 с.

71. Крылов Ю.В. Опыт применения гелевых композиций различного назначения на магистральных нефтепродуктопроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 1999. - № 9-10. - 41-42.

72. Силин М.А. Новые комплексы реагентов для получения гелей на водной и углеводородной основе // Транспорт и хранение нефтепродуктов. -г) 1999.-№9-10.-С.42-44.

73. ГОСТ 33-82* Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости. Переизд. Авг. 1984 с изм. 1.- Взамен ГОСТ 33-66; Введ.01.01.83. //Нефтепродукты. Методы испытаний. Ч. 1.-М.: Изд-во стан-д^тов.-1987.- 248-258.

74. Персиянцев М.Н. Магнитные депарафинизаторы МОЖ // Газовая 1^ промышлеШюсть. - 1999. - № 8. - 52-53.

75. Габдрахманов Р.А. Анализ работы магнитных депарафинизаторов в НГДУ Лениногорскнефть АО «Татнефть». // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - № 10. - 37-39.

76. Непримеров Н. Н. Экспериментальное исследование некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Казань; Изд-во Казанского ун-та, 1958. -150 с. 119, Способ депарафинизшдии скв^сины: Пат. 2100576 Россия, МТПС Е

77. В 37/06 / Шахвердиев А.Х., Паханов Г.М., Литвшпков Ю.Н., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Чукчеев О.А., Ибрагимов Р.Г., Зазирныи Д.В.; ЗАО Интойл. - № 97108224/03; Заявл. 29.5.97; Опубл. 27.12.97, Бюл. № 36. - 12б.ТелинА.Г.

78. Сафронова НИ. Оценка ингибирующего действия композиции peia- гейтов на Цр01.^ есс парафШбо^ложеийя. // Матер. 45 й^?Шо^ёхийч. кбмф. с^ гуд., аспирантов и мол. ученых. Уфим. Гос. нефт. техн. ун-та, (Уфа, 1994) С, 5, i' »)