CC BY
34
УДК 665.7.038.64
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2022-1-2-36-41
Динамические методы исследования для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений
Лужецкий А.В.1, Нугаев С.Т.1, Уразалиев Р.Х.1, Веселков А.В.2
1 Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина 119991, Москва, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-0145-3509, E-mail: luzhetskiy@yandex.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0001-5046-416X, E-mail: sultan0504@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-6516-7114, E-mail: renatyra@gmail.com 2 ООО «ДИУС-ЛАБ», 121205, Москва, Россия
Резюме: В работе предложена методика оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений на установке типа Flow Loop и проведена ее экспериментальная верификация. Данная установка отличается от аналогичных балансом между геометрическими характеристиками, объемом проб и временем испытаний. В результате исследований рассчитана эффективность ингибитора парафиноотложений при различных концентрациях.
Ключевые слова: парафиноотложение, ингибиторы парафиноотложений, добыча и транспорт углеводородов, Flow Loop.
Для цитирования: Лужецкий А.В., Нугаев С.Т., Уразалиев Р.Х., Веселков А.В. Динамические методы исследования для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений // НефтеГазоХимия. 2022. № 1-2. С. 36-41. D0I:10.24412/2310-8266-2022-1-2-36-41
DYNAMIC RESEARCH METHODS TO ESTIMATE
THE EFFICIENCY OF WAX INHIBITORS Andrey V. Luzhetskiy1, Sultankhan T. Nugaev1, Renat KH. Urazaliev1, Alexander V. Veselkov2
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 119991, Moscow, Russia ORCID ORCID ORCID
http://orcid.org/0000-0002-0145-3509, E-mail: luzhetskiy@yandex.ru http://orcid.org/0000-0001-5046-416X, E-mail: sultan0504@mail.ru http://orcid.org/0000-0002-6516-7114, E-mail: renatyra@gmail.com
DYNAMIC Oil & Gas
2 DIUS-LAB LLC, 121205, Moscow, Russia
Abstract: This paper proposes a method for assessing the effectiveness of wax inhibitors on a new installation of the Flow Loop type and carries out its experimental verification. This installation differs from similar ones in the balance between geometric characteristics, sample volume and test time. As a result of the research, the effectiveness of the wax inhibitor at various concentrations has been calculated. Keywords: wax deposition, wax inhibitors, pipelines, Flow Loop. For citation: Luzhetskiy A.V., Nugaev S.T., Urazaliev R.K., Veselkov A.V. RESEARCH METHODS TO ESTIMATE THE EFFICIENCY OF WAX INHIBITORS Chemistry. 2022, no. 1-2, pp. 36-41.
DOI:10.24412/2310-8266-2022-1-2-36-41
Введение
Парафин представляет собой сложную смесь алканов нормального строения и твердых изоалканов с примесью нафтенов с длинными боковыми цепями [1]. Парафины всегда присутствуют в добываемом флюиде - нефти или газовом конденсате. Содержащиеся в нефти парафины выделяются кристаллизацией при температуре ниже температуры начала кристаллизации парафинов (ТНКП). Такие температуры встречаются как в добывающих скважинах, так и в любом месте нефтепромысловых систем [2-3]. Отложения парафинов негативно влияют на добычу,
транспорт и хранение углеводородов и требуют разработки способа их предотвращения и устранения. Широко применяемым методом предотвращения отложений парафинов является химический метод с применением ингибиторов парафиноотложений.
Наиболее распространенным методом оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений в лабораторных условиях является метод под названием «холодный стержень» [2, 4-7]. Однако данный метод применяется в качестве сравнительной оценки эффективности ингибиторов парафи-ноотложений и не позволяет воспроизводить термобарические и гидравлические условия добычи и транспорта углеводородов и, как следствие, определить эффективность действия ингибиторов в условиях, приближенных к реальным. Для исследования динамики отложений непосредственно в трубопроводе применяют установки типа Flow Loop [8-10]. Экспериментальные данные, полученные на установке, используются для моделирования потока в таких программных комплексах, как OLGA или LedaFlow. Теоретические основы математических моделей, используемых в данных программных комплексах, описаны в работах [11-15]. В основном они базируются на таких механизмах отложений парафинов, как молекулярная диффузия и дисперсия сдвига.
В настоящий момент существует ограниченное число исследований по оценке влияния ингибиторов на отложения парафинов при помощи установки типа Flow Loop. Это связано со сложностью установки, дороговизной задействованного оборудования и большим объемом проб, необходимых для испытаний (по сравнению с «холодным стержнем»). В основном подобные исследования проводятся на индивидуально собранных установках, количество которых невелико [16-20]. В связи с этим расширение спектра экспериментальных исследований на новых установках типа Flow Loop является актуальной проблемой. В настоящей работе предложена универсальная методика оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений, которая может быть использо-
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU
(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
£ ■о-
Таблица 1
Параметры установки Flow Loop
Параметры тестовой секции Диапазон значений
Длина, м 2,00
Внутренний диаметр, мм 10,26
Внешний диаметр, мм 12,70
Давление в системе, бар 1-110
Чувствительность системы измерений к изменению менее 0,02
эквивалентной толщины слоя АСПО, мм
Диапазон температур потока, °С > 0
Диапазон температуры стенки, °С > -30
Вязкость исследуемой жидкости, мПас 0,3-3000
Производительность по воде, л/ч 0-720
Объем пробы для испытания, л 7
Принципиальная технологическая схема стенда Flow Loop
Методология
Методика измерения толщины слоя отложений парафинов в тестовой секции
Исследование динамики роста слоя отложений основано на измерении перепада давления в тестовой секции установки. Ключевым требованием к эксперименту является обеспечение постоянства всех параметров на заданном уровне в течение всего испытания. Таковыми являются:
- расход;
- температура на входе тестовой секции;
- температура стенки.
Пересчет перепада давления в толщину слоя производится по уравнению Хагена-Пуазейля, которое справедливо для ламинарного течения жидкости [21]:
АР =
Q128V
nd4 '
(1)
где АР - перепад давления в трубопроводе; О - объемный расход смеси, м3/с; п - вязкость смеси, Па-с; I - длина трубы, м; d - диаметр трубы, м.
Из уравнения (1) получаем выражение для расчета диаметра трубы:
d=
Q128V пАР
1/4
(2)
Рис. 1
вана независимо от типа трубопровода, месторождения и ингибитора.
Экспериментальная установка
Основная экспериментальная база - гидравлический испытательный стенд Flow Loop, воспроизводящий условия транспорта углеводородов (нефти, конденсата) в трубопроводе. Схема стенда представлена на рис. 1. Параметры установки представлены в табл 1.
Установка состоит из следующих основных компонентов:
1) тестовая секция (ТС); 2) система измерений и сбора данных; 3) система циркуляции и обеспечении требуемых термобарических и скоростных режимов течения смеси.
Тестовая секция представляет собой охлаждаемый трубопровод, сконструированный по схеме «труба в трубе». По внутренней трубе движется исследуемая смесь при заданных температурных и скоростных режимах, по внешней трубе циркулирует теплоноситель, охлаждающий стенки внутренней трубы. Разница температур между стенкой внутренней трубы и смесью создает температурный градиент, вызывающий отложения парафинов на стенках внутренней трубы вследствие молекулярной диффузии парафинов. Динамику роста отложений в тестовой секции определяют на основании измерений перепада давления в секции. Для измерения массового расхода и плотности жидкости используется потоковый измеритель кориолисового типа. Данные показатели необходимы для расчета толщины слоя отложений.
Вязкость смеси определяется в начале эксперимента, когда отложения отсутствуют и заранее известен диаметр трубопровода. В данном случае выражение для вязкости при ламинарном течении жидкости выглядит следующим образом:
APnd 4 Q128/ '
(3)
При известной вязкости смеси, полученной в начале эксперимента, получаемая динамика изменения АР пересчи-тывается по формуле (2) в диаметр и далее, имея текущий и начальный диаметры, по их разности получают изменение диаметра (сужение). Половина от этой разницы и есть толщина слоя отложений:
. dHa4 dTeK
(4)
Методика выбора скоростного режима Процессы парафиноотложений на стенках трубопровода протекают в пристеночном слое. Вне зависимости от значения числа Рейнольдса, то есть от степени турбулентности потока данный слой всегда ламинарный [21-22]. Поэтому для воспроизведения условий в трубопроводе более значимым является воспроизведение условий движения этого ламинарного слоя. Таким критерием может выступать градиент скорости сдвига у.
2
Уравнение для расчета данного показателя следующее [21]:
Y = —
(5)
где - напряжение сдвига у стенки, Па; п - динамическая вязкость жидкости, Па-с.
Напряжение сдвига у стенки рассчитывается по уравнению
Ipra ' 8
(6)
где р - плотность жидкости, кг/м3; ю - скорость жидкости, м/с; 1 - коэффициент гидравлического сопротивления.
1 рассчитывается по уравнению (7) в зависимости от степени турбулентности потока, что определяется по значению числа Рейнольдса:
Re _
praD _ 4pQ nnD '
(7)
n
где п - динамическая вязкость жидкости, Па-с; р - плотность жидкости, кг/м3; ю - скорость жидкости, м/с; D - диаметр трубы, м; О - расход жидкости, м3/с.
В случае если Re < 2100, режим рассматривается как ламинарный. Для ламинарного режима коэффициент трения рассчитывается по уравнению
l
16 Re '
(8)
Для турбулентного режима коэффициент трения рассчитывается по формуле Хааланда [23]:
1
-1,8log1c
s/D 3,7
1,11
6,9 Re
(9)
Y /
8ra 4Q
D
r3 ■
(10)
Ytypô _f (raD,n,s).
(11)
позволяющая оценить эффективность реагентов. Процессы отложений в реальных температурных режимах очень медленны, и для получения слоя парафиноотложений достаточной толщины потребуется время, идентичное реальному, что может доходить до месяца.
В то же время по результатам многочисленных исследований [11-13] на аналогичных установках получено, что скорость отложений меняется линейно в зависимости от разности температур при условии постоянства состава и режима течения. При отсутствии разности температур скорость равна нулю или ничтожно мала. Данная особенность используется в стендовых исследованиях на установках типа Flow Loop для рационального сокращения времени эксперимента.
Суть испытания сводится к следующему: температура стенки подбирается на основании фактических или прогнозных температур реального трубопровода. Температура потока на входе в тестовую секцию должна быть выше температуры стенки минимум на 5 °С, обеспечивая разность температур dT, при которой рост слоя будет ярко выраженным.
Методика оценки эффективности действия
ингибиторов парафиноотложений
Эффективность реагента (Z) рассчитывается по следующему уравнению:
Z _
1-
Тол щина слоя для ингибированной пробы, мм
Тол щина слоя для неингибированной пробы, мм
100%. (12)
где в - эффективная высота шероховатости трубы.
Получаем, что для ламинарного режима скорость сдвига улам зависит только от скорости потока и диаметра трубопровода, и рассчитывается по упрощенному уравнению
Для турбулентного режима скорость сдвига утурб зависит от множества показателей, включая саму вязкость, то есть
Таким образом, определение режима течения среды, соответствующего реальному, на стенде производится в два этапа:
1) по уравнениям 6-10 рассчитывается скорость сдвига в пристеночном слое реального трубопровода;
2) расход смеси на стенде определяется итерационно по уравнению 11 таким образом, чтобы скорость сдвига соответствовала аналогичному показателю в пристеночном слое реальной трубы.
Методика выбора температурного режима
При стендовых испытаниях по оценке эффективности реагентов предлагается ускоренная методика, не отражающая истинную скорость отложений в трубопроводе, но
Эффективность рассчитывается для каждого реагента в определенной концентрации и представляется графически в виде изменения эффективности во времени в ходе испытаний.
Экспериментальная часть
Исследования проводились на стабильном газовом конденсате, некоторые физико-химические характеристики которого представлены в табл. 2.
В качестве ингибитора парафиноотложений использовался реагент ИНДЕП-ДП-3, производства АО «МИПГУ «Петрохим-Сервис». Данный реагент представляет собой поли(мет)акрилат в углеводородном растворителе и заявлен в качестве эффективного ингибитора парафиноотло-жений.
Выбор режимов испытаний
Температурный режим
При выборе температурного режима главным параметром является температура стенки. Температура потока на входе в ТС (Твх) определяется скоростью роста слоя (она должна быть ярко выраженной). При этом должно соблюдаться условие Твх > Тст+5 0С. При таком условии обеспечивается достаточно высокая интенсивность парафиноотложений.
Результаты испытаний выступают в качестве исходных данных для адаптации расчетных моделей, на базе которых выполняются все прогнозные расчеты реальных производственных объектов. Для этих целей используется система моделирования OLGA. Иные температурные режимы работы промысловых систем могут моделироваться в OLGA по результатам адаптации к базовому режиму стендовых испытаний.
n
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ -#
Таблица 2
Физико-химические характеристики газового конденсата
Показатель Значение Метод исследования
Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с. 2,45 ГОСТ 33-2000
Плотность при 20 °С, г/см3 0,800 ГОСТ 3900-85
Температура застывания, °С -7 ГОСТ 20287-91
Содержание воды, % масс. 0,03 ГОСТ 2477-65
ТНКП, °С 28
Парафины, % масс. 9,10 Исследовательский метод
Смолы, % масс. 0,28
Асфальтены, % масс. Отсутствуют
Динамика роста слоя в ходе стендовых испытаний для различного расхода потока
Воспроизводимость результатов исследований
Рип. 2
Рис. 3
Перепад давления в тестовой секции
Изменение толщины слоя отложений
Рмг Л
Рип 5
С учетом времени проведения испытаний и точности получаемых значений был выбран оптимальный режим
= 20 °С, Тст = 5 °С.
Эффективность реагента ИНДЕП-ДП-3
Скоростной режим
Критерием подобия при выборе скоростного режима является скорость сдвига. Скорость сдвига для различных систем может быть рассчитана в среде OLGA.
В данном исследовании в качестве расхода жидкости Q было протестировано три режима: 100 кг/ч, 150 кг/ч и 200 кг/ч.
Скорость сдвига рассчитывается по уравнению (11) и для ТС с D = 10,26 мм составила 328 1/с; 491 1/с; 655 1/с соответственно. Полученные режимы были воспроизведены в ходе стендовых испытаний. Результаты испытаний представлены на рис. 2.
Из представленных результатов испытаний видна значительная разница в скорости роста слоя в зависимости от расхода (скорости потока). Столь значительная разница объясняется режимом течения. Для расходов 150 и 200 кг/ч режим течения турбулентный. Для расхода 100 кг/ч - ламинарный. Проведение испытаний в ламинарном режиме обеспечивает более интенсивный рост слоя, кроме того, эффект от применения реагента является более выраженным. Таким образом, принят базовый режим испытаний с расходом 100 кг/ч. Скорость потока составляет 0,42 м/с с учетом плотности 800 кг/м3 и диаметра трубы 10,26 мм. Итоговый режим обозначается как 100-20-5.
Порядок испытаний
Экспериментально выявлено, что одну и ту же пробу можно использовать несколько раз в случае применения определенных процедур регенерации. Регенерация заключается в циркуляции пробы по контуру при температурах не ниже 65 °С в течение не менее 3 ч. Воспроизводимость результатов представлена на рис. 3.
Общий порядок испытаний:
1) загрузка пробы и ее циркуляция при 65 °С в течение трех часов; 2) проведение испытания; 3) регенерация пробы; 4) добавление реагента в начальной дозировке; 5) про-
ведение испытания с реагентом; 6) регенерация пробы; 7) добавление реагента в увеличенной дозировке.
Результаты испытаний
На рис. 4-6 представлены результаты оценки эффективности реагента ИНДЕП-ДП-3 при дозировках 200, 400 и 600 г/т. При добавлении реагента снижается перепад давления и толщина слоя отложений. С увеличением дозировки эффективность реагента увеличивается, причем эффективность начинает проявляться через 2 ч от начала испытаний.
Выводы
В результате проведенных исследований рассмотрена возможность применения установки Flow Loop для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений. Предложена и экспериментально проверена методика определения эффективности ингибитора парафиноотложений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Рис. 6
1. Рябов В.Д., Химия нефти и газа: учеб. пособие. М.: ФОРУМ, 2009. 336 с.
2. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховоров С.В. Нефтепромысловая химия: практ. руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. 288 с.
3. S. Misra, S. Baruah, K. Singh, «Paraffin problems in crude oil production and transportation: a review», SPE Production and Facilities 10 (1995): 50.
4. Abhishek Golchha, Paul Stead, Study and Analysis of Cold Finger Tests for Effective Selection of Paraffin Inhibitors, Corrosion 2015, 15-19 March, Dallas, Texas.
5. N. Ridzuan, F. Adam & Z. Yaacob, Evaluation of the inhibitor selection on wax deposition for Malaysian crude oil, Petroleum Science and Technology, Mart 2016
6. Zhen Hao Lim, Hikmat Said Al Salim, NoridaRidzuan, Ronald Nguele, Kyuro Sasaki, Effect of surfactants and their blend with silica nanoparticles on wax deposition in a Malaysian crude oil, Petroleum Science, March 2018
7. MojtabaMansourpoor, Reza Azin, Shahriar Osfouri, Amir Abbas Izadpanah, Experimental investigation of wax deposition from waxy oil mixtures, Applied Petrochemical Research, May 2019
8. Chi, Y.; Daraboina, N.; Sarica, C. Investigation of Inhibitors Efficacy in Wax Deposition Mitigation Using a Laboratory Scale Flow Loop. AIChE J. 2016, 62 (11), 4131-4139.
9. Tao Zhu; Jack A. Walker; J. Liang, Evaluation of Wax Deposition and Its Control During Production of Alaska North Slope Oils, Oil & Natural Gas Technology, December 2008
10.Chiedozie K. Ewkeribe. Quiescent Gelation of Waxy Crudes and Restart of Shut-in Subsea Pipelines, University of Oklahoma, 2008, 70-78
11.Burger, E.D., Perkins, T.K., and Striegler, J.H. 1981. Studies of Wax Deposition in the Trans Alaska Pipeline. J. of Petr. Tech. 1075 - 1086.
12.Beryl Edmonds, Tony Moorwood, Richard Szczepanski, and Xiaohong Zhang: Simulating Wax Deposition in Pipelines for Flow Assurance. Energy & Fuels 2008,22, 729-741
13.13. Matzain, Zhang, Volk, Redus, Brill, Apte and Creek: Multiphase flow wax deposition modelling. Proceeding ETCE, February 2001, Houston USA, The University of Tulsa.
14.Banki, R., Hoteit, H., and Firoozabadi, A. 2008. Mathematical Formulation and Numerical Modeling of Wax Deposition in Pipelines from Enthalpy-Porosity Approach and Irreversible Thermodynamics. International J. of Heat and Mass Transfer. Article in Press.
15.Leporini, M.; Terenzi, A.; Marchetti, B.; Giacchetta, G.; Corvaro, F. Experiences in numerical simulation of wax deposition in oil and multiphase pipelines: Theory versus reality. J. Pet. Sci. Eng. 2019, 174, 997-1008.
16.SinaEhsani, Samira HajShafiei and Anil K. Mehrotra, Deposition from Waxy Mixtures in a FlowLoop Apparatus under Turbulent Conditions: Investigating the Effect of Suspended Wax Crystals in Cold Flow Regime, the Canadian journal of chemical engineering, 2019
17.Yuandao Chi, NaguDaraboina, and CemSarica, Investigation of Inhibitors Efficacy in Wax Deposition Mitigation Using a Laboratory Scale Flow Loop, American Institute of Chemical Engineers, 2016
18.Peter Perez, Eugene Boden, Kelly Chichak, A. Kate Gurnon, Lishun Hu, Julia Lee, John McDermott, John Osaheni, Wenqing Peng, William Richards, and XiaoanXie, Evaluation of Paraffin Wax Inhibitors: An Experimental Comparison of Bench-Top Test Results and Small-Scale Deposition Rigs for Model Waxy Oils Offshore Technology Conference, May 2015.
19.B.F. Towler, 0. Jaripatke, S. Mokhatab, Experimental Investigations of the Mitigation of Paraffin Wax Deposition in Crude Oil Using Chemical Additives,
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
£
Petroleum Science and Technology, 29:5, 468-483, 2011 20.S. Sieth, B. F. Towler, and S.Mokhatab, The Effect of Tube Orientation and Pour Point Depressant on Paraffin Wax Deposition, Petroleum Science and Technology, 29:378-392, 2011 21.Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1980. 279 c.
22.Башта Т.М., Руднев С.С., Некрасов Б.Б. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы. М.: Машиностроение, 1982. 423 с.
23.Dejan Brkic, Review of explicit approximations to the Colebrook relation for flow friction, Journal of Petroleum Science and Engineering, Elsevier, 2011, 77 (1), pp.34-48.
REFERENCES
1. Ryabov V.D. Khimiya neftiigaza [Chemistry of oil and gas]. Moscow, FORUM Publ., 2009. 336 p.
2. Markin A.N., Nizamov R.E., Sukhovorov S.V. Neftepromyslovaya khimiya [Oilfield chemistry]. Vladivostok, Dal'nauka Publ., 2011. 288 p.
3. Misra S., Baruah S., Singh K. Paraffin problems in crude oil production and transportation: a review. SPEProduction and Facilities, 1995, no. 10, p. 50.
4. Abhishek Golchha, Paul Stead. Study and analysis of cold finger tests for effective selection of paraffin inhibitors. Corrosion, 2015.
5. Ridzuan N., Adam F., Yaacob Z. Evaluation of the inhibitor selection on wax deposition for Malaysian crude oil. Petroleum Science and Technology, 2016.
6. Zhen Hao Lim, Hikmat Said Al Salim, NoridaRidzuan, Ronald Nguele, Kyuro Sasaki. Effect of surfactants and their blend with silica nanoparticles on wax deposition in a Malaysian crude oil. Petroleum Science, 2018.
7. Mojtaba Mansourpoor, Reza Azin, Shahriar Osfouri, Amir Abbas Izadpanah. Experimental investigation of wax deposition from waxy oil mixtures. Applied Petrochemical Research, 2019.
8. Chi Y., Daraboina N., Sarica C. Investigation of inhibitors efficacy in wax deposition mitigation using a laboratory scale Flow Loop. AIChE J, 2016, vol. 62 (11), pp. 4131-4139.
9. Tao Zhu, Jack A. Walker, Liang J., Evaluation of wax deposition and its control during production of Alaska north slope oils. Oil & Natural Gas Technology, 2008.
10. Chiedozie K. Ewkeribe. Quiescent gelation of waxy crudes and restart of shut-in subsea pipelines. University of Oklahoma, 2008, pp. 70-78
11. Burger, E.D., Perkins, T.K., and Striegler, J.H. 1981. Studiesofwaxdeposition in the Trans Alaska Pipeline. J. of Petr. Tech., pp. 1075 - 1086.
12. Beryl Edmonds, Tony Moorwood, Richard Szczepanski, Xiaohong Zhang. Simulating wax deposition in pipelines for flow assurance. Energy & Fuels 2008, vol. 22, pp. 729-741
13. Matzain, Zhang, Volk, Redus, Brill, Apte, Creek. Multiphase flow wax deposition modelling. Proc. of ETCE. Houston, 2001.
14. Banki R., Hoteit H., Firoozabadi A. Mathematical formulation and numerical modeling of wax deposition in pipelines from enthalpy-porosity approach and irreversible thermodynamics. International J. of Heat and Mass Transfer, 2008.
15. Leporini M., Terenzi A., Marchetti B., Giacchetta G., Corvaro F. Experiences in numerical simulation of wax deposition in oil and multiphase pipelines: Theory versus reality. J. Pet. Sci. Eng., 2019, vol. 174, pp. 997-1008.
16. Sina Ehsani, Samira HajShafiei, Anil K. Mehrotra. Deposition from waxy mixtures in a flow-loop apparatus under turbulent conditions: investigating the effect of suspended wax crystals in cold flow regime. Canadian journal of chemical engineering, 2019.
17. Yuandao Chi, NaguDaraboina, CemSarica. Investigation of inhibitors efficacy in wax deposition mitigation using a laboratory scale Flow Loop. American Institute of Chemical Engineers, 2016.
18. Peter Perez, Eugene Boden, Kelly Chichak, A. Kate Gurnon, Lishun Hu, Julia Lee, John McDermott, John Osaheni, Wenqing Peng, William Richards, Xiaoan Xie. Evaluation of paraffin wax inhibitors: an experimental comparison of bench-top test results and small-scale deposition rigs. Proc. of Model Waxy Oils Offshore Technology Conference. 2015.
19. Towler B.F., Jaripatke O., Mokhatab S. Experimental investigations of the mitigation of paraffin wax deposition in crude oil using chemical additives. Petroleum Science and Technology, 2011, vol. 29, pp. 468-483,
20. Sieth S., Towler B. F., Mokhatab S. The effect of tube orientation and pour point depressant on paraffin wax deposition. Petroleum Science and Technology, 2011, vol. 29, pp. 378-392
21. Rabinovich YE.Z. Gidravlika [Hydraulics]. Moscow, Nedra Publ., 1980. 279 p.
22. Bashta T.M., Rudnev S.S., Nekrasov B.B. Gidravlika, gidromashinyi gidroprivody [Hydraulics, hydraulic machines and hydraulic drives]. Moscow, Mashinostroyeniye Publ., 1982. 423 p.
23. Dejan Brkic. Review of explicit approximations to the Colebrook relation for flow friction. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2011, vol. 77 (1), pp. 34-48.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Лужецкий Андрей Вячеславович, к.т.н., доцент кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина. Нугаев Султанхан Тасбулатович, аспирант кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.
Уразалиев Ренат Халилович, аспирант кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.
Веселков Александр Вячеславович, генеральный директор, ООО «ДИУС-ЛАБ».
Andrey V. Luzhetskiy, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Technology of Chemicals for Oil and Gas Industry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas.
Sultankhan T. Nugaev, Postgraduate Student of the Department of Technology of Chemicals for Oil and Gas Industry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Renat KH. Urazaliev, Postgraduate Student of the Department of Technology of Chemicals for Oil and Gas Industry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Alexander V. Veselkov, General Director, DIUS-LAB LLC.
