CC BY
39РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 550.32
А.А. Лобанов1, e-mail: lobanov.mdh@gmail.com; Е.Ю. Пустова1, e.pustova@narfu.ru; А.Б. Золотухин1, e-mail: anatoly.zolotukhin@gmail.com
1 Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова (Архангельск, Россия).
Особенности фазовой диаграммы нефтей с высоким содержанием асфальтенов и смол
В статье рассматриваются особенности фазовых переходов тяжелых компонентов (парафинов и асфальтенов) в нефтях с высоким содержанием асфальтенов и смол. Во введении резюмируются известные сведения о фазовом поведении данных компонентов пластовых флюидов, представлены описания фазовых диаграмм каждого из них. Далее приведены сведения об исследуемой скважине, свойствах пластового флюида, используемом оборудовании и методах исследований. Фазовые переходы в пробах глубинной и дегазированной нефти исследовались на лабораторной установке AWAI 1000 фотометрическим и визуальным методами. Отличительной особенностью исследований является то, что они проводились в режиме изобарического снижения температуры при ступенчатом снижении давления. В разделе «Результаты» приведен пример исследования глубинной пробы при пластовом давлении и представлены обобщенные результаты в виде фазовой диаграммы рассматриваемой нефти. Выявлено отсутствие влияния высокого содержания асфальтенов и смол на кривую зависимости температуры насыщения нефти парафином от давления и значительное влияние на фазовое поведение асфальтенов: отсутствие нижней границы насыщения нефти асфальтеном и значительный наклон кривой температуры насыщения нефти асфальтом при давлениях выше давления насыщения нефти газом. Кроме того, авторы предлагают метод оценки динамики изменения кинетической и агрегативной устойчивости флюида по отношению к асфальтеновой и асфальто-парафиновой твердой фазе. Исследования проводились на оборудовании Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета имени М.В. Ломоносова. Результаты исследований будут использованы при реализации стратегии обеспечения потока на рассматриваемом месторождении.
Ключевые слова: фазовая диаграмма пластового флюида, асфальтены, парафины, фазовые переходы, тяжелые компоненты пластовых флюидов, твердая фаза, температура насыщения нефти асфальтеном, температура флоккуляции асфальтенов, температура насыщения нефти парафином, глубинная проба нефти, дегазированная проба нефти.
A.A. Lobanov1, e-mail: lobanov.mdh@gmail.com; E.Yu. Pustova1, e-mail: e.pustova@narfu.ru; A.B. Zolotukhin1, e-mail: anatoly.zolotukhin@gmail.com
1 Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov (Arkhangelsk, Russia).
Features Of Phase Diagram Of Oils With High Content Of Asphaltenes And Resins
This article discusses the features of the phase transitions of heavy compounds (waxes and asphaltenes) of oils with a high content of asphaltenes and resins. The introduction describes the known information about the phase behavior of these compounds of the reservoir fluids and descriptions of the phase diagrams of each of them. The following are details of the testing well, properties of the reservoir fluid, equipment and methods of research. Phase transitions in samples of deep and degassed oil were studied in a laboratory unit AWAI 1000 by the photometric and visual methods. A distinguishing feature of these researches is that they were carried out in an isobaric cooling mode with a step of pressure reduction. The «Results» section contains an example of the deep samples at the reservoir pressure and the generalized results of the research in the form of phase diagram of the oil. It is found that the type of wax appearance temperature curve does not change with a high content of waxes and asphaltenes, but asphaltenes phase behavior changes significantly: there is no lower bound of asphaltenes precipitation envelope and the large slope of the asphaltenes onset temperature curve at a pressure above the bubble point pressure. Thus, the authors propose a method for estimation
92
№ 1-2 февраль 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
of kinetic and aggregative stability of the fluid against to the asphaltenes and asphaltenes-waxes solid phase. Studies were carried out on the equipment of The innovative-technological center for arctic oil and gas laboratory research of Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov. The research results will be used in the strategy of flow assurance on the fields.
Keywords: phase diagram of the phase behavior of reservoir fluids, asphaltenes, waxes, phase splitting, heavy compounds, solid phase, asphaltenes onset temperature, flocculation onset temperature, wax appearance temperature, deep sample of oil, degassed sample of oil.
Фазовый переход парафинов и асфаль-тенов в твердое или высоковязкое состояние при добыче и перекачке не-фтей является ключевым риском для направления «Обеспечение потока» нефтегазодобывающего предприятия [1]. Фазовые диаграммы агрегатного состояния компонентов пластовых флюидов хорошо зарекомендовали себя в инженерной практике как метод прогнозирования осложнений, связанных с данными явлениями. В промысловой практике парафины известны в первую очередь как вещества, образующие твердую фазу при снижении температуры [2]. Фазовая диаграмма «давление - температура» парафиновых компонентов представляет собой кривую зависимости температуры насыщения нефти парафином (WAT - wax appearance temperature) от давления. При давлениях выше давления насыщения нефти газом WAT уменьшается вместе с падением давления, а при разгазировании - увеличивается в связи с выходом легких фракций [3].
Известно, что смолы, будучи природными поверхностно-активными веществами, активно влияют на динамику кристаллизации парафинов, предотвращая образование крупных парафиновых агрегатов [4]. Однако в литературе мало сведений о влиянии смол на вид кривой зависимости WAT от давления. Асфальтены являются наиболее сложными и наименее изученными компонентами нефтей. Близким и неразрывно связанным с асфальтенами классом компонентов являются смолы, выступающие в качестве прекурсоров
для асфальтенов [5]. В лабораторной практике асфальтены определяются как компоненты, нерастворимые в н-алка-нах, но растворимые в ароматических углеводородах, в то время как смолы растворимы в обоих типах реагентов. Определение по принципу растворимости говорит о сложности классов компонентов и вносит неоднозначность в количественное определение их содержания и трактование самих терминов [6].
Смолы имеют тенденцию ассоциироваться с асфальтенами и образовывать на их поверхности защитный слой, предохраняющий асфальтены от самоассоциирования. При снижении давления легкие фракции расширяются быстрее тяжелых, и при давлении, называемом верхним давлением насыщения нефти асфальтеном (UOP - upper onset pressure), происходят нарушение объемного равновесия фракций, полное или частичное удаление бронирующих оболочек смол,самоассоциация и фазовый переход асфальтенов в твердое или высоковязкое состояние. При дальнейшем снижении давления наступает давление флокуляции асфальтенов (FOP - flocculation onset pressure), при котором их количество и размеры начинают резко расти. При снижении давления ниже давления насыщения нефти газом объемная доля легких компонентов уменьшается, таким образом, растворимость жидкой фазы по отношению к асфальтенам растет, и наступает нижнее давление насыщения нефти асфальтеном (LOP - lower onset pressure), при котором происходит обратный фазовый переход асфальтенов
в жидкое состояние. Таким образом, в отношении асфальтеновых компонентов диаграмма «давление - температура» пластового флюида представляет собой область, ограниченную кривыми зависимости UOP и LOP от температуры, при этом в большинстве случаев при снижении температуры кривая UOP растет с относительно небольшим уклоном. Необходимо отметить, что в связи с наличием границы LOP фазовых переходов асфальтенов в дегазированных нефтях обычно не наблюдается. В.П. Тронов, исследовавший в работе [7] механизм образования твердых органических отложений, обосновывает теоретически и экспериментально связь образования отложений с агрегативной и кинетической устойчивостью флюида по отношению к твердой органической фазе. Под кинетической устойчивостью понимается способность системы сохранять равномерное распределение частиц во всем объеме, под агрегативной - способность системы сохранять степень дисперсности твердой фазы. Соответственно, исследования динамики изменения устойчивости флюида могут предоставить более точные данные для оптимизации процесса добычи нефтей.
Традиционно фазовое поведение парафинов в пробах пластовых флюидов исследуется в режиме изобарического снижения температуры, а асфальтенов -в режиме изотермического снижения давления. Однако Ахмед Хаммами (Ahmed Hammami) в работе [8] приводит результаты исследований нефти с относительно высоким содержанием асфальтенов и смол (6,1 и 10,9 %,
Ссылка для цитирования (for citation):
Лобанов А.А., Пустова Е.Ю., Золотухин А.Б. Особенности фазовой диаграммы нефтей с высоким содержанием асфальтенов и смол // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1-2. С. 92-98.
Lobanov A.A., Pustova E.Yu., Zolotukhin A.B. Features Of Phase Diagram Of Oils With High Content Of Asphaltenes And Resins. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 1-2, P. 92-98. (In Russian)
Свойства и компонентный состав пластового флюида Features and component composition of the formation fluid
Параметр Значение
Parameter Value
Давление насыщения, МПа:
Saturation pressure, MPa:
• 20 °С 7,740
• 40 °С 8,000
• 70,7 °С 8,390
Газосодержание:
Gas content:
• однократная сепарация, м3/м3 36,12
(single separation, m3/m3)
• дифференциальное разгазирование, м3/м3 36,61
(differential degassing, m3/m3)
Плотность пластовой нефти, кг/м3:
Density of the reservoir oil, kg/m3:
• при пластовом давлении 841,8
(when it's a formation pleasure)
• при давлении насыщения 824,9
(when it's a saturation pleasure)
Вязкость, мПа.с:
Viscosity, MPa.s:
• при пластовом давлении 4,110
(when it's a formation pleasure)
• при давлении насыщения 3,060
(when it's a saturation pleasure)
• сепарированной нефти при 20 °С 107,5
(separated oil at 20 °c)
Плотность сепарированной нефти, кг/м3:
Density of separated oil, ^/m3:
• стандартная сепарация 898,1
(normal separation)
• дифференциальное разгазирование 896,4
(differential degassing)
Содержание, %:
Content, %:
• парафина 2,970
(paraffin)
• смол силикагелевых 28,43
(silica gel resins)
• асфальтенов 6,830
(asphaltenes)
• механических примесей Отсутствие
(mechanical impurities) Absent
соответственно), причем осаждение асфальтенов исследовалось в режиме изобарического снижения температуры, поскольку при снижении давления до давления насыщения нефти газом на высоких температурах флюид оставался гомогенным. Авторы предлагают использовать в таких случаях термины «температура насыщения нефти ас-фальтеном» (AOT - asphaltenes onset temperature) и «температура начала флоккуляции асфальтенов» (FOT -flocculation onset temperature). В работе представлены результаты исследования фазового поведения неф-
ти с еще более высоким содержанием асфальтенов и смол (6,83 и 28,43 %, соответственно).
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
Пробы пластового флюида отбирались из поисковой скважины, вскрывшей девонский ф3е1) горизонт. Пластовое давление составляет 29,53 МПа, пластовая температура - 70,7 °С. Основные результаты исследования нефти согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Исследование пластовых флюидов» по комплексу «Б» представлены в таблице.
Исследования фазового поведения парафинов и асфальтенов в глубинных пробах пластовых флюидов проводятся специалистами Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета на лабораторной установке AWAI 1000 Sanchez Technologies (Франция).
Лабораторная установка AWAI 1000 представляет собой автоматизированный комплекс оборудования для создания термобарических условий, исследования осаждения твердых частиц в
В РАМКАХ ПЕТЕРБУРГСКОГО МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО ФОРУМА
XXI МЕЖДУНАРОДНАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
октября
2 0 17
Approved Event
ОРГАНИЗАТОР ВЫСТАВКИ:
пвммнви txHomon t commeu nwaai
ОФИЦИАЛЬНАЯ ПОДДЕРЖКА:
JL
j^vVv
Г* Т ' т
Тел/факс: +7(812) 777-04-07; 718-35-37
st@farexpo.ru
www.farexpo.ru
МЕСТО ПРОВЕДЕНИЯ:
Санкт-Петербург, конгрессно-выставочный
центр «ЗКСПОФОРУМ», павильон (з, Петербургское шоссе, 64/1
ОРГАНИЗАТОР ФОРУМА: ЁХРОГОРиМ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПАРТНЕР:
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ТЕРРИТОРИЯ I КОРРОЗИЯ
НЕФТЕГАЗ 1
пробе флюида и инжекции химических регентов в пробу. Рабочий диапазон температур - от -20 до 200 °С, рабочее давление - 100 МПа. В системе исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида реализовано три метода: фотометрический, визуальный и фильтрационный. Фотометрический метод заключается в измерении мощности проходящего инфракрасного излучения через пробу флюида оптическим измерителем. Данный метод позволяет фиксировать моменты фазовых переходов в исследуемом флюиде.
Визуальный метод заключается в анализе серии снимков пробы флюида с микроскопа ячейки высокого давления и предназначен для исследования динамики образования твердой фазы. Снимки анализируются программным обеспечением ELLIX, которое фиксирует наличие твердой фазы в поле снимка по пороговым значениям параметров света в рассматриваемой области (цвет, насыщенность и т. д.). Параметры настраиваются в зависимости от цвета и светопроницаемости нефти. Фотометрический и визуальный методы дополняют друг друга и позволяют фиксировать и описывать фазовые переходы в пробе. Отметим, что исследования проводятся этими двумя методами одновременно.
Фильтрационный метод заключается в измерении перетока и разницы давлений в системе двух циркуляционных насосов, соединенных через фильтрующий элемент. Кроме того, фильтрующая ячейка необходима для очистки пробы флюида от механических примесей. Согласно СТО РМНТК 153-39.2-001-2003 «Нефть. Методы исследования парафи-нистых нефтей» метод используется для регистрации фазовых переходов лишь тогда, когда интерпретация результатов других методов затруднена. Термобарические исследования фазового поведения глубинной пробы пластового флюида осуществлялись визуальным и фотометрическим методами в режиме изобарического снижения температуры при давлениях 29,53 МПа (пластовое давление) и 10,0 МПа. Температура снижалась от 70,7 °С (пластовая температура) до 25,0 °С со скоростью
Температура, °С Temperature, °С
Рис. 1. Результаты фотометрического анализа при пластовом давлении: AOT (asphaltenes onset tempreture) - температура насыщения нефти асфальтеном; FOT (floculation onset temperature) - температура начала флоккуляции асфальтеном; WAT (wax appearance temperature) - температура насыщения нефти парафином Fig. 1. The results of the photometric analysis considering a formation pressure
Рис. 2. Результаты визуального исследования при пластовом давлении:
AOT (asphaltenes onset tempreture) - температура насыщения нефти асфальтеном; FOT (floculation onset temperature) - температура начала флоккуляции асфальтеном; WAT (wax appearance temperature) - температура насыщения нефти парафином, Тст (the temperature of the aggregative stability of the solid phase) - температура агрегативной устойчивости твердой фазы Fig. 2. The results of the visual study with a formation pressure
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
0,25 °С/мин. После проведения исследований глубинная проба выгружалась из установки и загружалась дегазированная проба нефти. Исследование дегазированной пробы проводилось в режиме изобарического снижения температуры при давлении 0,5 МПа. Температура снижалась от 70 до 25 °С со скоростью 0,25 °С/мин.
РЕЗУЛЬТАТЫ
На рис. 1 представлен пример результатов фотометрического анализа при давлении 29,53 МПа в виде кривой зависимости мощности проходящего инфракрасного сигнала от температуры. Мощность сигнала зависит от двух основных параметров флюида: плотности и количества взвешенных во флюиде твердых частиц. При фазовых переходах в пробе флюида начинают образовываться частицы твердой фазы, поглощающие и рассеивающие проходящий свет, что выражается в резком падении его мощности.
Переломы графика зависимости мощности инфракрасного сигнала от температуры при пластовом давлении зафиксированы при трех температурах: 61,0 °С (температура насыщения нефти асфальтеном), 48,6 °С (температура флоккуляции асфальтенов) и 36,8 °С (температура насыщения нефти парафином). Результаты фотометрического исследования подтверждаются результатами визуального метода. По результатам визуального исследования глубинной пробы при пластовом давлении сделано 139 снимков пробы нефти. Снимки фиксировались через каждые 0,3 °С. Каждый снимок проанализирован программным обеспечением ELLIX, получена информация о количестве твердых частиц и их геометрических параметрах.
В работе [9] авторами предложено представлять результаты визуального исследования в виде графика зависимости общей (суммарной) площади частиц от температуры в логарифмиче-
ской шкале по оси площади. Логарифмическая шкала позволяет сглаживать флуктуации значений, выявлять характеристические интервалы темпов роста суммарной площади и делать выводы о динамике агрегативной устойчивости флюида по отношению к твердой фазе. На рис. 2 представлен результат анализа в виде графика зависимости общей площади твердых частиц от температуры, совмещенного с тремя характерными снимками. Снимок № 1 соответствует началу эксперимента, t = 70 °С. Снимок № 72 соответствует температуре несколько ниже температуры начала флоккуляции асфальтенов, t = 47,6 °С. Снимок № 139 соответствует концу эксперимента, t = 26,0 °С. На графике видно, что при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти асфальтеном площадь твердой фазы в потоке растет незначительно. При температуре начала флоккуляции количество твердой фазы в потоке скачкообразно растет. Следующее значительное увеличение площади происходит при температуре насыщения нефти парафином. При дальнейшем охлаждении площадь твердых частиц достигает максимума и стабилизируется.
Интервал температур от 61,0 до 43,8 °С является интервалом агрегативной устойчивости образующейся твердой фазы. При охлаждении ниже 43,8 °С агрегативная устойчивость значительно снижается, начинается активный процесс образования агрегатов. При температуре 31,8 °С происходит увеличение агрегативной устойчивости, количество твердой фазы в потоке стабильно и максимально.
В ходе исследования не было зафиксировано седиментации твердой фазы в потоке флюида, таким образом, можно сделать вывод о высокой кинетической устойчивости флюида по отношению к твердой фазе.
Обобщенные результаты исследований представлены на рис. 3 в виде фазовой диаграммы пластового флюида. Выше линии РЬ газ растворен во флюиде, ниже - находится в свободном состоянии.
Справа от линии АОТ асфальтены находятся в жидком состоянии, слева -
Температура, °С Temperature, °С
—о— РЬ ©Пласт ^wAOT — — FOT □ WAT -Q-Тст Layer
Рис. 3. Фазовая диаграмма пластового флюида:
WAT (wax appearance temperature) - температура насыщения нефти парафином; FOT (floculation onset temperature) - температура начала флоккуляции асфальтенов; AOT (asphaltenes onset temperature) - температура насыщения нефти асфальтеном; Pb (bubble point pressure) - давление насыщения нефти газом; Тст (the temperature of the aggregative stability of the solid phase) -температура агрегативной устойчивости твердой фазы; I - области агрегативной устойчивости твердой фазы; II - области агрегативной неустойчивости твердой фазы Fig. 3. The phase diagram of reservoir fluid:
I - areas of aggregate stability of the solid phase; II - areas of aggregative instability of the solid phase
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 february 2017
97
переходят в твердую фазу. Интервал от линии AOT до линии FOT является интервалом агрегативной устойчивости твердой фазы асфальтенов. Область левее линии FOT является областью агрегативной неустойчивости выпавших асфальтенов, количество твердой фазы в потоке активно растет. Справа от линии WAT парафины находятся в жидком состоянии, слева - переходят в твердую фазу. Область от линии WAT до линии Тст является областью агрегативной неустойчивости твердой парафиново-асфальтеновой фазы. В области левее линии Тст происходит агрегативная стабилизация частиц. Результаты исследований будут использованы при реализации стратегии обеспечения потока на рассматриваемом месторождении. Кроме того, значения AOT и WAT являются калибровочными
параметрами при моделировании пластовых флюидов с помощью различных уравнений состояния [10-12].
ВЫВОДЫ
По результатам исследований выявлено, что высокое содержание смол не влияет на вид кривой зависимости температуры насыщения нефти парафином от давления, в то время как кривая зави-
симости давления насыщения нефти асфальтеном меняется кардинально. В области выше давления насыщения нефти газом кривая становится практически вертикальной. Нижнее давление насыщения нефти асфальтеном не наступает, разгазирование пластового флюида приводит лишь к снижению температуры насыщения нефти асфаль-теном.
Предложенному методу построения областей агрегативной стабильности твердой фазы, являющемуся уточнением хорошо зарекомендовавших себя в инженерной практике фазовых диаграмм, предстоит пройти обсуждение научно-инженерного сообщества. Подчеркнем, что для подтверждения полученных результатов необходимы дополнительные лабораторные и промысловые исследования.
References:
1. Tarek Ahmed. Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling. Gulf Publishing Company, 2007, 562 pp.
2. Huang Z., Zheng S., Fogler H.S. Wax Deposition: Experimental Characterizations, Theoretical Modeling, and Field Practices. CRC Press, 2016, 168 pp.
3. Erofeev A.A., Lekomcev A.V. Temperature Rating Of Creation Of Asphalt Resinous And Paraffinic Depositions In Oil Wells. Sovremennye problemy nauki i obrazovaniia = Modern problems of science and education, 2009, № 3-2. Access mode: http://cyberl.eninka.ru/articl.e/n/otsenka-temperatury-obrazovaniya-asfaltenosmoloparafinovyh-otLozheniy-v-neftedobyvayuschih-skvazhinah (Access date: 16.01.2017.) (In Russian)
4. Rogachev M.K., Strizhnev K.V. Struggle With Complications In Oil Production. Moscow, Nedra, 2006, 296 pp. (In Russian)
5. Civan F. Reservoir formation damage. Gulf Professional Publishing, 2000, 760 pp.
6. James G. Speight. Oil Analysis: A Handbook. Translated from English., ed. by L.G. Nehamkina, E.A. Novikova. Saint Petersburg, Center of operative polygraphy «Professiya», 2012, 480 pp. (In Russian)
7. Tronov V.P. The Mechanism Of Formation Resinous And Paraffinic Deposits And A Struggle With Them. Moscow, Nedra, 1969, 192 pp. (In Russian)
8. Mullins O.C. et al. Asphaltenes, Heavy Oils, And Petroleomics. Springer Science & Business Media, 2007, 677 p3.
9. Lobanov A.A., Pestova E.Yu. The Research Of The Process Of The Formation Of Solid Organic Materials In The Deep Sample Of Oil. Outlooks and problems of the development oil and gas in the coastal-shelf zone of Arctic Russia: the materials of the International scientific and practical conference (10-11 June 2015) in Northern (Arctic) Federal University (NAFU). Arkhangelsk, NAFU, 2015. 159 pp. (In Russian)
10. Kamari A. et al. Robust Model For The Determination Of Wax Deposition In Oil Systems. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2013, Vol. 52, No. 44, P. 15664-15672.
11. Panuganti S.R. et al. PC-SAFT Characterization Of Crude Oils And Modeling Of AsphaLtene Phase Behavior. Fuel, 2012, Vol. 93, P. 658-669.
12. Li Z., Firoozabadi A. Cubic-Plus-Association Equation Of State For Asphaltene Precipitation In Live Oils. Energy and Fuels, 2010, Vol. 24, No. 5, P. 2956.
Литература:
1. Tarek Ahmed. Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling. Gulf Publishing Company, 2007, 562 pp.
2. Huang Z., Zheng S., FogLer H.S. Wax Deposition: Experimental Characterizations, Theoretical Modeling, and Field Practices. CRC Press, 2016, 168 pp.
3. Ерофеев А.А., Лекомцев А.В. Оценка температуры образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах // Современные проблемы науки и образования. 2009. № 3-2. [Электронный ресурс.] Режим доступа: http://cyberLeninka.ru/articLe/n/otsenka-temperatury-obrazovaniya-asfaLtenosmoLoparafinovyh-otLozheniy-v-neftedobyvayuschih-skvazhinah (Дата обращения: 16.01.2017.)
4. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: Недра, 2006. 296 с.
5. Civan F. Reservoir formation damage. Gulf Professional Publishing, 2000, 760 pp.
6. Джеймс Г. Спейт Анализ нефти: Справочник / Пер. с англ., под ред. Л.Г. Нехамкиной, Е.А. Новикова. СПб.: ЦОП «Профессия», 2012. 480 с.
7. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. 192 с.
8. MuLLins O.C. et aL. AsphaLtenes, Heavy Oils, And PetroLeomics. Springer Science & Business Media, 2007, 677 pр.
9. Лобанов А.А., Пустова Е.Ю. Исследование процесса образования твердых органических веществ в глубинной пробе нефти // Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа в прибрежно-шельфовой зоне Арктики России: мат-лы Международной научно-практич. конф. (10-11 июня 2015 г.), Сев. (Арктич.) федер. ун-т. Архангельск: САФУ, 2015. 159 с.
10. Kamari A. et aL. Robust ModeL For The Determination Of Wax Deposition In OiL Systems. IndustriaL & Engineering Chemistry Research, 2013, VoL. 52, No. 44, P. 15664-15672.
11. Panuganti S.R. et aL. PC-SAFT Characterization Of Crude OiLs And ModeLing Of AsphaLtene Phase Behavior. FueL, 2012, VoL. 93, P. 658-669.
12. Li Z., Firoozabadi A. Cubic-PLus-Association Equation Of State For AsphaLtene Precipitation In Live OiLs. Energy and FueLs, 2010, VoL. 24, No. 5, P. 2956.
