CC BY
62
УДК 622.276.72
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10105
ВЛИЯНИЕ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК НА ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ
INFLUENCE OF DEPRESSIVE ADDITIVES ON THE PROCESS OF FORMATION OF ASPHALT-RESIN-PARAFFIN SEDIMENTS IN HIGH-PARAFFIN OIL
Г.Р. Гурбанов, М.Б. Адыгезалова, С.М. Пашаева
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, AZ 1010. Баку, Азербайджанская Республика ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0167-5707, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-0966-2946, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0138-8134, E-mail: [email protected]
Резюме: В лабораторных условиях исследованы физико-химические параметры и влияние депрессорных присадок Difron-4201 на реологические свойства образца высокопарафинистой, высоковязкой, смолистой модельной нефти. Экспериментальные исследования проведены на ротационном вискозиметре в широком диапазоне температур и градиента скорости сдвига. В результате исследования были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига и зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига. На основе данных ротационного вискозиметра построены кривые зависимости касательных напряжений сдвига от градиента скорости и эффективних вяз-костей от градиента скорости. Кривые течения обрабатывались по модели Гершеля-Балкли (вязкопластичная жидкость). Установлено, что высокопарафинистая модельная нефть проявляет неньютоновское поведение до 40 °С.
Ключевые слова: высокопарафинистые нефти, нефтяные дисперсные системы, депрессорные присадки, вязкость, скорость сдвига, напряжение сдвига.
Для цитирования: Гурбанов Г.Р., Адыгезалова М.Б., Пашаева С.М. Влияние депрессорных присадок на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений в высокопарафинистой нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 1. С. 23-28.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10105
Huseyn R. Gurbanov, Mehpara B. Adigozalova, Saida M. Pashaeva
Azerbaijan State Oil and Industry University, AZ 1010. Baku, Azerbaidjan Republic
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0167-5707, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-0966-2946, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0138-8134, E-mail: [email protected]
Abstract: In laboratory conditions, the physicochemical parameters and the influence of the Difron-4201 depressant additives on the rheological properties of a highly paraffinic, highly viscous, resinous model oil sample were studied. Experimental studies were carried out on a rotational viscometer in a wide range of temperatures and shear rate gradient. As a result of the study, the dependences of shear stress on the gradient of the shear rate and the dependence of the effective viscosity on the shear rate were obtained. Based on the data of a rotational viscometer, the curves of the dependence of shear stresses on the velocity gradient and effective viscosities on the velocity gradient are constructed. The flow curves were processed according to the Herschel-Balkley model (viscous plastic fluid). It has been established that high-paraffin model oil exhibits non-Newtonian behavior up to 40 °C.
Keywords: high-paraffin oils, disperse oil systems, depressant additives, viscosity, shear rate, shear stress.
For citation: Gurbanov H.R., Adygezalova M.B, Pashaeva S.M. INFLUENCE OF DEPRESSIVE ADDITIVES ON THE PROCESS OF FORMATION OF ASPHALT-RESIN-PARAFFIN SEDIMENTS IN HIGH-PARAFFIN OIL. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 1, pp. 23-28.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10105
Введение
В настоящее время во всем мире увеличивается доля проблемных нефтяных систем, характеризующихся высоким содержанием парафиновых углеводородов и смолисто-ас-фальтеновых компонентов. Перекачка парафинистой и высокопарафинистой нефти по магистральным нефтепроводам и транспортировка их в цистернах и танкерами затруднена. Эти трудности связаны с тем, что при понижении температуры они характеризуются аномальной вязкостью и статическим напряжением сдвига. При этом на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования (труб, резервуаров, цистерн и др.) происходит образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Это приводит к снижению производительности скважин, уменьшению поперечного сечения нефтепроводов, в некоторых случаях до полного прекращения перекачивания [1-3].
Высокопарафинистая нефть является сложной дисперсной системой с высоким содержанием парафиновых углеводородов, высокой температурой застывания. Кроме того, при низких температурах она характеризуется тиксотропией, аномалией вязкости и другими особенностями, затрудняющими их транспортировку по трубопроводам. При транспортировке высокопарафинистой нефти даже незначительное понижение температуры потока, особенно в области температур выпадения парафиновых углеводородов, приводит к существенному повышению потерь напора на трение и соответствующему росту энергетических затрат на перекачку нефти [4-7].
Поэтому актуальными задачами трубопроводного транспорта высокопарафинистой нефти в сложных геотехнических и климатических условиях являются обеспечение экономически целесообразного уровня затрат на их
транспорт, поддержание высокой надежности эксплуатации трубопровода и защита окружающей среды при температуре ниже температуры застывания нефти [8].
В мировой практике трубопроводного транспорта высо-копарафинистой нефти получили распространение такие технологии, как перекачка водонефтяных эмульсий и искусственных смесей с маловязкими разбавителями или перекачка нефти после термообработки, а также их транспорт с предварительным подогревом [9].
Из многочисленных способов борьбы с образованием осадков наиболее эффективным является введение химических реагентов, предотвращающих или ингибирующих процесс образования АСПО в нефтяных дисперсных системах. В качестве таких реагентов используют депрессорные присадки, которые при понижении температуры в момент формирования новой фазы сокристаллизуются с парафиновыми углеводородами (ПУ), придавая своими полярными группами гидрофильность кристаллам парафина и тем самым снижая адгезию твердой фазы на металлических поверхностях. Депрессорные присадки поддерживают твердую фазу в мелкодисперсном состоянии [10-11].
Установление механизма действия депрессорных присадок - достаточно сложная задача, включающая в себя исследование механизма формирования кристаллов Н-алканов в многокомпонентной среде, кинетики и термодинамики кристаллизации ПУ, изменения диэлектрических и других физических свойств межмолекулярных взаимодействий присадки с Н-алканами и другими компонентами сложных нефтяных дисперсных систем.
Целью данной работы является исследование влияния депрессорных присадок на процесс образования асфаль-тосмолопарафиновых отложений в высокопарафинистой нефти.
при температуре -20 °С. Одновременно проводилось и определение содержания силикагелевых смол и асфаль-тенов. Температура плавления парафина определялась по методу Жукова.
Как видно из табл. 1, исследуемая нефть характеризуется высоким содержанием парафина. В данной работе для изучения закономерностей влияния депрессорных присадок на выбранную модельную нефть были взяты эффективные для высокопарафинистой нефти депрессорные присадки Российского производства фирмы АО «ЭКОС-1» под названием Difron-4201, физико-химические характеристики которых приведены в табл. 2.
Наибольшее распространение при реологических исследованиях высокозастывающей нефти получили ротационные вискозиметры с измерительной системой типа «цилиндр-цилиндр», в зазоре между которыми помещается исследуемая жидкость. Ротационные вискозиметры работают в режиме либо постоянного напряжения сдвига (t = const), либо постоянной скорости сдвига (g = const). Изучение реологических свойств исследуемой высокоза-стывающей нефти производилось на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ. Ротационный вискозиметр РЕОТЕСТ, который является двухсистемным устройством (имеет цилиндрическое и конусно-пластинчатое измерительное устройство) и пригоден как для определения динамической вязкости ньютоновских жидкостей, так и для реологических исследований неньютоновских жидкостей [13, 14]. Из гидромеханики известен закон для установившегося течения жидкости:
M ■■
4nL(Q-ro)R2r 2
R2-72 '
Экспериментальная часть
Для исследования влияния депрес-сорной присадки Difron-4201 на трубопроводный транспорт высокопа-рафинистой нефти была составлена модельная нефть, физико-химические характеристики которой приведены в табл. 1.
Плотность нефти определялась пик-нометрическим способом, температура застывания по методике [12]. Данная методика имеет ряд преимуществ по сравнению с известными способами определения температуры застывания по ГОСТ, и согласно ей, при определении температуры застывания нефть не подвергается температурной обработке. В то время как нагрев нефти до 50 °С в процессе определения температуры застывания по ГОСТ приводит к значительному ухудшению реологических свойств исследуемой нефти.
Определение содержания парафина в нефти проводилось адсорбционным способом в аппарате Сокслетта с дальнейшей перегонкой по способу Энглера-Гальде и вымораживанием
I
где М - момент, действующий на цилиндр; Я - радиус наружного цилиндра; г - радиус внутреннего цилиндра;
Таблица 1
Физико-химические характеристики модельной нефти
Наименование параметров Величина Метод определения
Содержание воды в пробе, % 0,2 ГОСТ2477-65
Плотность, р|0 кг/м3 894,3 ГОСТ3900-85
Содержание парафина, % 11,6 ГОСТ11851-85
Содержание смол, % 10,2 ГОСТ11851-85
Содержание асфальтенов, % 5,2 ГОСТ11851-85
Температура потери текучести, °С 16 ГОСТ20287-91
Температура насыщения нефти парафинов, °С 28 -
Температура плавления парафина, °С 57 ГОСТ11858-83
Содержание серы, % 0,22 ГОСТ1437-75
А/С 0,509 -
Таблица 2 Физико-химические характеристики депрессорных присадок Difron-4201
Показатель Значение 1
Внешний вид Жидкость от желтого до коричневого цвета
Плотность, 20 °С Не менее 790 кг/м3
Температура вспышки в закрытом тигле Не ниже - 28 °С
Растворимость в воде Нерастворим
Растворимость в ароматических растворителях Растворим
О - угловая скорость вращения наружного цилиндра (для данного случая О = 0); ю - угловая скорость вращения внутреннего цилиндра; L - длина цилиндра. Вязкость жидкости равна:
м
4п
2,2
LDR2r' И2 - г2
И3г 3 И3 - г3
где LD - действующая длина цилиндров.
Для данного случая R является постоянной величиной, так как наружный цилиндр остается неподвижным.
Диапазон измеряемых параметров регулировали величиной кольцевого зазора, которая зависит от диаметра внутреннего вращающегося цилиндра. Диаметр внутреннего цилиндра подбирали с помощью измерительных устройств S1, S2 или SЗ.
Пробу исследуемой жидкости помещали в измерительную емкость ротационного вискозиметра РЕОТЕСТ, причем количество пробы, взятой на испытание, зависит от размеров измерительного устройства [15]. Вязкость жидкостей сильно зависит от температуры, поэтому измерительная емкость РЕОТЕСТ подключалась к жидкостному циркуляционному термостату, обеспечивающему термостатирова-ние измерительного зазора. Реологические исследования проводили в диапазоне скоростей сдвига от 0,1 до 35 с-1 при температурах 6, 8 12, 15, 20, 30, 40, 50 °С.
С целью характеристики нефти и нефтяных эмульсий, являющихся неньютоновскими жидкостями с точки зрения их реологических свойств, снималась зависимость между напряжением и скоростью сдвига.
Между отсчитываемыми измеренными значениями и реологическими параметрами имеет место следующая взаимосвязь:
- напряжение сдвига хг и скорость сдвига уг относятся к радиусу внутреннего цилиндра коаксиальной цилиндрической системы.
Сдвигающее напряжение хг, действующее в исследуемом материале, определяем по формуле
2юИ
И2 - г2
У г =
И2 - г2'
Л =
у Уг
Для неньютоновских жидкостей путем данного расчета получается значение эффективной вязкости исследуемого материала.
Как показали реологические исследования высокопара-финистой нефти, в области малых скоростей сдвига наблюдается некоторое отклонение линий течения от прямолинейного закона Бингама-Шведова. Причина такого явления заключается в том, что при достижении некоторого предельного напряжения сдвига структура высокопарафи-нистой нефти разрушается не мгновенно, а постепенно, по мере увеличения градиента скорости. В данной работе анализ кривых течения проводили по модели Гершеля-Балкли как наиболее соответствующей модели (вязко-пластичная жидкость), с высокой степенью приближения описывающей характер поведения нефтяной дисперсной системы.
Результаты и их обсуждение
Реометрические исследования по вышеприведенной методике проводились на образцах как исходной модельной высокопарафинистой и высокозастывающей нефти, так и обработанной различным количеством 0,15 % масс. депрессорной присадкой Difron-4201. Исследования проводились в широком температурном диапазоне (6, 8, 10, 12, 15, 20, 30, 40, 50 °С). В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривые течения на рис. 1) и зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига (кривые вязкости на рис. 2).
Сопоставление эффективной вязкости нефти с понижением температуры с 50 °С до 20 °С показывает, что с понижением температуры вязкость увеличивается в 5,8 раза и более в области высоких скоростей сдвига, и в 10 раз в области низких скоростей сдвига. Дальнейшее понижение температуры ниже 20 °С приводит к резкому скачку вязкости. Следовательно, реологические свойства нефти существенно зависят от температуры и при температуре ниже 20 °С начинаются процессы структурирования компонентов нефти. Анализ кривых течения проводился по модели Гершеля-Балкли как наиболее соответствующей модели
где хг - сдвигающее напряжение, 10-1 Па; г - постоянная цилиндра, 10-1 Па; а - отсчитываемое значение шкалы на индикаторном приборе.
Скорость сдвига, или скорость деформации, определяет градиент скоростей в кольцевом зазоре, и зависит от геометрических размеров цилиндрической системы и пропорциональна скорости вращения цилиндра:
2юИ
I
Рис. 1. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для высокопарафинистой модельной нефти при различных температурах
где Я - радиус наружного неподвижного цилиндра, м; г - радиус внутреннего вращающегося цилиндра, м; ю -угловая скорость вращения, с-1. Динамическую вязкость ^ (мПа-с) вычисляли по формуле
хгИ
100-
80-
: 60-
I 40-
20-
где ^ - динамическая вязкость, мПа-с; хг - сдвигающее напряжение, 10-1 Па; уг - скорость сдвига, с-1.
15
10 15 20 25 30 35
Скорость сдвига, с-1
0
с высокой степенью приближения, описывающего характер поведения НДС.
К- консистентность (Па-с), мера консистенции жидкости, чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра; п - показатель неньютоновости, характеризует степень неньютоновского поведения раствора, чем больше отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств;
т0 - предельное напряжение сдвига (Па), характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости. Результаты анализа представлены в табл. 3.
С целью оценки влияния депрессорной присадки Difron-4201 на реологические характеристики модельной высоко-парафинистой и высокозастывающей нефти в ее образец было добавлено 300 г/т депрессорной присадки Difron-4201. Регистрация параметров проводилась при тех же температурах и скоростях сдвига, что и необработанная нефть. Кривые течения представлены на рис. 3, зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига на рис. 4. Модельная высокопарафинистая и высокозастывающая
Рис. 2. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига для модельной нефти при различных температурах
1600 -1400 _ 1200 1000 800 600 600 400 200 0
20 25 30 35
Скорость сдвига, с-1
I
Таблица 3
Реологические параметры для модельной нефти
Температура, К Предельное напряжение сдвига, тр, Па Консистентность, К, Пас Показатель неньютоновости, п Комментарий
6 52,0 15,33 0,30 Неньютоновская жидкость, не течет, стекло
8 28,5 14,82 0,38 Неньютоновская жидкость, не течет, стекло
10 18,0 13,12 0,43 Неньютоновская жидкость, не течет, стекло
12 9,0 8,82 0,52 Неньютоновская жидкость, не течет, стеклообразная масса
15 3,0 5,26 0,56 Неньютоновская жидкость, не течет, стеклообразная масса
20 1,05 1,58 0,68 Неньютоновская жидкость, течет, но не укладывается в норматив по ГОСТ
30 0,28 0,512 0,82 Неньютоновская жидкость, течет
40 0,052 0,902 0,97 Практически ньютоновская жидкость
50 0,018 0,122 1,02 Ньютоновская жидкость
I
Рис. 3. Зависимость напряжения сдвига от скорости
сдвига для высокопарафинистой модельной нефти обработанной 500 г/г присадкой Difron-4201
100-
80-
: 60-
I 40-
20-
Т
25
Т
30
12 15
-Г5
35
Рис. 4. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига для модельной нефти, обработанной 500 г/т присадкой Difron-4201
1600 1400 1200 1000 800 600 600 400 200 0
10
15
20
Скорость сдвига, с-1
25 30 35 Скорость сдвига, с-1
5
0
5
Таблица 4
Реологические параметры для модельной нефти c добавкой депрессорной присадки Difron-4201 с дозировкой 300 г/т
Температура, К Предельное напряжение сдвига, t0, Па Консистентность, К, Пас Показатель неньютоновости, п Комментарий
6 39,0 8,22 0,49 Неньютоновская жидкость, не течет, стекло
8 20,0 6,17 0,69 Неньютоновская жидкость, не течет, стекло
10 10,0 5,44 0,78 Неньютоновская жидкость, течет, но не укладывается в норматив по ГОСТ
12 1,8 3,62 0,87 Неньютоновская жидкость, течет
15 0,25 2,17 0,94 Неньютоновская жидкость, течет
20 0,16 0,639 0,97 Ньютоновская жидкость, течет
30 0,024 0,286 0,99 Практически ньютоновская жидкость, течет
40 0,009 0,192 1,0 Ньютоновская жидкость
50 0,002 0,019 1,02 Ньютоновская жидкость
нефть также проявляет неньютоновское поведение до 20 °С, только под действием реагента Difron-4201 характер его менее значителен. На это указывают числовые значения эффективной вязкости, которые в среднем в два раза ниже во всем диапазоне скоростей сдвига при 20 °С.
Из представленных выше рис. 3 и рис. 4 следует, что Difron-4201 проявляет депрессорные свойства, обеспечивает снижение вязкости нефти, особенно заметное ниже температуры застывания. Выбор температуры испытания основан на том, что вблизи температуры застывания необработанной нефти аномалии нефтяной дисперсной системы проявляются наиболее ярко.
Дозировка депрессорной присадки Difron-4201 составляла 300 г/т, температура смешения 55 °С, время выдержки -40-45 мин.
Анализ рис. 3 проводился по модели Гершеля-Балкли, так же как и с необработанной модельной нефтью. Расчетные реологические параметры в рамках выбранной модели представлены в табл. 4.
Подводя итог изложенному в данной работе, можно заключить, что выбранный реагент Difron-4201 проявляет
депрессорные свойства, снижает вязкость, предельное динамическое напряжение сдвига и температуру застывания высокопарафинистой и высокозастывающей нефти, как и известные химреагенты чисто депрессорного действия.
Выводы
1. Выполнены реометрические исследования модельной нефти необработанной и обработанной депрессорной присадкой Difron-42012. Установлено, что, исследуемая нефть в области неньютоновского поведения представляет собой нелинейно-вязкопластичную жидкость Балкли-Гершеля.
2. Реологические исследования проводились в широком температурном диапазоне. В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига и зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига. Кривые течения обрабатывались по модели Гершеля-Балкли.
3. Установлено, что депрессорная присадка Difron-4201 проявляет депрессорные свойства, обеспечивает снижение вязкости нефти, особенно заметное ниже температуры застывания.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Брагинский О.Б. Мировой нефтегазовый комплекс. М.: Наука, 2004, 605 с.
2. Пересиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 653 с.
3. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК, 2005. № 6. С. 36-40.
4. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, 1990, 226 с.
5. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвле-чения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. 1999. № 1. С. 16 -23.
6. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России // Геология нефти и газа. 2005. № 1. С. 53-59.
7. Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запасов // Нефтяное хозяйство. 2005. № 6. С. 57 - 59.
8. Новиков А.А. Физико-химические основы процессов транспорта и хранения нефти и газа. Томск: Изд-во ТПУ, 2005. 111 с.
9. Агопкин В.М. Трубопроводы для транспортировки высоковязкой и застывающей нефти. М.: Информнефтегазстрой, 1982. 36 с.
10. Туйко П.В., Челинцев С.Н., Максютин И.В. Исследование реологических свойств нефти // Ухта: УГТИ, 1999.
54 с.
11. Егорев А.В. Экспресс-метод оценки эффективности и оптимальных дозировок депрессорных присадок к парафинистым нефтям // Вестник Казанского технологического университета. 2011. № 11. С. 85-87.
12. Методика определения температуры застывания нефтей и нефтепродуктов. Куйбышев: Гипровостокнефть,1971. 8 с.
13. Губин В.Е., Скрипников Ю.В. Пиядаш М.Н. О тиксотропных характеристиках парафинистой нефти // Тр. ВНИИСПТнефть. В сб.: Подготовка и транспорт нефти и нефтепродуктов, 1973. Вып.11. С. 3-6
14. И.Н. Дияров и др. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: учеб. пособие для вузов / Л.: Химия, 1990. 240 с.
15. Инструкция по эксплуатации Реотест 2.1. Цилиндрический и конусно пластинчатый ротационный вискозиметр. VEB MLW. - SITZFREITAL. 1986. 47 с.
REFERENCES
1. Braginskiy O.B. Mirovoy neftegazovyy kompleks [World oil and gas complex]. Moscow, Nauka Publ., 2004, 605 p.
2. Peresiyantsev M.N. Dobycha nefti voslozhnennykh usloviyakh [Oil production in difficult conditions]. Moscow, Nedra-Biznestsentr Publ., 2000. 653 p.
3. Maksutov R., Orlov G., Development of stocks of high-viscosity oils in Russia. TekhnologiiTEK, 2005, no. 6, pp. 36-40 (In Russian).
4. Syunyayev Z.I. Neftyanyye dispersnyye sistemy [Oil disperse systems]. Moscow, Khimiya Publ., 1990, 226 p.
5. Antoniadi D.G., Valuyskiy A.A., Garushev A.R. The state of oil production by methods of increasing oil recovery in the total world production. Neftyanoye khozyaystvo, 1999, no. 1, pp. 16 -23 (In Russian).
6. Gavrilov V.P. The concept of extending the "oil era" of Russia. Geologiya nefti i gaza, 2005, no. 1, pp. 53-59 (In Russian).
7. Zapivalov N.P. Geological and technological features of the development of hard-to-recover reserves. Neftyanoye khozyaystvo, 2005, no. 6, pp. 57 - 59 (In Russian).
8. Novikov A.A. Fiziko-khimicheskiye osnovy protsessov transporta i khraneniya nefti i gaza [Physico-chemical fundamentals of the processes of transport and storage of oil and gas]. Tomsk, TPU Publ., 2005. 111 p.
9. Agopkin V.M. Truboprovody dlya transportirovki vysokovyazkoy izastyvayushchey nefti [Pipelines for transportation of highly viscous and solidifying oil]. Moscow, Informneftegazstroy Publ., 1982. 36 p.
10. Tuyko P.V., Chelintsev S.N., Maksyutin I.V. Issledovaniye reologicheskikh svoystv nefti [The study of the rheological properties of oil]. Ukhta, UGTI Publ., 1999. 54 p.
11. Yegorev A.V. The express method for evaluating the effectiveness and optimal dosages of depressant additives for paraffin oils. Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2011, no. 11, pp. 85-87 (In Russian).
12. Metodika opredeleniya temperaturyzastyvaniya neftey inefteproduktov [Methodology for determining the pour point of oils and petroleum products]. Kuybyshev, Giprovostokneft' Publ.,1971. 8 p.
13. Gubin V.YE., Skripnikov YU.V. Piyadash M.N. On the thixotropic characteristics of paraffin oil. Trudy VNIISPTneft', 1973, no. 11, pp. 3-6 (In Russian)
14. Khimiya nefti. Rukovodstvo k laboratornym zanyatiyam [Chemistry of oil. Guide to laboratory studies]. Leningrad, Khimiya Publ., 1990. 240 p.
15. Instruktsiya po ekspluatatsii Reotest 2.1. Tsilindricheskiy i konusno plastinchatyy rotatsionnyy viskozimetr. VEB MLW. - SITZFRElTAL [Instruction manual Reotest 2.1. Cylindrical and conical lamellar rotational viscometer. VEB MLW. -SITZFREITAL]. 1986. 47 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Гурбанов Гусейн Рамазан оглы, д.х.н., проф., Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности. Адыгезалова Мехпара Бабаверди кызы, к.х.н., доцент, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности.
Пашаева Саида Мейдан кызы, докторант, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности.
Huseyn R. Gurbanov, Dr. Sci. (Chem.), Prof., Azerbaijan State Oil and Industry University.
Mekhpara B. Adygezalova, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof., Azerbaijan State Oil and Industry University.
Saida M. Pashayeva, Graduate Student (Phd), Azerbaijan State Oil and Industry University.
