CC BY
73
УДК 547.022.1
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-3-4-26-31
ВЛИЯНИЕ СОСТАВА АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПРОЦЕСС ПАРАФИНИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
EFFECT OF THE COMPOSITION OF ASPHALTENE DEPOSITS ON THE PROCESS OF WAXING OF MAIN OIL PIPELINES
Хасанов И.И., Каширина Д.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: ilnur.mt@mail.ru E-mail: kashirinaad@mail.ru
Резюме: Объектом исследования является проблема образования и выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в магистральном транспорте нефти. Авторами рассмотрено влияние высокомолекулярных компонентов нефти на ее склонность к образованию АСПО. Изучены основные факторы, от которых зависит интенсивность процесса парафинизации. Установлено, что приоритетным направлением по дальнейшему изучению проблемы парафинизации нефтепроводов является рассмотрение механики осаждения парафина на стенки трубы и разработка методов предотвращения сцепления частиц АСПО с поверхностью.
Ключевые слова: АСПО, магистральный нефтепровод, парафинизация, кристаллизация парафинов.
Для цитирования: Хасанов И.И., Каширина Д.А. Влияние состава асфальтосмолопарафиновых отложений на процесс парафинизации магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 3-4. С. 26-31.
D0I:10.24412/0131-4270-2022-3-4-26-31
Khasanov Ilnur I., Kashirina Darya A.
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: ilnur.mt@mail.ru E-mail: kashirinaad@mail.ru
Abstract: The object of the study is the problem of the formation and precipitation of Asphaltene Deposits (AD) in the main oil transport. The authors considered the influence of high molecular weight components of oil on its tendency to form AD.
The main factors on which the intensity of the waxing process depends are studied. It has been established that the priority direction for further study of the problem of paraffin waxing of oil pipelines is the consideration of the mechanics of paraffin deposition on the pipe walls and the development of methods to prevent adhesion of AD particles to the surface.
Keywords: AD, main oil pipeline, paraffinization, paraffin crystallization.
For citation: Khasanov I.I., Kashirina D.A. EFFECT OF THE COMPOSITION OF ASPHALTENE DEPOSITS ON THE PROCESS OF WAXING OF MAIN OIL PIPELINES. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons, 2022, no. 3-4, pp. 26-31.
DOI:10.24412/0131-4270-2022-3-4-26-31
Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) -тяжелые компоненты нефти, которые представляют собой густую, вязкую массу, темно-коричневого или черного цвета, содержащую в себе парафины, смолы, асфальтены, масла, серу, металлы, а также минеральные вещества в виде растворов солей органических кислот, комплексных соединений или диспергированных минеральных веществ. В состав АСПО также входят некоторое количество воды, механические примеси в виде глины, частиц песчаника, железной окалины и пр. Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей упрочняют АСПО, выступая центрами кристаллизации парафина. Вода, содержащаяся в нефти в жидком состоянии, понижает растворимость парафина и повышает температуру начала его осад-конакопления. Свободная вода, содержащаяся в нефти в виде тонкой эмульсии, оказывает на парафин действие, аналогичное механической примеси, а также повышает вязкость нефти [1, 2].
Наличие АСПО в магистральном трубопроводе приводит к уменьшению его пропускной способности. Если сечение трубопровода слишком мало, это приводит к недостаточному напору даже при больших давлениях. В результате уменьшения проходного сечения увеличиваются
энергозатраты на перекачку нефти за счет наличия сопротивления движению потока нефти, повышается износ оборудования и может произойти закупорка трубопровода за счет нарастания слоя АСПО на стенках. Все это повышает риск возникновения аварийных ситуаций.
Если рассматривать магистральные трубопроводы, которые перекачивают высокопарафинистую и парафи-нистую нефть, то они претерпевают периодическое очищение от АСПО. Технологические трубопроводы нефтеперекачивающих станций имеют более сложную конфигурацию по сравнению с магистральными трубопроводами (наличие переменных сечений, поворотов и тройников). Поэтому в настоящее время технологические трубопроводы не очищаются, и в течение всего жизненного цикла трубопровода на стенках накапливается достаточно большое количество АСПО. Это, в свою очередь, ведет к возникновению дополнительных напряжений в стенке трубы, что влечет за собой повышение опасности разрушения трубопровода. Еще одной проблемой является то, что из-за сужения проходного сечения технологического трубопровода при технологических переключениях на нефтеперекачивающих станциях, особенно при минимальном уровне нефти в резервуарном парке, на подпорном центробежном
насосе, обеспечивающем забор нефти из резервуарного парка и подкачку в магистральный насосный агрегат, может произойти кавитация.
Помимо этого, негативным последствием наличия АСПО на стенках трубопровода является то, что повышение содержания в перекачиваемой нефти отложений ведет к снижению общего выхода легких низкокипящих фракций, что говорит об отрицательном влиянии присутствия высоко-парафинистых компонентов в формируемой смеси. С увеличением доли смол и асфальтенов растет количество гете-роорганических и серосодержащих соединений, что ведет к увеличению затрат на подготовку и переработку нефти.
Процесс образования АСПО определяется многими факторами, среди которых свойства нефти (физико-химические характеристики, групповой химический состав) [3], условия эксплуатации технологического оборудования при добыче, транспорте и хранении нефти (термобарические условия, гидродинамические характеристики потока и т.д.) и др. Особое значение в ряду факторов, определяющих склонность нефти к образованию АСПО, имеют высокомолекулярные компоненты нефти (парафины, смолы, асфальтены), причем не только их количественное содержание, но и состав, строение и взаимное соотношение. Так, в работе [4] авторами было исследовано влияние соотношения асфальтенов и парафинов на примере тяжелой тай-мурзинской и метанонафтеновой северопокурской нефтей. Установлено, что при соотношении асфальтенов и парафинов, равном 0,5; 1:20 значительно усиливается процесс осадкообразования за счет формирования микроструктуры агрегатной формы вне зависимости от типа асфальтенов (рис. 1). Взаимное соотношение содержания высокомолекулярных компонентов нефти определяет характер взаимодействия высокомолекулярных компонентов нефти и при пониженных температурах, то есть в условиях, когда возрастают силы межмолекулярного взаимодействия между отдельными компонентами.
Нефть представляет собой дисперсную систему. Воздействуя на характер взаимодействия между парафинами, смолами и асфальтенами, становится возможным управлять процессами структурообразования в нефтяной системе. АСПО являются сложной структурированной системой, имеющей в своем составе парафины (40-60% масс.), смолисто-асфальтеновые компоненты (10-56% масс.), нефть и неорганические включения (песок, глина, соли, вода). В зависимости от состава и природы нефтяной системы, а также от условий формирования состав АСПО может изменяться [5].
Особое значение в ряду факторов, определяющих склонность нефти к образованию АСПО, имеют высокомолекулярные компоненты нефти (парафины, смолы, асфальтены), причем не только их количественное содержание, но и состав, строение и взаимное соотношение. Последнее определяет характер взаимодействия высокомолекулярных компонентов нефти и при пониженных температурах, то есть в условиях, когда возрастают силы межмолекулярного взаимодействия между отдельными компонентами.
Смолы, входящие в состав АСПО, представлены прежде всего нейтральными смолами, выделенными с помощью силикагеля и хлороформа (четыреххлористого углерода). Основой структуры молекул смол является плоская конденсированная поликарбоциклическая сетка, состоящая
преимущественно из бензольных колец. В этой структурной сетке могут содержаться нафтеновые и гетероциклические кольца (пяти и шестичленные). Периферийная часть конденсированной системы смол АСПО замещена на углеводородные радикалы (алифатические, циклические и смешанные). Природа и количество этих заместителей сильно зависит от свойств нефти. С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с другой - способствуют деформации поверхности кристаллов и возникновению на них новых центров кристаллизации. Степень проявления той или иной тенденции определяется природой смол и обуславливает соответствующую форму и размер кристаллов твердых углеводородов [2].
Асфальтены - это полициклические ароматические сильно конденсированные структуры с короткими алифатическими цепями в виде темно-бурых аморфных порошков. Асфальтены не кристаллизуются и не могут быть разделены на индивидуальные компоненты или узкие фракции. Асфальтены очень склонны к ассоциации и рассматриваются как продукты уплотнения смол. Частица асфальте-нов представляет собой мицеллу, ядро которой состоит из высокомолекулярных полициклических конденсированных соединений преимущественно ароматического характера, а адсорбционный слой образуют низкомолекулярные поверхностно-активные соединения, включающие смолы и нафтеновые кислоты, которые вместе с алифатическими компонентами нефти, образуют сольватную оболочку мицеллы [6].
Обычно под термином «парафины» объединяют всю углеводородную часть отложений. Хотя в данной части и преобладают н-парафины (метановые углеводороды, или алканы с прямой цепью) [7], в меньшем количестве в ней содержатся нафтеновые (циклоалкановые) и ароматические углеводороды с длинными алкильными цепями [8]. Структура парафиновых углеводородов микрокристаллическая, нафтены с длинными алкильными радикалами образуют макрокристаллическую структуру.
Основную долю АСПО составляют те парафины, что содержатся в нефтяной системе в растворенном или кристаллическом состоянии и являются смесью церезинов и насыщенных алканов (парафиновых и изопарафиновых углеводородов). Наряду с парафиновыми углеводородами в состав углеводородной части АСПО входят нафтеновые
I
Рис. 1. Влияние добавок смол и асфальтенов, выделенных из северопокурской нефти, на количество парафинового осадка [4]
12 ■ 10
ф 4
0
Содержание смолистоасфальтеновых веществ, % масс. Нейтральные смолы пКислые смолы "Асфальтены
8
6
2
0
(представленные преимущественно циклопентанами и циклогексанами с длинными боковыми алифатическими цепями нормального и изостроения) и ароматические углеводороды (алкилпроизводные бензолов, нафталинов, бифенилов, фенантренов и флуоренов) [9].
Экспериментальные и практические исследования многочисленных лабораторий нефтедобывающих предприятий показали, что прежде чем парафин выделяется на поверхности, его кристаллы производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой, образуют широкообразную сплошную решетчатую ленту. В такой форме адгезионные свойства парафина усиливаются во много раз, и его способность накапливаться на твердой поверхности значительно увеличивается.
Но если нефть содержит асфальтены в достаточно большом объемном соотношении (4-6% и выше), тогда сказывается их депрессорное действие. Так как асфальтены могут выступать центрами кристаллизации, то, участвуя в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальте-нов, парафиновые молекулы образуют точечную структуру. Таким образом, образования сплошной решетки не происходит. Вследствие этого парафин перераспределяется между множеством мелких центров и осаждение парафинов на поверхности существенно уменьшается [10].
Смолы способствуют созданию условий для образований широкоподобных ленточных парафиновых кристаллов и их осаждению на поверхности металла. При этом они своим присутствием препятствуют воздействию асфальтенов на парафин, нейтрализуя их. Как и асфальтены, смолы также влияют на величину температуры насыщения нефти парафином, но влияние их носит противоположный характер: с ростом их массового содержания в нефти температура насыщения нефти парафином возрастает [11]. Если, например, присутствие смол увеличить с 12 до 32 %, то температура насыщения повысится от 22 до 43 °С.
Для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистого и парафинового компонентов будет обратным: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что, в свою очередь, определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения.
Температура насыщения нефти парафином находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной от концентрации асфальтенов. Следовательно, процесс парафинообразования зависит от соотношения асфальтовых (А) и смолистых (С) соединений в составе нефти. С увеличением параметра А/С температура насыщения будет снижаться: ассоциаты асфальтенов в нефти менее стабилизированы из-за недостатка стабилизирующих компонентов (смол), что и приводит к уменьшению температуры насыщения, процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложение парафина не происходит. При небольших значениях А/С, наоборот, температура насыщения возрастает: асфаль-тены не оказывают воздействия на парафинообразование, парафин свободно выделяется из нефти [12].
В настоящее время достоверно установлена качественная взаимосвязь между фракционным составом твердых углеводородов нефти и интенсивностью накопления
отложений парафина [13]. С повышением содержания тугоплавких углеводородов в нефти интенсивность парафинизации возрастает. Также доказано, что существенное влияние на интенсивность парафинизации трубопроводов оказывают следующие параметры:
- скорость перекачки;
- температурные условия перекачки (температура закачиваемой в трубопровод нефти и температура окружающей среды);
- время парафинизации;
- содержание парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти;
- физико-химические свойства нефти;
- материал стенки трубопроводов.
С увеличением скорости перекачки интенсивность отложений уменьшается. Это объясняется тем, что с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии и возрастает возможность смыва отложившегося парафина. Для трубопроводов существует зависимость месторасположения зоны максимальных отложений от скорости потока. Многочисленные исследования, проведенные с использованием нефтей различных месторождений при разных диаметрах труб, скоростях потока и температурных характеристиках, позволяют сделать вывод о том, что с увеличением скорости потока количество отложений первоначально растет, но начиная с некоторой скорости (значение которой зависит от различных факторов) интенсивность отложений уменьшается.
С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но распределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум отложений от начальных сечений трубопровода смещается к его концу. Это можно связать с теплоизолирующими свойствами отложений. Важной характеристикой процесса парафинизации является изменение интенсивности накопления отложений во времени на различных участках нефтепровода. На начальных участках эффективная толщина отложений возрастает прямо пропорционально времени парафинизации. В зоне максимальных отложений с течением времени наблюдается небольшое снижение интенсивности роста. Непосредственно за зоной максимума отмечается некоторое увеличение темпов роста эффективной толщины отложений. На конечных участках эффективная толщина отложений растет главным образом не за счет отложения парафина непосредственно на стенках труб, а за счет скоплений, вынесенных потоком с участков с более высокой интенсивностью парафинизации, то есть с течением времени происходит некоторое перераспределение отложений.
На интенсивность парафинизации нефтепроводов также влияют физико-химические свойства нефтей, в частности групповой состав парафинов, смол и асфальтенов. Причем особое влияние оказывает соотношения содержание смол и асфальтенов. Если в составе нефти содержание асфальтенов преобладает над содержанием смол, интенсивность парафинизации уменьшается. В противном случае, когда содержание смол преобладает над количеством асфальтенов, на внутренней поверхности нефтепроводов количество отложений увеличивается. В то же время учеными активно исследуются другие физико-химические параметры нефти. Так, в работе [14] авторами было установлено влияние температуры плавления и относительной
Рис. 2. Зависимость удельного выхода АСПО от температуры плавления и относительной плотности АСПВ [14]: ВудАСПО - удельный выход АСПО, Ьпл - температура плавления АСПВ, d490 - относительная плотность АСПВ
1Е+19 2Е+19
счете к
3Е+19
4Е+19
плотности содержащихся в нефти асфальтосмолопара-финовых веществ (АСПВ) на интенсивность образования АСПО, количественная характеристика которого выражается в удельном выходе (рис. 2). Эмпирическое уравнение, описывающее зависимость, справедливо для образования АСПО парафинового типа, когда содержание парафина в АСПВ превалирует над суммой содержания смол и асфальтенов.
На интенсивность накопления парафина на стенках трубопроводов оказывает влияние и материал стенок труб. Степень полярности поверхности различных материалов влияет на интенсивность парафинизации при прочих равных условиях. Чем выше полярность материала, тем слабее сцепляемость его поверхности с парафинами. Запарафиниванию подвержены даже качественно обработанные трубы. Качество обработки материала стенки трубы может оказывать влияние только на начальной стадии накопления парафинов.
При изменении температурного перепада между потоком и внешней средой меняется и зависимость интенсивности отложений парафина от скорости. С понижением температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации парафина) интенсивность и скорость роста отложений (количество парафина, отлагающегося в единицу времени) вначале также увеличивается, но с течением времени скорость отложений уменьшается. Исследования показали, что с увеличением разности температур потока и стенки скорость роста повышалась. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки или постоянной разности температур стенки и потока количество отложений сначала росло и достигало максимума при определенной температуре, затем резко уменьшалось. Отложение начиналось при температуре значительно выше температуры начала кристаллизации парафина.
Температурные условия перекачки (температурные перепады) не только являются одним из главных факторов пара-финизации, но и помогают понять механику осаждения АСПО на стенках нефтепровода.
Кристаллизация парафинов обусловлена температурой массовой кристаллизации. При ее достижении парафины
начинают выпадать в потоке нефти, образуя твердые частицы, которые под действием внутренних (сила тяжести) и внешних (силы межмолекулярного взаимодействия, силы поверхностного натяжения, полярности частицы парафина и металла трубы) сил оседают на внутренней поверхности трубопровода и закрепляются там. При этом температура нефти падает и возникает температурный перепад в направлении теплопередачи.
Необходимыми критериями кристаллизации из пересыщенных растворов являются превышение сил притяжения Ван-дер-Ваальса и водородной связи над кинетической энергией молекулы, соответствие кристаллической решетки (сингония) материала подложки и растущего кристалла [15]. Известно, что сингония кристаллической решетки гидратированных окислов железа (Ре2О3-Н2О), в которые превращается поверхность железа за непродолжительное время, относится к ромбической структуре, а такую же ромбическую структуру имеет кристалл парафина. Поэтому АСПО формируются на металлических поверхностях [16].
Прочность сцепления парафиновых углеводородов со стенками труб зависит от свойств поверхности, ее состояния, а также от материала, который был использован при изготовлении. На начальной стадии осадконакопления прослеживается основное влияние качества обработки металлических поверхностей. Шероховатости и микронеровности поверхности труб выступают в роли очагов вих-реобразования, которые интенсифицируют перемешивание жидкости и замедление скорости потока. В результате чего начинает выделятся газ и парафин, увеличивается адгезия кристаллов парафиновых углеводородов на внутренней поверхности стенок. С течением времени чистота обработки поверхности перестает играть существенную роль, так как все неровности заполняются слоем парафина небольшой толщины. На интенсивность образования отложений влияют свойства материала - а именно степень их полярности, - из которого изготовлено нефтепромысловое оборудование. Чем выше значение полярности материала, тем меньше интенсивность образования АСПО и лучше гидрофильные свойства. Это объясняется низкой адгезией кристаллов парафиновых углеводородов. Стекло обладает самой высокой полярностью, соответственно у нее самая низкая интенсивность образования АСПО. Полиэтилен в связи со строением, схожим с предельными углеводородами нормального ряда, обладает высокой интенсивностью образования парафиновых углеводородов. Таким образом, чем выше значение полярности материала поверхности труб и лучше качество обработки, тем ниже адгезия кристаллов парафина и меньше скорости, при которых будет происходить смыв отложений.
Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности труб по направлению теплопередачи. Такие отложения формируются при соблюдении ряда условий: наличия в нефти высокомолекулярных углеводородов, в первую очередь метанового ряда; снижения температуры потока до значений, при которых происходит выпадение твердой фазы; наличия подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются углеводороды и с которой они настолько прочно сцепляются, что возможность срыва отложений потоком при заданном технологическом режиме практически исключается.
0
На сегодняшний день борьба с парафинизацией нефтепроводов в магистральном транспорте нефти ведется по двум направлениям - предотвращение образования отложений и очистка нефтепроводов от уже сформировавшихся АСПО. Каждый из методов имеет индивидуальные недостатки; достижение наилучшего эффекта при эксплуатации магистральных нефтепроводов достигается путем комбинирования данных методов. В то же время существенные затраты на использование химических реагентов и потенциальный риск простоя нефтепровода в результате
застревания очистного скребка требуют иного подхода к решению проблемы выпадения АСПО. Одним из потенциальных направлений исследования борьбы с парафиновыми отложениями является изучение механики осаждения парафина на внутренней поверхности трубопроводов. Предотвращение сцепления кристаллизующих частиц парафина со стенкой трубы путем нанесения материала с высокой полярностью позволит сохранить рабочее сечение нефтепровода и существенно уменьшит число запусков очистных устройств.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Вайсман Я.И., Коротаев В.Н., Куликова Ю.В. и др. Перспективы переработки асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 12. С. 140-144.
2. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Хамидуллин Р.Ф. Состав и структура асфальтеносмолопарафиновых отложений Татарстана // Технологии нефти и газа. 2006. № 4. С. 34-41.
3. Гумеров К.О., Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Исследование физических свойств водонефтяных дисперсных систем в процессе их движения через погружные центробежные насосы // Нефтегазовое дело. 2013. № 4. С. 73-76.
4. Бешагина Е.В., Юдина Н.В., Лоскутова Ю.В. Кристаллизация нефтяных парафинов в присутствии поверхностно-активных веществ // Нефтегазовое дело. 2007. № 2. С. 1-8.
5. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Леонтьев А.Ю., Логинова Е.А. Применение асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 4. С. 32-39.
6. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Сулейманов А.Т. и др. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. 2006. № 6. С. 19-24.
7. Петрова Л.М., Форс Т.Р., Юсупова Т.Н. и др. Влияние отложения в пласте твердых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки месторождений // Нефтехимия. 2005. Т. 45. № 3. С. 189-195.
8. Агаев С.Г., Землянская Е.О., Гультяев С.В. Парафиновые отложения Верхнесалатского месторождения нефти Томской области // Нефтепереработка и нефтехимия. 2006. № 3. С. 8-12.
9. Ганеева Ю.М., Юсупова Ю.М., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. 2011. Т. 80. С. 1034-1050.
10. Баймухаметов М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана: автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17. Уфа, 2005. 28 с.
11. Горбаченко В.С., Демяненко Н.А. Рассмотрение процесса образования и исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник Гомельского государственного технического университета им. П.О. Сухого. 2016. № 3 (66). С. 17-23.
12. Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения Прибрежное: автореф. дис. канд. хим. наук: 02.00.13. Краснодар, 2003. 24 с.
13. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. 2011. № 1. С. 268-284.
14. Байда А.А., Гребнев А.Н., Мозырев А.Г., Агаев С.Г. Влияние физико-химических свойств асфальтосмолопарафиновых веществ на образование асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефть и газ. 2017. № 4. С. 116-121.
15. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии: Поверхностные явления и дисперсные системы. М.: Химия, 1982. 305 с.
16. Сорокин А.В., Хавкин А.Я. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение&Нефть. 2007. № 10. С. 30-31.
REFERENCES
1. Vaysman YA.I., Korotayev V.N., Kulikova YU.V. Prospects for the processing of asphalt, resin and paraffin deposits. Neftyanoye khozyaystvo, 2013, no. 12, pp. 140-144 (In Russian).
2. Sharifullin A.V., Baybekova L.R., Khamidullin R.F. Composition and structure of asphaltene-resin-paraffin deposits of Tatarstan. Tekhnologiineftiigaza, 2006, no. 4, pp. 34-41 (In Russian).
3. Gumerov K.O., Zeygman YU.V., Gumerov O.A. Investigation of the physical properties of water-oil dispersed systems during their movement through submersible centrifugal pumps. Neftegazovoye delo, 2013, no. 4, pp. 73-76 (In Russian).
4. Beshagina YE.V., Yudina N.V., Loskutova YU.V. Crystallization of petroleum paraffins in the presence of surfactants. Neftegazovoye delo, 2007, no. 2, pp. 1-8 (In Russian).
5. Khasanov I.I., Shakirov R.A., Leont'yev A.YU., Loginova YE.A. Application of asphalt, resin and paraffin deposits as internal thermal insulation of main oil pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2018, no. 4, pp. 32-39 (In Russian).
6. Sharifullin A.V., Baybekova L.R., Suleymanov A.T. Features of the composition and structure of oil deposits. Tekhnologii nefti i gaza, 2006, no. 6, pp. 19-24 (In Russian).
7. Petrova L.M., Fors T.R., Yusupova T.N. Influence of deposition of solid paraffins in the reservoir on the phase state of oils in the process of field development. Neftekhimiya, 2005, vol. 45, no. 3, pp. 189-195 (In Russian).
8. Agayev S.G., Zemlyanskaya YE.O., Gul'tyayev S.V. Paraffin deposits of the Verkhnesalatskoye oil field of the Tomsk region. Neftepererabotka ineftekhimiya, 2006, no. 3, pp. 8-12 (In Russian).
9. Ganeyeva yU.M., Yusupova YU.M., Romanov G.V. Asphalten nanoaggregates: structure, phase transformations, influence on the properties of oil systems. Uspekhikhimii, 2011, vol. 80, pp. 1034-1050 (In Russian).
10. Baymukhametov M.K. Sovershenstvovaniye tekhnologiy bor'by s ASPO v neftepromyslovykh sistemakh na mestorozhdeniyakh Bashkortostana. Diss. kand. tekhn. nauk [Improving the technologies for combating ARPD in oilfield systems at the fields of Bashkortostan. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2005. 28 p.
11. Gorbachenko V.S., Demyanenko N.A. Consideration of the process of formation and study of the properties of asphalt, resin and paraffin deposits. Vestnik Gomel'skogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta im. P.O. Sukhogo, 2016, no. 3 (66), pp. 17-23 (In Russian).
12. Goroshko S.A. Vliyaniye ingibitorov parafinootlozheniy na effektivnost' transporta gazovogo kondensata mestorozhdeniya «Pribrezhnoye». Diss. kand. khim. nauk [Influence of inhibitors of paraffin deposits on the efficiency of transport of gas condensate from the Pribrezhnoye field. Cand. chem. sci. diss.]. Krasnodar, 2003. 24 p.
13. Ivanova L.V., Burov YE.A., Koshelev V.N. Asphalt, resin and paraffin deposits in the processes of production, transport and storage. Neftegazovoye delo, 2011, no. 1, pp. 268-284 (In Russian).
14. Bayda A.A., Grebnev A.N., Mozyrev A.G., Agayev S.G. Influence of physical and chemical properties of asphalt, resin and paraffin substances on the formation of asphalt, resin and paraffin deposits. Neft i gaz, 2017, no. 4, pp. 116-121 (In Russian).
15. Frolov YU.G. Kurs kolloidnoy khimii: Poverkhnost. yavleniya idispers. Sistemy [Course of colloid chemistry: Surface phenomena and dispersion systems]. Moscow, Khimiya Publ., 1982. 305 p.
Sorokin A.V., Khavkin A.YA. Features of the physicochemical mechanism of formation of ARPD in wells. Bureniye&Neft,
2007, no. 10, pp. 30-31 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Хасанов Ильнур Ильдарович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Каширина Дарья Алексндровна, магистрант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Ilnur I. Khasanov, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Darya A. Kashirina, Undergraduate of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
