Обоснование комплексной технологии предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче высокопарафинистой нефти погружными электроцентробежными насосами из многопластовых залежей

Введение

Месторождения нефти с повышенным содержанием парафина широко распространены во всем мире [29, 32, 36]. В настоящее время разработка и внедрение передовых технологий добычи, подготовки и транспорта высокопарафинистых нефтей в сложных природно-климатических условиях приобретает особое значение, формируя инновационный потенциал для дальнейшего освоения месторождений Арктической зоны РФ [27]. Нефти по содержанию парафина делятся на три группы: малопарафинистые (менее 1,5 % по массе), парафинистые (от 1,5 до 6,0 % по массе) и высокопарафинистые (свыше 6,0 % по массе), а по содержанию смолисто-асфальтеновых веществ – на малосмолистые (менее 5,0 % по массе), смолистые (5,0-15,0 % по массе) и высокосмолистые (свыше 15,0 % по массе) [14]. В статье [11] предложено нефти с содержанием парафина свыше 6,0 % по массе дополнительно классифицировать на следующие подгруппы: умеренно парафинистые (6,0-10,0 % по массе), высокопарафинистые (10,0-20,0 % по массе) и сверхвысокопарафинистые (свыше 20,0 % по массе). Отмечается, что на долю нефти с содержанием парафина свыше 6,0 % по массе приходится около 27 % мировых запасов, половину из которых составляют высоко- и сверхвысокопарафинистые нефти.

В России и бывших странах СССР известно свыше 300 месторождений высокозастывающих аномальных нефтей. Основные запасы и объемы добычи таких нефтей в России приходятся на Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию (НГП) [7, 26]. Государственным балансом запасов полезных ископаемых в Тимано-Печорской провинции на 01.01.2019 г. учтены 239 месторождений нефти и газа (из которых 213 нефтяных, 16 нефтегазоконденсатных, 5 газонефтяных и 5 нефтегазовых). Доля Северо-Западного региона в структуре добычи нефти в РФ составляет 5,4-6,2 %. Так, добыча нефти в 2019 г. составила 31,2 млн т [20]. Большинство нефтей Тимано-Печорской НГП относится к аномальным – это высокопарафинистые нефти, застывающие при положительных температурах, и тяжелые высоковязкие нефти [8, 15, 35]. Отличительной особенностью высокопарафинистых нефтей является их высокотемпературная вязкость и выраженные структурно-механические (вязкопластичные, тиксотропные и вязкоупругие) свойства, обусловленные процессами кристаллизации парафиновых углеводородов и структурообразования при снижении температуры до уровня ниже температуры насыщения нефти парафином [6, 29, 31]. Так, нефти продуктивных отложений среднего и верхнего девона ряда месторождений (Харьягинское, Кыртаельское, Южно-Лыжское, Восточно-Саратаюское, Восточно-Харьягинское, Западно-Саратаюское, Лекхарьягинское и др.), относящихся по величине начальных извлекаемых запасов к категории средних и мелких, характеризуются крайне высоким содержанием парафина (свыше 20 % по массе) и температурами застывания от 25 до 40 °С [12, 17]. Большинство месторождений являются многопластовыми [16, 18].

Осложнения, связанные с парафинизацией внутрискважинного оборудования, наиболее остро возникают при добыче высокопарафинистой нефти на Кыртаельском, Южно-Лыжском, Северо-Кожвинском и Южно-Кыртаельском месторождениях, разрабатываемых ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» [17, 30]. Основная промышленная нефтегазоносность Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района, расположенного в юго-западной части Печоро-Колвинской нефтегазоносной области, связана с эйфельскими, старооскольскими и джьерскими отложениями среднедевонско-франского поддоманикового нефтегазоносного комплекса, содержащего 95,7 % извлекаемых запасов нефти, 100 % конденсата и 97,8 % газа. Небольшие залежи углеводородов и нефтепроявления выявлены на территории Печоро-Кожвинского мегавала в отложениях доманиково-турнейского, нижне-верхневизейского, верхневизейско-нижнепермского и средне-верхнепермского нефтегазоносных комплексов [16, 22].

Постановка задачи

К настоящему времени разработано значительное количество методов и технологий борьбы с АСПО во внутрискважинном оборудовании как для предупреждения образования, так и удаления уже сформировавшихся органических отложений [4, 5, 9]. Наиболее распространенными способами борьбы с органическими отложениями во внутрискважинном оборудовании в силу малых затрат и простоты реализации являются методы механической и тепловой депарафинизации [12, 13, 23].

Физико-химические свойства и состав скважинной продукции, дебит и способ эксплуатации скважины, интенсивность и интервал парафинообразования, компонентный состав органических отложений являются наиболее важными факторами, определяющими эффективность применения тех или иных методов борьбы с АСПО [13, 33, 34]. Основными критериями технологической эффективности проводимых мероприятий по предупреждению образования и удалению органических отложений во внутрискважинном оборудовании являются такие показатели как межочистной и межремонтный периоды работы добывающих скважин. Данные показатели, с одной стороны, характеризуют условия эксплуатации скважин (например, степень интенсивности процессов парафинообразования), а с другой – состояние и качество работ, проводимых по подбору, обслуживанию и ремонту внутрискважинного оборудования, в том числе эффективность мероприятий по предупреждению образования органических отложений и их удалению с помощью различных методов [24]. Промысловый опыт показывает, что наиболее предпочтительным и эффективным является применение комплексных методов и технологий предотвращения образования АСПО, что позволяет с учетом геолого-физических условий разработки нефтяного месторождения свести к минимуму количество осложнений на действующем фонде скважин, повысить межочистной и межремонтный периоды их работы, а также исключить эффект «пилообразного» изменения дебита скважины в случае периодического применения методов удаления АСПО [10].

Анализ накопленного опыта эксплуатации нефтедобывающих скважин Кыртаельского месторождения, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов (ЭЦН), показывает, что основными осложняющими факторами являются:

• интенсивное образование АСПО (содержание парафина в нефти продуктивных пластов D_2st и D_2ef составляет 21,3 и 37,9 % по массе соответственно);
• высокий газовый фактор (среднее значение для залежей D_2st и D_2ef равно 231,4 и 87,1 м³/т соответственно);
• высокотемпературная вязкость (нефть верхней части эйфельского яруса характеризуется высокими значениями температуры застывания – 38-40 °С, предела текучести и эффективной вязкости в области температур ниже температуры фазового перехода парафина в ней) [17].

Основными методами борьбы с АСПО на Кыртаельском месторождении при эксплуатации скважин, оборудованных погружными установками ЭЦН, являются:

• механические (очистка внутренней поверхности колонны НКТ осуществляется преимущественно с применением стационарных и передвижных установок по депарафинизации скважин с полуавтоматическим приводом со средней частотой 2-4 раза в сутки и, в меньшем объеме, с применением механизмов с автоматическим приводом – лебедок МДСА «Сулейманова» до 6-8 раз в сутки);
• тепловые (промывки горячей нефтью внутрискважинного оборудования и выкидных линий, применение греющих кабельных линий с управляемым нагревом, индукционных нагревателей манифольда и обратного клапана фонтанной арматуры);
• применение насосно-компрессорных труб с защитным покрытием;
• депарафинизация колонны НКТ без подъема глубиннонасосного оборудования с применением гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) – колтюбинг, для осложненного фонда добывающих скважин (залежь D_2ef) опытным путем установлен оптимальный межочистной период, равный 10 сут; между обработками колонны лифтовых труб с помощью ГНКТ дополнительно проводятся тепловые обработки внутрискважинного оборудования и выкидных линий;
• комбинированные – совместное применение НКТ с силикатно-эмалевым покрытием и греющих кабельных линий с периодическим проведением мероприятий по механической очистке лифтовых труб.

Анализ ситуации по депарафинизации скважин на Кыртаельском месторождении показывает, что мероприятия, проводимые с целью предупреждения образования и удаления отложений АСПО во внутрискважинном нефтепромысловом оборудовании при добыче высокозастывающей аномальной нефти, несмотря на определенные успехи в данном направлении, не позволяют в полной мере исключить возникновение осложнений и минимизировать их последствия. Остановки средне- и высокодебитных скважин по причине парафинизации колонны НКТ с последующим их выходом в капитальный ремонт значительно снижают показатели по добыче нефти, приводят к сокращению межремонтного и межочистного периодов работы добывающих скважин и росту удельных эксплуатационных затрат по депарафинизации. В связи с этим требуется совершенствование существующих и разработка новых методов и технологий борьбы с органическими отложениями, являющихся наиболее приемлемыми при эксплуатации скважин, оборудованных погружными установками ЭЦН, на многопластовых месторождениях высокопарафинистой нефти Тимано-Печорской провинции.

Методика исследований

Нефти продуктивных пластов D_2ef (верхняя часть эйфельского яруса) и D_2st (старооскольская нефтегазоконденсатная залежь – основной объект разработки) Кыртаельского месторождения по содержанию парафина относятся к категории высокопарафинистых. Исследуемые нефтяные дисперсные системы (НДС) существенно отличаются как по компонентному составу, так и содержанию высокомолекулярных парафиновых углеводородов, что обуславливает различие их физико-химических и реологических свойств. Предлагается рассмотреть возможность применения технологии одновременно-раздельной добычи высокозастывающей аномальной нефти залежи D_2ef совместно со старооскольской нефтью, характеризующейся меньшим содержанием парафина и проявлением структурно-механических свойств.

С целью обоснования эффективности предлагаемой технологии одновременно-раздельной добычи высокопарафинистой нефти из продуктивных пластов D_2ef и D_2st Кыртаельского месторождения был выполнен расчет с использованием симулятора установившегося многофазного потока PIPESIM. Численное моделирование осуществляется с учетом модели двух- и трехфазного состояния флюида. Применение модуля Multiflash Wax обеспечивает детальное описание процесса образования парафина и поведения жидкой фазы при изменении термобарических условий на основе построения модели термодинамического равновесия [2, 37].

Определение физико-химических свойств устьевых безводных проб нефтей, отобранных с ряда скважин, вскрывших терригенные отложения среднего девона на Кыртаельском месторождении, проводилось в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002. Температура застывания исследуемых высокопарафинистых нефтей и их смесей определялась согласно ГОСТ 20287-91 (метод Б). Определение группового углеводородного состава безводных проб нефтей проводилось в соответствии с ГОСТ 11851-85 (метод А).

Исследование реологических свойств высокопарафинистых нефтей Кыртаельского месторождения и их смесей осуществлялось методом ротационной вискозиметрии по стандартным и разработанным методикам [1, 19, 28]. Реологические исследования проводились на ротационном реометре Rheotest RN 4.1 с использованием цилиндрической измерительной системы Н1. Данная система позволяет проводить измерения вязкости жидкости в рекомендуемом интервале 10-10⁵ мПа∙с при регулируемом напряжении и скорости сдвига в диапазоне 0,2-2000 с^–1. Необходимый объем жидкости для проведения испытания составляет 35 мл. Регулирование и поддержание температурного режима в исследуемом диапазоне 65-20 °С осуществлялось с помощью циркуляционного термостата Julabo F25-ME.

Величина предельного (статического) напряжения сдвига исследуемых высокопарафинистых нефтей Кыртаельского месторождения и их смесей при заданной температуре определялась в режиме Controlled Shear Stress при регулируемом увеличении напряжения сдвига от 0 до 10, 50, 100 и 150 Па в течение 100, 200 и 400 с соответственно в зависимости от температуры и равнялась такому значению напряжения сдвига, при котором скорость сдвига становится отличной от нуля. Определение кривых течения и эффективной вязкости исследуемых нефтей и их смесей при заданной температуре осуществлялось в режиме Shear Rate Ramp при плавно (линейно) изменяемой скорости сдвига в диапазоне 0-300 с^–1 в течение 300 с. Значение температуры, соответствующей началу структурообразования в исследуемых НДС при их охлаждении, косвенно оценивалось по полученным для разных режимов течения вязкостно-температурным характеристикам согласно методике, изложенной в работах [1, 21]. Точка пересечения двух касательных к построенной вязкостно-температурной характеристике в полулогарифмических координатах при определенной скорости сдвига соответствует температуре начала структурообразования.

Результаты

По известному компонентному составу пластовой нефти (табл.1) с помощью модуля Multiflash Wax построены диаграммы фазового равновесия углеводородной системы для продуктивных пластов D_2ef и D_2st Кыртаельского месторождения.

Таблица 1

Компонентный состав пластовой нефти залежей D_2ef и D_2st [2, 37]

Элемент		Значение
		Залежь D2ef	Залежь D2st
Компонентный состав пластовой нефти, % мольн.
Метан		24,44	9,77
Этан		8,71	3,19
Пропан		10,30	3,01
Изобутан		1,52	2,38
Н-бутан		6,70	1,05
Изопентан		2,23	0,71
Н-пентан		4,26	0,51
Гексан		6,60	0,64
Гептан		6,12	17,32
Октан		7,43	25,80
С9+		20,53	35,23
Углекислый газ		0,13	0,10
Азот		1,03	0,29
Гелий		0,01	–
Молекулярная масса, г/моль		147,97	232,60

На текущем этапе решение поставленной задачи осуществлялось с использованием функции Blend Fluid (смешение флюида) в модуле Multiflash Wax, позволяющей по известному компонентному составу исходных нефтей определить фазовое поведение полученной смеси при различных соотношениях входящих в нее компонентов. На рис.1 представлены диаграммы фазового равновесия углеводородных систем для залежей D_2ef, D_2st Кыртаельского месторождения и их смесей в различных соотношениях с определением значений температуры насыщения их парафином.

Анализ результатов моделирования показывает, что фазовый переход парафина в старооскольской нефти по сравнению с высокозастывающей аномальной нефтью залежи D_2ef происходит при более низкой температуре, что подтверждается результатами экспериментальных исследований. Так, температура насыщения исследуемых нефтей парафином для залежей D_2ef и D_2st при атмосферном давлении составляет 58,15 и 44,21 °С, а содержание парафина в нефти 28,53 и 12,08 % по массе соответственно. Существенная разница между полученными результатами моделирования и экспериментальными данными по содержанию парафина в нефти верхней части эйфельского яруса может быть обусловлена неравномерным распределением парафина по залежи D_2ef, которое изменяется в широких пределах от 25,3 до 37,9 % по массе. Установлено, что с уменьшением доли высокозастывающей аномальной нефти залежи D_2ef в смеси со старооскольской нефтью наблюдается существенное снижение массового содержания парафина в смеси и температуры ее насыщения парафином, что, в свою очередь, будет способствовать снижению глубины и интенсивности образования органических отложений во внутрискважинном оборудовании (табл.2).

Таблица 2

Изменение массового содержания парафина в исследуемых НДС и температуры их насыщения парафином

Результаты экспериментальных исследований физико-химических свойств устьевых безводных проб нефтей, отобранных с ряда скважин, вскрывших терригенные отложения среднего девона на Кыртаельском месторождении, представлены в табл.3.

По физико-химическим свойствам нефти Кыртаельского месторождения относятся к особо легким, высокозастывающим, высокопарафинистым и смолистым [14]. Основными структурообразующими компонентами в исследуемых НДС являются парафиновые углеводороды, содержание которых в нефти залежей D_2ef и D_2st составляет 32,29 и 12,42 % по массе соответственно.

Результаты определения группового углеводородного состава исследуемых высокопарафинистых нефтей и их смесей представлены в табл.4.

Таблица 3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти залежей D_2ef и D_2st

Таблица 4

Групповой углеводородный состав нефтей Кыртаельского месторождения и их смесей

Установлено, что с увеличением в смеси доли старооскольской нефти прежде всего наблюдается существенное снижение содержания парафиновых углеводородов по сравнению с исходной нефтью верхней части эйфельского яруса (залежь D_2ef). Содержание смол и асфальтенов при смешении исследуемых нефтей в отличие от парафиновых углеводородов изменяется незначительно.

Результаты экспериментальных исследований, описывающие изменение температуры застывания высокозастывающей аномальной нефти залежи D_2ef при ее смешении со старооскольской нефтью (залежь D_2st) в соотношениях 75/25, 50/50, 25/75 и 10/90 представлены на рис.2. Установлено, что зависимость температуры застывания исследуемых нефтяных дисперсных систем от содержания старооскольской нефти в смеси от 25 до 90 % по массе является квадратичной функцией. Так, при содержании в смеси старооскольской нефти в количестве 50 и 75 % по массе температура застывания снижается на 4,0 и 6,0 °С соответственно.

Многократное увеличение предельного (статического) напряжения сдвига высокопарафинистых нефтей залежей D_2ef и D_2st Кыртаельского месторождения наблюдается при температурах ниже 40,0 и 32,5 °С соответственно, что косвенно свидетельствует о начале образования прочной пространственной структуры в исследуемых НДС (рис.3). При увеличении содержания в смеси доли старооскольской нефти от 50 до 75 % по массе температура, соответствующая началу образования прочной пространственной структуры, снижается на 5,0 °С, а предельное напряжение сдвига смеси – до 10 раз по сравнению с высокозастывающей аномальной нефтью верхней части эйфельского яруса.

Полученные результаты исследования реологических свойств смесей высокозастывающей аномальной нефти залежи D_2ef со старооскольской нефтью в различных соотношениях позволили оценить температуру начала структурообразования исследуемых НДС на основе обработки их вязкостно-температурных характеристик, соответствующих широкому диапазону скоростей сдвига (рис.4). Установлено, что температура начала структурообразования в исследуемом диапазоне скоростей сдвига (0-300 с^–1) снижается на 2,5 °С. Для нефтей продуктивных пластов D_2ef и D_2st Кыртаельского месторождения в исследуемой области условно выделяется критическая скорость сдвига, равная 50,6 и 30,4 с^–1 соответственно, выше которой температура начала структурообразования остается постоянной. Анализ вязкостно-температурных характеристик исследуемых НДС показывает, что с увеличением содержания старооскольской нефти в смеси от 25 до 75 % по массе наблюдается снижение температуры начала структурообразования и критической скорости сдвига по сравнению с высокозастывающей аномальной нефтью залежи D_2ef. Так, при содержании в смеси старооскольской нефти 50 и 75 % по массе температура начала структурообразования в исследуемом диапазоне скоростей сдвига снижается на 3,1 и 5,6 °С соответственно.

На рис.5 представлены зависимости, описывающие изменение эффективной вязкости исследуемых высокопарафинистых нефтей Кыртаельского месторождения и их смесей от температуры. Выявлено, что с увеличением содержания в смеси старооскольской нефти от 25 до 90 % по массе наблюдается многократное снижение значений эффективной вязкости исследуемых нефтяных дисперсных систем в диапазоне температур ниже 40,0 °С.

Успешность проведения опытно-промысловых испытаний разработанной комплексной технологии предупреждения образования АСПО при добыче высокопарафинистой нефти из продуктивных пластов D_2ef и D_2st Кыртаельского месторождения зависит от ряда факторов. Во-первых, для осложненного фонда добывающих скважин следует предусмотреть выбор перспективных компоновок внутрискважинного оборудования, надежность и эффективность которых подтверждены опытом эксплуатации на ряде других многопластовых месторождений. При реализации системы совместной разработки продуктивных пластов ключевым требованием является обеспечение индивидуального контроля по каждому объекту и осуществление раздельного управления работой каждого из пластов в режиме реального времени – с замером на забое скважин давления, температуры и производительности отдельных пластов [3]. На основании проведенного патентно-литературного обзора предлагается компоновка глубиннонасосного оборудования, которая позволит реализовать технологию одновременно-раздельной добычи (ОРД) высокозастывающей аномальной нефти из залежи D_2ef совместно со старооскольской нефтью в условиях Кыртаельского месторождения.

Компоновка ОРД c применением дуальной системы (АО «Новомет-Пермь») предназначена для разобщения зон перфорации двух продуктивных пластов с помощью пакерно-якорной системы при одновременно-раздельной эксплуатации пластов двойной погружной электроцентробежной насосной установкой.

Основными преимуществами технологии одновременно-раздельной эксплуатации с применением дуальных систем являются [25]: снижение капитальных затрат на строительство дополнительной скважины; эксплуатация в скважинах с обсадными колоннами диаметром от 146 мм; изолированная эксплуатация двух объектов разработки и учет добываемой продукции с каждого пласта; дифференциальное воздействие на каждый пласт с возможностью регулирования отбора жидкостей; эффективная разработка пластов при больших расстояниях между ними. Схема компоновки внутрискважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче нефти c применением дуальной системы представлена на рис.6.

В качестве дополнительного внутрискважинного оборудования при проведении опытно-промысловых испытаний технологии ОРД высокопарафинистой нефти в условиях Кыртаельского месторождения следует предусмотреть установку газосепаратора с целью предотвращения негативного влияния свободного газа на работу верхней насосной установки.

Необходимое соотношение добываемых нефтей в смеси обеспечивается путем управления параметрами работы нижней и верхней насосных установок через станции управления скважиной, оснащенных частотным преобразователем. Величины извлекаемых запасов нефти на Кыртаельском месторождении в полной мере позволяют придерживаться рекомендуемых соотношений при совместной добыче высокозастывающей аномальной нефти залежи D_2ef со старооскольской нефтью (от 50/50 до 10/90 соответственно).

Заключение

Осложнения, возникающие при добыче высокопарафинистых нефтей, приводят к существенному снижению отборов нефти, сокращению межремонтного и межочистного периодов работы добывающих скважин и росту удельных эксплуатационных затрат по депарафинизации. Обладая многими достоинствами, существующие методы и технологии борьбы с АСПО не способны решить данную проблему в полной мере, а экономические затраты на проведение мероприятий по предупреждению образования и удалению органических отложений во внутрискважинном оборудовании при добыче высокопарафинистой нефти остаются весьма высокими.

Предложенная авторами комплексная технология предупреждения образования АСПО при добыче высокозастывающей аномальной нефти (с содержанием парафина свыше 30 % по массе) из многопластовых залежей, основанная на применении специального внутрискважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и выборе режима работы скважины с учетом особенностей реологического поведения высокопарафинистых нефтей (проявление сверханомалий вязкости и наличие структурно-механических свойств) при разных температурных условиях и режимах течения, позволит снизить риски возникновения негативных последствий, связанных с интенсивным образованием во внутрискважинном оборудовании органических отложений, повысит межочистной и межремонтный периоды работы добывающих скважин осложненного фонда. Результаты теоретических и лабораторных исследований показывают, что с уменьшением доли высокопарафинистой нефти продуктивного пласта D_2ef в смеси со старооскольской нефтью Кыртаельского месторождения наблюдается снижение массового содержания парафина в смеси и температуры насыщения ее парафином, глубины и интенсивности образования органических отложений в колонне НКТ, температуры застывания и улучшение реологических свойств исследуемых структурированных дисперсных систем.

Авторский коллектив выражает искреннюю признательность и благодарность В.И.Акшаеву и А.В.Кулешу, а также научным сотрудникам, специалистам и руководству филиала «ПермНИПИнефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Перми: С.А.Лапшиной, С.Е.Быкову, Р.М.Габнасырову, А.В.Митрошину и Н.А.Лядовой за оказанное содействие, полезные советы и замечания.

Литература

1. Александров А.Н. Исследование реологических свойств высокопарафинистой нефти / А.Н.Александров, М.К.Рогачев, И.Р.Раупов // Территория НЕФТЕГАЗ. 2018. № 6. С. 52-62.
2. Александров А.Н. Моделирование образования твердых органических частиц в высокопарафинистой пластовой нефти / А.Н.Александров, М.А.Кищенко, М.К.Рогачев // Инженер-нефтяник. 2018. № 2. С. 42-49.
3. Барышников А.В. Регулирование разработки Приобского месторождения с применением технологии одновременно-раздельной закачки воды / А.В.Барышников, А.Н.Янин. Тюмень-Курган: Зауралье, 2013. 344 с.
4. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений /В.Н.Глущенко, М.А.Силин, Ю.Г.Герин. М.: Интерконтакт Наука, 2009. 475 с.
5. Голубев И.А. Практика применения аппаратов магнитной обработки для интенсификации процессов первичной подготовки нефти / И.А.Голубев, А.В.Голубев, А.Б.Лаптев // Записки Горного института. 2020. Т. 245. С. 554-560. DOI: 10.31897/PMI.2020.5.7
6. Девликамов В.В. Аномальные нефти / В.В.Девликамов, М.М.Кабиров, З.А.Хабибуллин. М.: Недра, 1975. 168 с.
7. Долгий И.Е. Способы увеличения нефтеотдачи при комплексном освоении Ярегского нефтетитанового месторождения // Записки Горного института. 2018. Т. 231. С. 263-267. DOI: 10.25515/PMI.2018.3.263
8. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: Автореф. дис. … д-ра техн. наук. Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2003. 43 с.
9. Злобин А.А. Изучение механизма магнитной активации нефти для защиты добывающих скважин от асфальтеносмолопарафиновых отложений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2017. Т. 16. № 1. С. 49-63. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.1.6
10. Ибрагимов Н.Г. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Н.Г.Ибрагимов, В.П.Тронов, И.А.Гуськова. М.: Нефтяное хозяйство, 2011. 240 с.
11. Ильин А.Н. Высокопарафинистые нефти: закономерности пространственных и временных изменений их свойств / А.Н.Ильин, Ю.М.Полищук, И.Г.Ященко // Нефтегазовое дело. 2007. № 1. C. 1-15.
12. Казаков А.А. Результаты внедрения технологии ООО «Каскад» для очистки скважин от парафиновых отложений на Харьягинском месторождении / А.А.Казаков, Ю.Г.Юнин, А.Н.Вишняков // Нефтяное хозяйство. 2007. № 2. С. 117-119.
13. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М.-Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2005. 254 c.
14. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов: нормативно-методическая документация. М.: ЕСОЭН, 2016. 323 с.
15. Кондрашева Н.К. Сравнительная оценка структурно-механических свойств тяжелых нефтей Тимано-Печорской провинции / Н.К.Кондрашева, Ф.Д.Байталов, А.А.Бойцова // Записки Горного института. 2017. Т. 225. С. 320-329. DOI: 10.18454/PMI.2017.3.320
16. Кочкина Ю.В. Условия формирования залежей углеводородов южной части Печоро-Кожвинского мегавала Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна: Автореф. дис. … канд. геол.-минерал. наук. Ухта: Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2017. 28 с.
17. Крупин Г.Г. Комплексный подход к удалению АСПО в добывающих скважинах Кыртаельского месторождения // Инженерная практика. 2017. № 3. С. 16-17.
18. Куранов А.В. Невостребованные нефтегазовые объекты Тимано-Печорской провинции, их углеводородный потенциал и перспективы вовлечения в освоение: Автореф. дис. … канд. геол.-минерал. наук. Ухта: ООО «Тимано-Печорский научно-исследовательский центр», 2015. 31 с.
19. Малкин А.Я. Реология: концепции, методы, приложения / А.Я.Малкин, А.И.Исаев. СПб: Профессия, 2007. 560 c.
20. Нефтегазовый комплекс России – 2019. Часть 1. Нефтяная промышленность – 2019: долгосрочные тенденции и современное состояние / И.В.Филимонова, В.Ю.Немов, И.В.Проворная и др. Новосибирск: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 2020. 90 с.
21. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2018615299 РФ. Программа автоматизированной обработки вязкостно-температурных характеристик нефти для оценки фазового состояния в ней парафинов / А.Н.Александров, М.К.Рогачев, В.М.Лавренчук. Опубл. 04.05.2018. Бюл. № 5.
22. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д.Белонин, О.М.Прищепа, Е.Л.Теплов и др. СПб: Недра, 2004. 396 с.
23. Турбаков М.С. Исследование моющей способности химических реагентов для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах / М.С.Турбаков, А.В.Митрошин, К.В.Андреев // Нефтяное хозяйство. 2017. № 8. С. 104-107. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-8-104-107
24. Турбаков М.С. Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах (на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья): Автореф. дис. … канд. техн. наук. СПб: Санкт-Петербургский государственный горный университет, 2011. 20 с.
25. Худяков Д.А. ОРЭ скважин с применением дуальных систем. Опыт внедрения и эксплуатации // Инженерная практика. 2012. № 6. С. 20-23.
26. Челинцев С.Н. Повышение эффективности трубопроводного транспорта высокозастывающих нефтей в сложных природно-климатических условиях: Автореф. дис. … д-ра техн. наук. М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002. 30 с.
27. Череповицын А.Е. Инновационный подход к освоению минерально-сырьевого потенциала Арктической зоны РФ / А.Е.Череповицын, С.А.Липина, О.О.Евсеева // Записки Горного института. 2018. Т. 232. С. 438-444. DOI: 10.31897/PMI.2018.4.438
28. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии. М.: КолосС, 2003. 312 с.
29. Advances in rheology and flow assurance studies of waxy crude / Zhang Jinjun, Yu Bo, Li Hongying, Huang Qiyu // Petroleum Science. 2013. Vol. 10. Iss. 4. P. 538-547. DOI: 10.1007/s12182-013-0305-2
30. Aleksandrov A.N. Simulating the formation of wax deposits in wells using electric submersible pumps / A.N.Aleksandrov, M.А.Kishchenko, V.T.Nguyen // Advances in Raw Material Industries for Sustainable Development Goals. London: CRC Press, 2021. P. 283-295. DOI: 10.1201/9781003164395
31. Adeyanju O. An experimental study of rheological properties of Nigerian waxy crude oil / O.Adeyanju, L.Oyekunle // Petroleum Science and Technology. 2012. Vol. 30. Iss. 11. P. 1102-1111. DOI: 10.1080/10916466.2010.498717
32. Flow assurance study for waxy crude oils / M.C.K.Oliveira, A.Teixeira, L.C.Vieira et al. // Energy & Fuels. 2012. Vol. 26. Iss. 5. P. 2688-2695. DOI: 10.1021/ef201407j
33. Khaibullina K.S. Development of an asphalt-resin-paraffin deposits inhibitor and substantiation of the technological parameters of its injection into the bottom-hole formation zone / K.S.Khaibullina, G.Y.Korobov, A.V.Lekomtsev // Periódico Tchê Química. 2020. Vol. 17. Iss. 34. P. 769-781.
34. Khormali A. Asphaltene precipitation and inhibition in carbonate reservoirs // Petroleum Science and Technology. 2017. Vol. 35. Iss. 5. P. 515-521. DOI: 10.1080/10916466.2017.1295070
35. Modeling of heavy-oil flow with regard to their rheological properties / I.Beloglazov, V.Morenov, E.Leusheva, O.T.Gudmestad // Energies. 2021. Vol. 14. Iss. 2. № 359. DOI: 10.3390/en14020359
36. Van Thang Nguyen. A new approach to improving efficiency of gas-lift wells in the conditions of the formation of organic wax deposits in the Dragon field / Van Thang Nguyen, M.K.Rogachev, A.N.Aleksandrov // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. P. 3663-3672. DOI: 10.1007/s13202-020-00976-4
37. Simulation of organic solids formation process in high-wax formation oil / A.N.Aleksandrov, M.K.Rogachev, Thang Nguyen Van, M.A.Kishchenko, E.A.Kibirev // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. London: CRC Press, 2019. Vol. 2. P. 779-790. DOI: 10.1201/9781003014638-39