RU2570080C2 - Method of systematic selection of solvent to remove asphaltene-resin-paraffin deposits considering estimation of its effect on kinetic stability of oil using spectrophotometric investigations - Google Patents
Method of systematic selection of solvent to remove asphaltene-resin-paraffin deposits considering estimation of its effect on kinetic stability of oil using spectrophotometric investigations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2570080C2 RU2570080C2 RU2014111217/03A RU2014111217A RU2570080C2 RU 2570080 C2 RU2570080 C2 RU 2570080C2 RU 2014111217/03 A RU2014111217/03 A RU 2014111217/03A RU 2014111217 A RU2014111217 A RU 2014111217A RU 2570080 C2 RU2570080 C2 RU 2570080C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- solvent
- contact
- optical density
- stability
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для системного выбора эффективного растворителя, учитывающего влияние данного растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы.The invention relates to the oil industry and can be used for systematic selection of an effective solvent, taking into account the effect of this solvent on the stability of the oil disperse system.
Как правило, при выборе и оценке эффективности растворителей для удаления АСПО проводится только оценка их растворяющей способности с использованием одной из методик: (Нагимов Н.М., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. «Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтено-смоло-парафиновых отложений», журнал «Нефтяное хозяйство», №11, 2002 г. - стр. 79-81), (Турукалов М.Б. «Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений», Дис. канд. хим. наук. - Краснодар. Кубанский государственный технологический университет, 2007 г. - стр. 156), (СТП 03-153-2001 «Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО» Стандарт предприятия АНК Башнефть. - 2001 г.).As a rule, when choosing and evaluating the effectiveness of solvents for removing ARPD, only their solvent capacity is evaluated using one of the methods: (Nagimov N.M., Sharifullin A.V., Kozin V.G. “Colloid-chemical properties of hydrocarbon solvents asphaltene resin-paraffin deposits ", the journal" Oil Industry ", No. 11, 2002 - pp. 79-81), (Turukalov MB" Criteria for choosing effective hydrocarbon solvents for removing asphalt-resin-paraffin deposits ", Dis Candidate of Chemical Sciences - Krasnodar, Kuban State th University of Technology, 2007 - p. 156), (STP 03-153-2001 "Methods of laboratory to determine the ability to dissolve and remove the solvents AFS" Standard Company Bashneft -. 2001).
При этом не учитывается, что растворители оказывают существенное влияние на кинетическую устойчивость нефти. Это свойство растворителей широко используется в процессах переработки нефти. Изменение кинетической устойчивости нефти может оказать негативное влияние на процессы выработки запасов и эксплуатации скважин. Происходит расслоение, разрушение нефтяной дисперсной системы в результате выделения коагулятов, представляющих собой в зависимости от плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды осадки или всплывающие образования. Расслоение нефтяной дисперсной системы приводит к образованию нефтешламов, снижению фильтрационно-емкостных свойств пластовой системы и призабойной зоны пласта. Таким образом, кинетическая устойчивость отражает способность системы сохранять в течение определенного времени одинаковое в каждой точке распределение частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде.It does not take into account that solvents have a significant effect on the kinetic stability of oil. This property of solvents is widely used in oil refining processes. Changes in the kinetic stability of oil can have a negative effect on the processes of reserves development and well operation. Stratification occurs, the destruction of the oil disperse system as a result of the release of coagulates, which, depending on the density of the dispersed phase and the dispersion medium, precipitate or pop-up formations. Stratification of the oil disperse system leads to the formation of oil sludge, a decrease in the filtration-capacitive properties of the reservoir system and the bottomhole formation zone. Thus, kinetic stability reflects the ability of the system to maintain for a certain time the distribution of particles of the dispersed phase in the dispersion medium that is identical at each point.
Цель изобретения - выбор эффективного растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований.The purpose of the invention is the selection of an effective solvent for removing asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS), taking into account the assessment of its effect on the kinetic stability of oil using spectrophotometric studies.
Изобретение может быть использовано для проведения параллельных исследований по оценке растворяющих способностей растворителя и определения влияния данного растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы.The invention can be used to conduct parallel studies to assess the solvent capacity of a solvent and determine the effect of this solvent on the stability of the oil disperse system.
Поставленная цель достигается применением методики системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований.This goal is achieved by applying the systemic method of choosing a solvent for removing asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS), taking into account the assessment of its effect on the kinetic stability of oil using spectrophotometric studies.
При осуществлении технологий для удаления органических отложений с применением растворителя проводится выбор эффективного растворителя, не оказывающего негативного влияния на нефтяную дисперсную систему. Это достигается посредством окончательного выбора растворителя с наибольшей величиной фактора устойчивости и наиболее высокой растворяющей способностью.When implementing technologies for removing organic deposits using a solvent, an effective solvent is selected that does not adversely affect the oil disperse system. This is achieved through the final choice of solvent with the highest stability factor and the highest dissolving power.
Методика системного выбора растворителя включает в себя отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности анализируемых растворителей по предлагаемой методике, определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости, представляющего собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти, после перемешивания с растворителем, к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем, определение коэффициента эффективности, определяемого как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения, и выбор растворителя, не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость и обладающего наиболее высокой растворяющей способностью. Такой подход обеспечит системный выбор растворителя и исключит формирование нефтешламов и снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые являются результатом последействия применения растворителей.The systematic solvent selection methodology includes ASPO sampling with parallel sampling of well production samples, a comparative assessment of the dissolving ability of the analyzed solvents according to the proposed method, determining the change in the optical properties of oil after contact with the analyzed solvent, comparing the optical properties of oil after contact with the analyzed solvent with a control sample , an assessment of the effect of a solvent on the kinetic stability of oil based on a stability factor representing wearing the steady optical density of oil in the upper oil layer, after mixing with the solvent, to the optical density of the upper layer of the control oil sample without contact with the solvent, determining the efficiency coefficient, defined as the product of the stability factor and the dissolution efficiency, and choosing a solvent that does not adversely affect kinetic stability and having the highest dissolving ability. This approach will provide a systematic choice of solvent and eliminate the formation of oil sludge and a decrease in the reservoir properties of the reservoir, which are the result of the use of solvents.
При выборе растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО), имеющего максимальную эффективность и не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость нефти, проводятся поэтапные лабораторные исследования.When choosing a solvent for removing asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS), which has maximum efficiency and does not adversely affect the kinetic stability of oil, phased laboratory studies are carried out.
Первый этап. Определяется эффективность растворения (Эр) следующим образом. Проводится измерение массы подготовленных образцов поверхности (металлическая или иная пластинка размером 50×30×2 мм, с покрытием и без покрытия, с различной степенью шероховатости). Затем образец поверхности нагревается до 80°C, на него приплавляется образец пробы органических отложений, отобранный с максимальной осторожностью для сохранения структуры. До проведения исследований образец отложений, отобранный с максимальной осторожностью, хранится в герметичном контейнере. При нанесении образца отложений на нагретую до температуры плавления металлическую пластинку происходит сцепление отложений с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Таким образом, обеспечивается прочность сцепления образцов с поверхностью и исключается погрешность определения, связанная с уплотнением структуры органических отложений в процессе формирования образца.First step. The dissolution efficiency (E p ) is determined as follows. The mass measurement of prepared surface samples (a metal or other plate measuring 50 × 30 × 2 mm, coated and uncoated, with varying degrees of roughness) is carried out. Then the surface sample is heated to 80 ° C, a sample of the organic sediment sample is melted onto it, taken with the utmost care to maintain the structure. Prior to testing, a sediment sample taken with extreme care is stored in an airtight container. When a deposit sample is deposited on a metal plate heated to the melting temperature, the deposits adhere to the surface due to the difference in the deposition temperature and the metal. Thus, the adhesion strength of the samples to the surface is ensured and the determination error associated with the compaction of the structure of organic deposits during the formation of the sample is eliminated.
В случае необходимости обеспечения динамического режима растворения используется перемешивающее устройство. Определяется масса пластинки с органическими отложениями. Затем пластинка с наплавленными отложениями подвешивается на нижний крюк весов, опускается в термостатируемый сосуд с растворителем объемом 100 см, установленным на платформе перемешивающего устройства (при необходимости), и располагается в растворе вертикально. Температура растворителя поддерживается с точностью ±0,1°C, градиент температуры по объему сосуда составляет не более ±0,1°C.If necessary, provide a dynamic dissolution mode using a mixing device. The mass of the plate with organic deposits is determined. Then the plate with deposited deposits is suspended on the lower hook of the balance, lowered into a thermostatically controlled vessel with a 100 cm volume of solvent mounted on the platform of the mixing device (if necessary), and placed vertically in the solution. The temperature of the solvent is maintained with an accuracy of ± 0.1 ° C, the temperature gradient throughout the volume of the vessel is not more than ± 0.1 ° C.
Второй этап. Определяется влияние растворителя на кинетическую устойчивость нефти (Фу). Для этого пробы нефти со скважинного пробоотборника отбираются в сосуд объемом 1500 мл, затем проводится обезвоживание проб с использованием центрифуги ОПн-Зм в течение 5 минут при частоте 2500 об/мин, далее проводился отбор пробы нефти объемом 10 мл. Центрифуга ОПн-Зм изготовлена в климатическом исполнении УХЛ 4.2 по ГОСТ 15150-69. Устройство обеспечивает задание частоты вращения пробиркодержателя от 500 до 2700 об/мин с дискретностью 100 об/мин, допустимое приведенное отклонение частоты вращения от максимальной рабочей частоты вращения в диапазоне от 2000 до 2700 об/мин - не более 5%, максимальная величина фактора разделения 1670, максимальный объем центрифуги 150 мл, центрифуга обеспечивает задание времени центрифугирования в интервале от 0 до 99 мин с дискретностью 1 мин.Second phase. The influence of the solvent on the kinetic stability of oil (F y ) is determined. For this, oil samples from a borehole sampler are taken into a 1500 ml vessel, then the samples are dehydrated using an OPn-Zm centrifuge for 5 minutes at a frequency of 2500 rpm, and then a 10 ml oil sample is taken. The OPN-Zm centrifuge is made in a climatic modification of UHL 4.2 in accordance with GOST 15150-69. The device provides the task of the test tube holder rotation speed from 500 to 2700 rpm with a resolution of 100 rpm, the permissible reduced deviation of the rotation frequency from the maximum working rotation speed in the range from 2000 to 2700 rpm - no more than 5%, the maximum separation factor is 1670 , the maximum volume of the centrifuge is 150 ml, the centrifuge provides the setting of the centrifugation time in the range from 0 to 99 min with a resolution of 1 min.
10 мл нефти смешивается с 10 мл растворителя и термостатируется в трубках Либиха в течение 8 часов при температуре 30°C. Эксперименты проводятся на 2 трубках. В первой трубке находится контрольная проба нефти, во второй - нефть с исследуемым растворителем. По истечении 8 часов с верхней части трубки отбираются пробы нефти в объеме по 0,08 мл для измерения оптической плотности по предлагаемой методике. Оптическая плотность измеряется на фотометре КФК-3. Спектральный диапазон работы фотометра КФК-3 от 315 до 990 нм. Пределы измерения: коэффициента пропускания 0,1-100%, оптической плотности 0-3. Предел допускаемого значения основной абсолютной погрешности фотометра при измерении коэффициента пропускания 0,5% абс. Предел допускаемой основной абсолютной погрешности установки длины волны 3 нм. Предел допускаемого среднеквадратического отклонения случайной составляющей основной абсолютной погрешности 0,15% абс. В опытах используется кварцевая кювета с длиной оптического пути 1,060 мм.10 ml of oil is mixed with 10 ml of solvent and thermostatted in Liebig tubes for 8 hours at a temperature of 30 ° C. The experiments are conducted on 2 tubes. In the first tube there is a control sample of oil, in the second - oil with the studied solvent. After 8 hours, from the top of the tube, oil samples are taken in a volume of 0.08 ml to measure the optical density by the proposed method. The optical density is measured on a KFK-3 photometer. The spectral range of the KFK-3 photometer is from 315 to 990 nm. Measurement limits: transmittance 0.1-100%, optical density 0-3. The limit of the permissible value of the basic absolute error of the photometer when measuring the transmittance of 0.5% abs. The limit of permissible basic absolute error of setting the wavelength is 3 nm. The limit of the standard deviation of the random component of the main absolute error of 0.15% abs. In the experiments, a quartz cuvette with an optical path length of 1.060 mm was used.
Выбор растворителя проводится на основе комплексного показателя Кэ - коэффициента эффективности растворителя, характеризующего эффективность растворения с учетом влияния растворителя на нефтяную дисперсную систему.The choice of solvent is based on a complex indicator K e - the solvent efficiency coefficient characterizing the dissolution efficiency, taking into account the influence of the solvent on the oil disperse system.
Коэффициент эффективности растворителя Кэ определяется по формуле:The solvent efficiency coefficient K e is determined by the formula:
где Эр - эффективность растворения, определяется по предлагаемой методике;where Er is the dissolution efficiency, is determined by the proposed method;
Фу - фактор устойчивости, определяется как отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем.Ф у - stability factor, is defined as the ratio of the steady optical density of oil in the upper oil layer after mixing with the solvent to the optical density of the upper layer of the control oil sample without contact with the solvent.
где D1 - оптическая плотность верхнего слоя нефти после контакта с растворителем;where D 1 is the optical density of the upper layer of oil after contact with a solvent;
D2 - оптическая плотность верхнего слоя контрольной пробы нефти.D 2 - the optical density of the upper layer of the control sample of oil.
Выбирается растворитель, имеющий максимальный коэффициент эффективности.A solvent having a maximum efficiency ratio is selected.
Результаты экспериментов для различных типов растворителей представлены в таблице 1.The experimental results for various types of solvents are presented in table 1.
Таким образом, из таблицы 1 видно, что минимальное влияние на кинетическую устойчивость нефти оказывает нефть + МИА-Пром. Следовательно, при прочих равных условиях и примерно равной эффективности растворения наибольший коэффициент эффективности у растворителя МИА-Пром.Thus, from table 1 it is seen that oil + MIA-Prom has a minimal effect on the kinetic stability of oil. Therefore, ceteris paribus and approximately equal dissolution efficiency, the MIA-Prom solvent has the highest efficiency coefficient.
Данная методика позволяет исключить осложнения в процессах добычи и подготовки нефти после применения растворителей, выбранных без учета их влияния на кинетическую устойчивость.This technique allows to exclude complications in the processes of oil production and preparation after the use of solvents selected without taking into account their influence on kinetic stability.
Применение методики системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований на основе определения коэффициента эффективности растворителя обеспечит не только эффективное растворение АСПО, но и предопределит появление осложнений, связанных с формированием устойчивых эмульсий в системе нефтесбора, связанных с последующим быстрым снижением фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта после проведения обработок призабойной зоны (ОПЗ) растворителем вследствие адсорбции насыщенных асфальтенами тяжелых фракций нефти на поверхности пор породы коллектора.The application of the systemic solvent selection technique for removing asphaltene-resin-paraffin deposits (AFS), taking into account the assessment of its effect on the kinetic stability of oil using spectrophotometric studies based on determining the solvent efficiency coefficient, will provide not only effective dissolution of ARPD, but also determine the occurrence of complications associated with the formation of stable emulsions in the oil gathering system, associated with the subsequent rapid decrease in filtration-capacitive properties bottom-hole formation zone after treatments bottom zone (IPF) solvent saturated asphaltenes due to adsorption of heavy fractions of oil on the surface of the reservoir rock pores.
Учитывая высокую стоимость деэмульгаторов, а так же то, что стоимость одного подземного ремонта скважин по ликвидации осложнений составляет около 4 тыс. рублей, и незначительные затраты на проведение исследований по определению фактора кинетической устойчивости, данный метод является более экономически эффективным, так как позволяет учитывать возможные риски появления осложнений.Given the high cost of demulsifiers, as well as the fact that the cost of one underground well repair to eliminate complications is about 4 thousand rubles, and the insignificant cost of research to determine the kinetic stability factor, this method is more cost-effective, since it allows you to take into account possible risks of complications.
Такой подход обеспечит системный выбор растворителя и исключит формирование нефтешламов и снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые являются результатом последействия применения растворителей.This approach will provide a systematic choice of solvent and eliminate the formation of oil sludge and a decrease in the reservoir properties of the reservoir, which are the result of the use of solvents.
Claims (1)
где Эр - эффективность растворения;
Фу - фактор устойчивости, определяется как отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем:
где D1 - оптическая плотность верхнего слоя нефти после контакта с растворителем;
D2 - оптическая плотность верхнего слоя контрольной пробы нефти. The systemic solvent choice methodology includes sampling of paraffin deposits with parallel sampling of well products, a comparative assessment of the solubility of the analyzed solvents, characterized in that the change in the optical properties of the oil after contact with the analyzed solvent is carried out, and the optical properties of the oil after contact with the analyzed solvent are compared with control breakdown, assessment of the effect of solvent on the kinetic stability of oil based on a stability factor representing the ratio of the established optical density of oil in the upper oil layer, after mixing with the solvent, to the optical density of the upper layer of the control oil sample without contact with the solvent, the determination of the efficiency coefficient, defined as the product of the stability factor and the dissolution efficiency, and the choice of solvent, which does not adversely affect kinetic stability and having the highest solvent capacity, where the solvent efficiency coefficient K e is determined I am according to the formula:
where Er is the dissolution efficiency;
Ф у - stability factor, defined as the ratio of the steady optical density of oil in the upper oil layer after mixing with the solvent to the optical density of the upper layer of the control oil sample without contact with the solvent:
where D 1 is the optical density of the upper layer of oil after contact with a solvent;
D 2 - the optical density of the upper layer of the control sample of oil.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014111217/03A RU2570080C2 (en) | 2014-03-24 | 2014-03-24 | Method of systematic selection of solvent to remove asphaltene-resin-paraffin deposits considering estimation of its effect on kinetic stability of oil using spectrophotometric investigations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014111217/03A RU2570080C2 (en) | 2014-03-24 | 2014-03-24 | Method of systematic selection of solvent to remove asphaltene-resin-paraffin deposits considering estimation of its effect on kinetic stability of oil using spectrophotometric investigations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014111217A RU2014111217A (en) | 2015-09-27 |
| RU2570080C2 true RU2570080C2 (en) | 2015-12-10 |
Family
ID=54250796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014111217/03A RU2570080C2 (en) | 2014-03-24 | 2014-03-24 | Method of systematic selection of solvent to remove asphaltene-resin-paraffin deposits considering estimation of its effect on kinetic stability of oil using spectrophotometric investigations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2570080C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705135C1 (en) * | 2018-10-25 | 2019-11-05 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Procedure for complex choice of solvent composition for action on bituminous oil |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103305C1 (en) * | 1996-08-26 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Composition for removing asphalt-resin-paraffin deposits |
| RU2172817C1 (en) * | 2000-06-27 | 2001-08-27 | Научно-производственный центр "Инвента" | Composition for removing asphaltene-tar-paraffin deposits |
| RU2429344C1 (en) * | 2010-10-20 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Evaluation method of effectiveness of solvents of organic deposits |
-
2014
- 2014-03-24 RU RU2014111217/03A patent/RU2570080C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103305C1 (en) * | 1996-08-26 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Composition for removing asphalt-resin-paraffin deposits |
| RU2172817C1 (en) * | 2000-06-27 | 2001-08-27 | Научно-производственный центр "Инвента" | Composition for removing asphaltene-tar-paraffin deposits |
| RU2429344C1 (en) * | 2010-10-20 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Evaluation method of effectiveness of solvents of organic deposits |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705135C1 (en) * | 2018-10-25 | 2019-11-05 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Procedure for complex choice of solvent composition for action on bituminous oil |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014111217A (en) | 2015-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Soleymanzadeh et al. | A review on methods of determining onset of asphaltene precipitation | |
| Schneider et al. | Measurement of asphaltenes using optical spectroscopy on a microfluidic platform | |
| Anisimov et al. | Effects of resins on aggregation and stability of asphaltenes | |
| Andersen et al. | The critical micelle concentration of asphaltenes as measured by calorimetry | |
| Maqbool et al. | Effect of temperature on the precipitation kinetics of asphaltenes | |
| ES2712560T3 (en) | Method to predict the properties of crude oils through the application of neural networks | |
| Mansur et al. | Determination of asphaltene particle size: influence of flocculant, additive, and temperature | |
| Roehner et al. | Determination of wax precipitation temperature and amount of precipitated solid wax versus temperature for crude oils using FT-IR spectroscopy | |
| Juyal et al. | Joint industrial case study for asphaltene deposition | |
| Gabrienko et al. | Behavior of asphaltenes in crude oil at high-pressure CO2 conditions: In situ attenuated total reflection–fourier transform infrared spectroscopic imaging study | |
| Balabin et al. | Petroleum resins adsorption onto quartz sand: Near infrared (NIR) spectroscopy study | |
| Duran et al. | Nature of asphaltene aggregates | |
| Lawal et al. | Experimental investigation of asphaltene deposition in capillary flow | |
| Tavakkoli et al. | Effect of emulsified water on asphaltene instability in crude oils | |
| Gabrienko et al. | Effect of temperature and composition on the stability of crude oil blends studied with chemical imaging in situ | |
| GB2581080A (en) | Testing the effect of solvating agents on the stability of asphaltene dispersions | |
| Goual et al. | Predicting the adsorption of asphaltenes from their electrical conductivity | |
| Sieben et al. | Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform | |
| Mullins et al. | Asphaltenes | |
| Balestrin et al. | Direct assessment of inhibitor and solvent effects on the deposition mechanism of asphaltenes in a Brazilian crude oil | |
| Johnston et al. | Can a cubic equation of state model bitumen–solvent phase behavior? | |
| Sugiyama et al. | Construction, validation, and application of digital oil: Investigation of asphaltene association toward asphaltene-precipitation prediction | |
| Morgan et al. | Application of low-field nuclear magnetic resonance to assess the onset of asphaltene precipitation in petroleum | |
| Kok et al. | Characterization of asphaltenes by nonaqueous capillary electrophoresis | |
| Li et al. | Experimental study on kinetics of asphaltene aggregation in a microcapillary |