Гидротермальное облагораживание сверхвязкой высокосернистой нефти в присутствии доноров водорода тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Аль-Мунтасер Амин Ахмед Мохаммед

• Аль-Мунтасер Амин Ахмед Мохаммед
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Аль-Мунтасер Амин Ахмед Мохаммед

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1 Высоковязкие и сверхвязкие нефть (происхождение, коллекторы и состав)

1.1.1 Происхождение и формирование высоковязких и сверхвязких нефтей

1.1.2 Коллекторы высоковязкой и сверхвязкой нефти

1.1.3 Состав высоковязкой и сверхвязкой нефти

1.2 Тепловое методы внутрипластового (in-situ) воздействия

1.2.1 Паротепловое воздействие (ПТВ)

1.2.2 Пароциклическая обработка (CSS)

1.2.3 Парогравитационный дренаж (SAGD)

1.3 Технологии наземные (ex-situ) облагораживания

1.3.1 Сольвентная деасфальтизация/ закачка растворителя (in-situ)

1.3.2. Гидрокрекинг высоковязких нефтей в суспензионной фазе

1.3.3 Акватермолиз (ex-situ и in-situ)

1.4 Роль доноров водорода в процессе облагораживания высоковязких и сверхвязких нефтей

1.5 Оценка роли воды в условиях облагораживания высоковязких и сверхвязких нефтей

1.6 Молекулярные преобразования асфальтенов при гидротермальном облагораживании сверхвязкой нефти

1.7 Обессеривание высоковязких и сверхвязких нефтей в процессе облагораживании

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ, ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объекты исследования

2.1.1 Сверхвязкая нефть и нефтенасыщенный керн

2.1.2 Химические реагенты и материалы

2.2. Физические моделирование гидротермальных и гидротермально-каталитических процессов

2.3 Методы исследования

2.3.1 Газохроматографические методы (ГХ)

2.3.2 Разделение водонефтяной эмульсии

2.2.3 Динамическая вязкость и плотность

2.3.4 Групповой состав (SARA-анализ) и деасфальтизация

2.3.5 Элементный и микроэлементный анализ

2.3.6 Ядерный магнитный резонанс

2.3.7 ИК--фурье спектроскопия

2.3.8 Сканирующая электронная микроскопия (СЭМ) и трансмиссионная электронная микроскопия

(ТЭМ)

2.3.9 Рентгеновская микро-компьютерная томография (цКТ)

2.3.10 Электронный парамагнитный резонанс (ЭПР)

2.3.11 Рентгеноструктурный анализ (РСА)

2.3.12 Матрично-активированная лазерная десорбция/ионизация, МАЛДИ

2.3.13 Термогравиметрический анализ (ТГ-А)

2.3.14 Теория функционала плотности

2.3.15 Молекулярно-динамическое моделирование

ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ, ВРЕМЕНИ ВОЗДЕЙСТВИЯ И ОБЪЕМ ВОДЫ В РЕАКЦИОННОЙ СИСТЕМЕ НА ПРОЦЕССЫ ГИДРОТЕРМАЛЬНОГО ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

3.1 Влияние температуры воздействии (200, 250, 300, 350 и 400 °C)

3.2 Влияние времени воздействии (12, 24, 48 и 72 ч)

3.3 Влияние соотношения нефть/воды (10:0, 9:1, 8:2, 7:3, 6:4, 5:5)

ГЛАВА 4. ОЦЕНКИ РОЛИ ВОДЫ ПРИ КАТАЛИТИЧЕСКОЙ И НЕКАТАЛИТИЧЕСКОЙ ГИДРОТЕРМАЛЬНОЙ КОНВЕРСИИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ - Исследование по отслеживанию дейтерия

4.1 Оценка степени дейтерирования (оценка донорной способности воды)

4.2 Оценка степени облагораживания

ГЛАВА 5. ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ДОНОРОВ ВОДОРОДА НА КОНВЕРСИЮ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ В ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ И КАТАЛИТИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ

5.1. Влияние различных органических доноров водорода на степени облагораживания в присутствии никельсодержащего металлоорганического прекурсора

5.2. Оценка степени превращения донора водорода

ГЛАВА 6. ГИДРОТЕРМАЛЬНАЯ КОНВЕРСИЯ ВЫДЕЛЕННЫХ АСФАЛЬТЕНОВ (В ПРИСУТСТВИИ И ОТСУТСТВИИ ОПТИМАЛЬНОГО ВОДОРОДОДОНОРНОГО-КАТАЛИТИЧЕСКОГО СОСТАВА

6.1. Результаты процесса гидротермальная конверсия выделенных асфальтенов

1.6.1. Анализ выделяющихся газов

1.6.2. Составление материального баланса

1.6.3. Изучение группового состава SARA анализ полученной легкой (синтетической) нефти методом НЧ ЯМР

6.1.4. Элементный анализ полученной легкой (синтетической) нефти

6.2. Построение гипотетических структур асфальтенов до и после гидротермальной конверсии

6.3. Молекулярно-динамическое моделирование асфальтенов

ГЛАВА 7. ГИДРОТЕРМАЛЬНОЕ ОБЕССЕРИВАНИЕ СЕРОСОДЕРЖАЩЕГО СОЕДИНЕНИЯ (В ПРИСУТСТВИИ И ОТСУТСТВИИ ОПТИМАЛЬНОГО ВОДОРОДОДОНОРНОГО-КАТАЛИТИЧЕСКОГО СОСТАВА)

ГЛАВА 8. ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СОВМЕСТНОЙ ЗАКАЧКИ ВОДЯНОГО ПАРА СОВМЕСТНО С ОПТИМАЛЬНЫМ ВОДОРОДОДОНОРНЫМ-КАТАЛИТИЧЕСКИМ СОСТАВОМ)

8.1. Результаты фильтрационных испытаний совместного закачка водяного пара совместно с наилучшим составом

8.2. Оценка распределения каталитического состава внутри пористой среды консолидированного керна песчаника с использованием микрокомпьютерной томографии (цКТ)

8.3. Предлагаемые подходы к проведению внутрипластовой (in-situ) и надземной (ex-situ) облагораживания сверхвязкой высокосернистой нефти

8.3.1. Внутрипластовое (in-situ) облагораживание сверхвязкой высокосернистой нефти

8.3.2. Надземное (ex-situ) облагораживание сверхвязкой высокосернистой нефти

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Гидротермальное облагораживание сверхвязкой высокосернистой нефти в присутствии доноров водорода»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Глобальный энергетический сектор всё в большей степени сосредоточен на вовлечении и максимальном использовании запасов сверхвязких нефтей и природных битумов, которые составляют значительную часть мировых углеводородных ресурсов. При этом добыча, транспортировка и переработка такого сырья остаётся сложной задачей из-за крайне неблагоприятных реологических и компонентных свойств сырья, в частности для исследованной в данной работе сверхвязкой высокосернистой нефти: динамическая вязкость порядка 2.9*103 мПас при 20 °С, повышенная содержание серы около 4.6 мас.% и высокая доля смолисто-асфальтеновых компонентов их составе. Эти характеристики существенно снижают рентабельность разработки месторождений таких ресурсов, осложняют технологические процессы их подготовки, транспортировки и переработки. В условиях роста требований к устойчивому развитию нефтяная промышленность уделяет внимание термическим методам для извлечения углеводородного сырья. Одним из таких методов является гидротермальное воздействие, в котором вода используется, в качестве среды для процессов облагораживания и добычи сверхвязкой нефти.

Современные термохимические методы, включая гидротермальные и гидротермально-каталитические процессы, рассматриваются как перспективные подходы к эффективному облагораживанию сверхвязких высокосернистых нефтей. Их преимущества связаны с возможностью интенсификации разложения высокомолекулярных компонентов нефти (асфальтенов, смол), снижения вязкости, обессеривания, а также повышения выхода лёгких фракций. Вместе с тем, несмотря на активное развитие данного направления, фундаментальные аспекты механизма преобразования сверхвязких и высокосернистых нефтей, включая участие органических водород-донорных систем, роль воды как активного компонента и специфику действия прекурсоров катализаторов на основе металлоорганических соединений, остаются недостаточно изученными.

Особую значимость приобретает научное обоснование применения органических доноров водорода (в том числе на основе цикло-, циклоароматических и нефтяных углеводородов и других соединений) в сочетании с катализаторами, формирующимися in-situ из металлоорганических никельсодержащих нефтерастворимых прекурсоров. Изучение процессов гидрирования и обессеривания с использованием метода изотопного отслеживания дейтерия (О и 2Н) в экспериментальных условиях с применением тяжёлой воды (В20), а также молекулярного

моделирования, открывает новые горизонты в понимании ключевых реакционных путей и структурных превращений.

Дополнительную актуальность исследованию придаёт практическая направленность работы: Физическое моделирование паротеплового воздействия с использованием донорно-каталитических составов на керне пористой среды с оценкой коэффициента вытеснения нефти и распределения прекурсора катализатора позволяет определить перспективность предложенных технологий для внутрипластовой (т-зИи) и наземной (вх-зИи) облагораживания.

Таким образом, разработка и научное обоснование комплексных подходов к гидротермально-каталитической преобразования сверхвязкой высокосернистой нефти с применением водород-донорных систем и металлоорганических прекурсоров представляют собой актуальную научную задачу, имеющую высокую теоретическую и прикладную значимость в контексте повышения эффективности освоения трудноизвлекаемых углеводородных ресурсов.

Степень разработанности темы.

Повышение эффективности гидротермального воздействия для облагораживания и добычи сверхвязких высокосернистых нефтей в последние годы находится в центре внимания как российских, так и зарубежных научных коллективов. Особое внимание уделяется разработке новых подходов к преобразованию тяжелого углеводородного сырья в среде водяного пара при высоких температурах и давлениях, а также созданию эффективных каталитических систем и водород-донорных растворителей, обеспечивающих снижение вязкости и содержания сернистых соединений в продуктах.

В России научные исследования по данной тематике активно проводятся в ведущих университетах и научных институтах: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, МГУ им. М.В. Ломоносова, ИОФХ им. А.Е. Арбузова, КНИТУ (Технологический Университет), Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН, Институт химии нефти СО РАН, Казанский федеральный университет, Тюменский индустриальный университет, Сколтех, Югорский государственный университет, АГТУ, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Санкт-Петербургский горный университет, Самарский государственный технический университет, Томский политехнический университет, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Сибирский федеральный университет, Омский государственный технический университет и Институт проблем переработки углеводородов СО РАН, Институт проблем нефти и газа РАН, а также в профильных НИИ и исследовательских лабораториях при

участии компаний ПАО «Татнефть», АО «Зарубежнефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «ЛУКОЙЛ» и ПАО «НК «Роснефть».

За рубежом значительный вклад в развитие данной области вносят Университет Калгари (Канада), Университет Альберты (Канада), Станфордский университет (США), Сеульский национальный университет (Южная Корея), Китайский университет нефти (Пекин), Юго-Западный нефтяной университет (Чэнду, Китай), Техасский университет А&М (США) Токийский университет (Япония), Французский институт нефти (ШРЕЫ), Кувейтский институт научных исследований (КЖ), Кувейт и другие.

Несмотря на значительное число работ, большинство исследований сосредоточено на изучении отдельных аспектов процесса: подборе каталитических систем, отдельных доноров водорода, оптимизации температурных условий. Однако комплексное исследование применения органических доноров водорода и металлоорганических прекурсоров катализаторов при гидротермальной конверсии асфальтенов и серосодержащих соединений, с одновременным определением механизмов трансформации и влияния на структурные параметры получаемых продуктов, оценкой роли воды в литературе освещено недостаточно.

Таким образом, степень разработанности темы позволяет сделать вывод о высокой научной актуальности поставленных задач, а также о необходимости дальнейшего развития теоретических основ и экспериментальной базы гидротермального облагораживания сверхвязких высокосернистих нефтей с применением водород-донорных и каталитических систем.

Цель работы - разработка и экспериментально-научное обоснование подходов к гидротермальному облагораживанию и преобразованию сверхвязкой высокосернистой нефти и её ключевых компонентов (выделенных асфальтенов, модельного серосодержащего соединения) с использованием жидких органических доноров водорода и никельсодержащего металлоорганического прекурсора катализатора.

Объекты исследования

Объектами исследования в настоящей диссертационной работе являются:

• Сверхвязкая высокосернистая нефть Ашальчинского месторождения Республики Татарстан, характеризующаяся высоким содержанием асфальтенов, сероорганических соединений, высокой плотностью и вязкостью, что делает её трудноперерабатываемой и требует применения современных методов облагораживания.

• Выделенная фракция асфальтенов исследуемой нефти, обладающие сложной молекулярной архитектурой и высокой термической стабильностью, играющие ключевую роль в определении

реологических и фракционных свойств нефти и подвергающиеся структурным трансформациям при термо- и каталитическом воздействии.

• Серосодержащие соединение (дибензилсульфид), применяемые в качестве модельных соединений для оценки эффективности процессов каталитического гидротермального обессеривания с участием водород-донорных сред и никельсодержащего металлоорганического прекурсора.

• Органические доноры водорода различной природы (индивидуальные и многокомпонентные), в том числе на основе циклоалканов, аренов и нефтяных углеводородов, использованные в качестве растворителей-разбавителей, источников водорода и агентов по снижению вязкости.

• Металлоорганическое соединение - никельсодержащий металлоорганический прекурсор -стеарат никеля (II), обладающий растворимостью в нефтяной среде, выступающий в роли прекурсора активных фаз никеля (N10, №988 и N1382), формирующихся т-зИи и обеспечивающих каталитическую активность при гидротермальной облагоражиъавания сверхвязкой нефти.

• Вода (в том числе тяжёлая вода - П20) как термореакционная среда, источник водорода и компонент системы, вовлечённый в реакции гидрирования и обессеривания. Специально использовалась для изотопного маркирования с целью отслеживания участия водорода в механизмах преобразования сверхвязкой нефти.

• Образцы керна пористой среды (песчаник), применённые при физическом моделировании процессов закачки пара и донорно-каталитических составов с целью оценки коэффициента вытеснения нефти и распределения активных фаз катализатора с использованием рентгеновской микёрокомпьютерной томографии (цКТ).

Таким образом, исследование охватывает как реальное нефтяное сырьё, так и модельные соединения, так и водорододонорные системы и никельсодержащий металлоорганический прекурсор, обеспечивая комплексный подход к решению задач облагораживания сверхвязких высокосернистых нефтей в условиях т-зИи и вх-зИи. Основные задачи исследования

В соответствии с целью работы были поставлены следующие задачи:

• Оценка влияния ключевых технологических параметров гидротермального облагораживания сверхвязкой высокосернистой (СВ-ВС) нефти (температура, время воздействия, соотношение нефть/вода).

• Установление роли воды при каталитическом и некаталитическом гидротермальном облагораживании СВ-ВС нефти с использованием методов изотопного анализа с применением Б20 в экспериментальных условиях.

• Подбор и оценка влияния органических водород-донорных растворителей, включая индивидуальные и многокомпонентные составы на основе циклических алифатических и ароматических углеводородов, на эффективность гидротермального облагораживания СВ-ВС нефти. Изучение механизма действия оптимального водород-донорного растворителя в условиях гидротермальной и гидротермально-каталитической обработки в присутствии никельсодержащего металлоорганического прекурсора.

• Изучение структурных изменений асфальтенов и серосодержащих модельных соединений СВ-ВС при различных условиях гидротермальной и гидротермально-каталитической обработки с использованием экспериментальных методов, теоретических расчетов методами теории функционала плотности (ОРТ) и молекулярно-динамического моделирования.

• Экспериментальное подтверждение эффективности совместной закачки водяного пара и предложенного химического состава (никельсодержащий металлоорганический прекурсор (Н-МОП) и органический растворитель-донор водорода) на фильтрационной установке, моделирующей пластовые условия в пористой среде.

• Исследование распределения металлоорганического прекурсора в поровой структуре с помощью метода рентгеновской микрокомпьютерной томографии для дальнейшего моделирования и прогнозирования охвата пласта гидротермально-каталитическим воздействием.

Научная новизна исследований

• Впервые с использованием методов изотопного анализа экспериментально (в присутствии Б20) доказано, что вода при гидротермальном воздействии на СВ-ВС нефть служит не только средой (теплоноситель), но и участвует в процессах облагораживания и обессеривания, являясь экологичным и легкодоступным агентом. Количественно зафиксировано включение дейтерия (О) в жидкую и газовую фазы. Это дополнительно подтверждено появлением полос у(С-О) 2100-2250 см-1 (ИК-Фурье) и сигналов ЯМР-спектроскопии дейтерия (^-ЯМР) в ароматической и алифатической (0.5-6.0 ррт) областях для образцов после ГТО в диапазоне 200-300 °С, в согласии с расчётами DFT/MD. По ГХ-МС идентифицированы Ш4 CD2+, CDзH+, CD4+) и H2S (БШ+, D2S+).

• Установлено, что органические доноры водорода в сочетании с никельсодержащим металлоорганическим прекурсором существенно повышают эффективность гидротермального

облагораживания (ГТО) нефти. Впервые детально исследован механизм превращения органического донора водорода на примере декалина в присутствии и отсутствии воды и никельсодержащего металлоорганического прекурсора катализатора, выявлены закономерности его трансформации.

• Выявлены структурные изменения выделенных асфальтенов и серосодержащего модельного соединения СВ-ВС нефти при гидротермальном воздействии; методами теории функционала плотности DFT и молекулярно-динамического моделирования установлены закономерности их адсорбции и агрегации на наночастицах №0, определено влияние температуры на устойчивость тяжёлых компонентов.

• Установлено, что совместная закачка пара с органическим донором водорода и никельсодержащего металлоорганического прекурсора (Н-МОП) повышает коэффициент вытеснения нефти (с 14.3 до 32.2 %), снижает паронефтяное соотношение (ПНС) примерно в 2,5 раза и улучшает ее химические и физические характеристики; эффективность процесса связана с формированием т^Ии фаз №0, №т8п, обладающих каталитическим эффектом, что подтверждается микротомографическими исследованиями распределения каталитического состава в пористой структуре нефтенасыщенного керна.

Теоретическая значимость

Теоретическая значимость диссертационной работы заключается в углублении научных представлений о преобразования сверхвязкой высокосернистой нефти в условиях гидротермального воздействия с участием органических растворителей- доноров водорода и никельсодержащего металлоорганического прекурсора (Н-МОП). Впервые установлены особенности взаимодействия компонентов нефти с водной фазой и прекурсором-катализатором в различных условиях, что позволило обосновать ключевые параметры процессов и выявить роль воды в их протекании химических процессах методами изотопного анализа с использованием D20.

Разработаны и обоснованы подходы к оценке эффективности донорно-каталитических систем на основе анализа изменений элементного и фракционного состава (5ЛКЛ-анализ), вязкости, содержания серы, структуры асфальтенов и серосодержащих модельных соединений. Полученные данные позволили расширить теоретические знания о закономерностях гидрогенизации, дегидрогенизации и десульфуризации сверхвязких нефтей.

Кроме того, выполнено молекулярное моделирование асфальтенов, что позволило установить взаимосвязь между структурой исходного сырья и глубиной его преобразования при различных условиях гидротермальной обработки. Эти положения вносят вклад в развитие теории

термокаталитических процессов переработки тяжёлых углеводородов и могут служить основой для последующего проектирования эффективных каталитических систем и оптимизации условий облагораживания сверхвязких высокосернистых нефтей и тяжелых нефтяных остатков. Также, выводы о роли воды в каталитическом и некаталитическом гидротермальном облагораживании не только обогащают теоретическую базу в этой области, но и дают весомые основания для использования каталитических систем на основе металлоорганических соединений для усовершенствования процесса добычи, транспортировки и переработки СВ-ВС нефтей.

Практическая значимость

Полученные в ходе диссертационного исследования результаты обладают высокой практической значимостью для разработки и совершенствования технологий облагораживания сверхвязкой высокосернистой нефти. Предложенные методы с применением водород-донорных соединений и никельсодержащого металлоорганического прекурсора позволяют эффективно снижать вязкость, перераспределять групповой состав нефти, снижать содержание серы. Результаты оценки роли воды как активного участника (агента) химических преобразований с применением дейтериевой маркировки ^20) расширяют представления о механизмах взаимодействия в реакционной среде и могут быть использованы при проектировании новых каталитических систем.

Методики, разработанные в рамках работы, включая фильтрационные испытания на физической модели коллектора, применимы для оптимизации процессов паротеплового воздействия с закачкой донорно-каталитических составов в нефтяной пласт, что может быть использовано при разработке месторождений сверхвязкой высокосернистой нефти. Результаты диссертации могут быть внедрены в научно-исследовательскую и проектно-технологическую деятельность, связанную с повышением эффективности добычи сверхвязких нефтей, а также при разработке обоснованных подходов к их переработке.

Методология и методы исследований

В ходе выполнения диссертационной работы использован комплекс современных физико-химических и расчетных методов, обеспечивающих достоверную и всестороннюю оценку процессов гидротермального облагораживания сверхвязкой высокосернистой нефти, а также превращений её компонентов в присутствии доноров водорода и никельсодержащего металлоорганического прекурсора, проведенных в реакторе высокой температуры и давления, а также на фильтрационной установке собственной конструкции при различных термобарических условиях.

Для оценки состава и свойств исходного сырья и продуктов преобразования были использованы следующие методы:

• Элементный анализ (CHNS/O) для определения содержания углерода, водорода, серы, азота и кислорода;

• Определение фракционного и группового состава нефти (SARA-анализ) с использованием жидкостной хроматографии, газовой хроматографии и экстракции;

• Газовая хроматография (ГХ) для определения состава насыщенной фракции нефти и газообразных продуктов;

• Хромато-масс-спектрометрия (ГХ-МС) для определения состава ароматических и серосодержащих компонентов нефти, продуктов гидрирования/дегидрирования доноров водорода;

• ЯМР-спектроскопия (1H, 2H и 13C) для определения структурных особенностей исходных компонентов и продуктов преобразования;

• ИК-Фурье спектроскопия для идентификации функциональных групп в асфальтенах до и после обработки;

• МАЛДИ масс-спектрометрия для определения молекулярной массы асфальтенов.

• Вязкость и плотность.

Для изучения изменений изотопного состава при гидротермальном облагораживании с использованием тяжелой воды применялись:

• Дейтериевое маркирование с использованием D2O, с последующим анализом продуктов методом ГХ-МС и ЯМР-спектроскопии для оценки включения изотопного водорода в продукты реакции.

Также использовались:

• Фильтрационные эксперименты для оценки коэффициента вытеснения при совместной закачке пара с донорно-каталитическим составом;

• Методы молекулярного моделирования и визуализации для построения молекулярных моделей асфальтенов и оценки их поведения в условиях гидротермального воздействия;

• Рентгенофазовый анализ (РФА), сканирующая электронная микроскопия (СЭМ), просвечивающая электронная микроскопия (ПЭМ), термогравиметрический анализ (ТГА).

Комплексное применение вышеуказанных методов позволило получить достоверные данные о механизмах и степени преобразования сверхвязкой нефти и ее компонентов (выделенных асфальтенов, модельного серосодержащего соединения), а также подтвердить эффективность предложенных технологических решений.

Основные положения, выносимые на защиту:

- Результаты исследования влияния ключевых технологических параметров гидротермального и гидротермально-каталитического облагораживания сверхвязкой высокосернистой нефти (температуры, времени воздействия и соотношения нефть/вода).

- Результаты комплексного изотопного анализа сырья, полученного после гидротермального воздействия на СВ-ВС нефть с использованием тяжёлой воды (D2O), позволившего количественно оценить участие воды в качестве донора водорода при гидротермальной обработке.

- Результаты исследования эффективности различных жидких органических растворителей - доноров водорода в условиях гидротермальной и гидротермально-каталитической конверсии СВ-ВС нефти, подтверждающие снижение вязкости, перераспределение группового состава (SARA фракции), уменьшение содержания серы и других нежелательных компонентов.

- Результаты исследования преобразования асфальтенов, выделенных из СВ-ВС нефти, с использованием экспериментальных методов и молекулярно-динамического моделирования в присутствии воды, тетралина и никельсодержащего металлоорганического прекурсора катализатора.

- Результаты экспериментального и теоретического (теории функционала плотности (DFT)) исследования гидротермального обессеривания модельного серосодержащего соединения СВ-ВС нефти (дибензилсульфид - ДБС) в присутствии и отсутствии оптимального донора водорода и никельсодержащего металлоорганического прекурсора катализатора.

- Результаты физического моделирования на фильтрационной установке гидротермального воздействия с использованием оптимального органического водород-донорного растворителя и никельсодержащего металлоорганического прекурсора катализатора на нефтенасыщенную породу в пластовых условиях, а также оценки распределения каталитической системы в пористой структуре керна методом компьютерной микротомографии.

Личный вклад соискателя заключается в сборе и анализе научных публикаций по тематике гидротермального и гидротермально-каталитического облагораживания сверхвязкой и сернистой нефти с использованием доноров водорода; постановке методик разработки и выбора доноров водорода; изучении влияния условий проведения экспериментов на состав и свойства нефтяного сырья; планировании и проведении экспериментальных работ с моделированием процессов преобразования асфальтенов и серосодержащего соединения; обработке и анализе полученных данных с использованием различных инструментальных методов. Выполнены

постановка цели и задач работы, обобщение основных результатов, формулировка защищаемых положений и выводов.

Апробация материалов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на следующих всероссийских и международных конференциях: VII Российская конференция с международным участием «Актуальные проблемы нефтехимии» (Пятигорск, 2025), 79-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2025» (Москва, 2025); SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition (APOGCE) (Джакарта, Индонезия, 2023); VI Международный семинар-конференция «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications» (Анкара, Турция, 2023); Международная конференция IOP Conference Series: Earth and Environmental Science (2024); III Международная научная конференция «Catalytic Upgrading of Heavy Oil» при поддержке Российского научного фонда (Казань, 2023); Международная техническая конференция SPE в рамках выставки Oman Petroleum & Energy Show (Маскат, Султанат Оман, 2022); IV Международный семинар «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Studies, Simulation and Oilfield Application» (Букараманга, Колумбия, 2021); 12-я Всемирная конференция по нефтяной химии (Webinar, Дубай, ОАЭ, 2021).

Связь работы с научными программами и грантами. Исследования в рамках работы проводились при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-15-2022-299 в рамках программы развития научного центра мирового уровня "Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты", Российского научного фонда проектов № 21-73-30023 и № 21-73-30023 (продление), а также нефтедобывающих компаний АО «Зарубежнефть» и ПАО «Татнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 21 работ, среди них 11 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ и индексируемых в базах данных Scopus и WoS, 4 патента РФ, 6 статей и тезисов в сборниках конференций.

Связь работы с научными программами и грантами

Диссертационная работа выполнена при финансовой поддержке в рамках реализации Плана мероприятий по предоставлению стипендий Президента Российской Федерации молодым учёным и аспирантам, осуществляющим перспективные научные исследования и разработки по приоритетным направлениям модернизации российской экономики на 2021-2023 годы (№ СП-2283.2021.1). Тема проекта: «Разработка композиций для интенсификации внутрипластового

облагораживания тяжёлой нефти в качестве нетрадиционного источника энергии и изучение их эффективности при паротепловом воздействии». Содержание диссертационной работы соответствует приоритетному направлению Стратегии научно-технологического развития Российской Федерации: «Переход к экологически чистой и ресурсосберегающей энергетике, повышение эффективности добычи и глубокой переработки углеводородного сырья, формирование новых источников, способов транспортировки и хранения энергии». Структура и объем диссертации

Диссертационная работа объемом 199 страниц состоит из 8 глав, введения и заключения, содержит 80 рисунков, 42 таблиц. Список литературы включает 181 наименований.

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР 1.1 Высоковязкие и сверхвязкие нефть (происхождение, коллекторы и состав)

1.1.1 Происхождение и формирование высоковязких и сверхвязких нефтей

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Аль-Мунтасер Амин Ахмед Мохаммед, 2026 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Hsu C.S. Practical advances in petroleum processing / C.S. Hsu, P.R. Robinson // Robinson Springer Science & Business Media. - 2006. - Vol. 1. - pp. 23-34.

2. Meyer R.F. Heavy oil and natural bitumen-strategic petroleum resources / R.F. Meyer, E.D. Attanasi // United States Geological Survey. - 2003. - World, 434. - pp.650-7.

3. Head I.M. Biological activity in the deep subsurface and the origin of heavy oil / I.M. Head, D M. Jones, S R. Larter // Nature. Nature Publishing Group. - 2003. - Vol. 426. -№ 6964. P. 344352.

4. Speight J.G. Factors influencing the separation of asphaltenes from heavy petroleum feedstocks / J.G. Speight, R.B. Long, T.D. Trowbridge // - Fuel. - Elsevier, 1984. Vol. 63, № 5. P. 616-620.

5. Speight J.G. The chemistry and technology of petroleum / Speight J.G. // CRC press. - 2014.

6. Larter S. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface: Part II— Geological controls on subsurface biodegradation fluxes and constraints on reservoir-fluid property prediction: Part I of this study was published in Organic Chemistry / S. Larter, H. Huang, J. Adams, B. Bennett, O. Jokanola, T. Oldenburg, M. Jones, I. Head, C. Riediger, M. Fowler // Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. American Association of Petroleum Geologists (AAPG). - 2006. - Vol. 90. - № 6. - P. 921-938.

7. Ancheyta J. Hydroprocessing of Maya heavy crude oil in two reaction stages / J. Ancheyta, G. Betancourt, G. Marroquin, G. Centeno, L. C. Castañeda, F. Alonso, J. A. Munoz, Ma T. Gómez, and P. Rayo // Appl. Catal. A Gen. Elsevier. - 2002. - Vol. 233 - № 1-2. - P. 159-170.

8. Smalley C. Heavy oil and viscous oil / C. Smalley // Mod. Pet. Technol. - 2000. - Vol. 1. - P. 409-435.

9. Ancheyta J., Speight J.G. Hydroprocessing of heavy oils and residua / J. Ancheyta, J.G. Speight // CRC Press. - 2007.

10. Lundanes E. Separation of fuels, heavy fractions, and crude oils into compound classes: a review / E. Lundanes, T. Greibrokk // J. High Resolut. Chromatogr. Wiley Online Library. - 1994. -Vol. 17. - № 4. - P. 197-202.

11. Ali M.A. Application of high performance liquid chromatography for hydrocarbon group type analysis of crude oils / M.A. Ali, W.A. Nofa // Fuel Sci. Technol. Int. Taylor & Francis. - 1994. - Vol.

12. - № 1. P. - 21-33.

12. Fan T. Evaluating Crude Oils by SARA Analysis / T. Fan, J. Wang, J.S. Buckley // Proceedings

- SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. - 2002. - P. 883-889.

13. Loh W. Crude oil asphaltenes: colloidal aspects / W. Loh, R.S. Mohamed, R.G. dos Santos // Encyclopedia of surface and colloid science. CRC Press. - 2015. - P. 1546-1562.

14. Ancheyta J. Asphaltenes: chemical transformation during hydroprocessing of heavy oils Ancheyta J., Trejo F., Rana M.S. / J. Ancheyta, F. Trejo, M.S. Rana // CRC press. - 2010.

15. Majumdar R.D. A Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopic Investigation of the Molecular Structure and Aggregation Behavior of Asphaltenes. Ph. D. Thesis, University of Lethbridge: Canada.

- 2015.

16. Meyer R.F. Heavy Oil--a Major Energy Source for the 21st Century / R.F. Meyer, D.K. Olsen // Petroleum Industry Press. - 1998. - Vol. 2.

17. Tirado A. Properties of Heavy and Extra-Heavy Crude Oils / Tirado A., G. Félix, Fernando Trejo, M. A. Varfolomeev, C. Yuan, D. K. Nurgaliev, V. Sâmano, J. Ancheyta // Catal. In-Situ Upgrad. Heavy Extra-Heavy Crude Oils. Wiley Online Library. - 2023. - P. 1-38.

18. Якубова С.Г. Состав смол тяжелой нефти и их влияние на стабильность асфальтенов / Якубова, С. Г., А. И. Фейзрахманов, Л. Э. Турабова, Н. А. Миронов, Г. Р. Ахметова, Э. Г. Тазеева, М. Р. Якубов // Глубокая переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков. сборник материалов международной научно-практической конференции. - 2022. - Казань. - С. 110-113.

19. Arcelus-Arrillaga P. Application of Water in Hydrothermal Conditions for Upgrading Heavy Oils: A Review / P. J.L. Arcelus-Arrillaga, K. Pinilla, Hellgardt, M. Millan // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2017. - Vol. 31. - № 5. - P. 4571-4587.

20. Speight J.G. The Chemistry and Technology of Petroleum / J.G. Speight // CRC press. New York. Ed. Dekker. - 1999.

21. Alfarge D. enhanced oil recovery methods for unconventional reservoirs // Developments in petroleum science / Alfarge, D., Wei, M. and Bai, B. // Elsevier. - 2020. - Vol. 67. P. - 185-199.

22. Ali S.M. Current steamflood technology / S.M. Ali, R.F. Meldau // J. Pet. Technol. Society of Petroleum Engineers. - 1979. - Vol. 31. - № 10. - P. 1-332.

23. Shah A. A review of novel techniques for heavy oil and bitumen extraction and upgrading / A. Shah, R. Fishwick, J. Wood, G. Leeke, S. Rigby, M. Greaves // Energy Environ. Sci. Royal Society of Chemistry. - 2010. - Vol. 3. - № 6. - P. 700-714.

24. Flint L. Oil Sands Technology Roadmap: Unlocking the Potential / L. Flint // Alberta Chamber of Resources. - 2004.

25. Butler R.M. A new approach to the modelling of steam-assisted gravity drainage / R.M. Butler // J. Can. Pet. Technol. Petroleum Society of Canada. - 1985. - Vol. 24. - № 03. P. - 42-51.

26. Butler R.M. Thermal recovery of oil and bitumen / R.M. Butler // Old Tappan. NJ (United States). Prentice Hall Inc. - 1991.

27. Butler R.M. The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells / R.M. Butler, D.J. Stephens // J. Can. Pet. Technol. Petroleum Society of Canada. - 1981. - Vol. 20-№ 02.

28. Akin S. laboratory study of single-well steam-assisted gravity drainage process / S. Akin, S. A. Bagci // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier. - 2001. - Vol. 32. - № 1. - P. 23-33.

29. Hyne J.B. Aquathermolysis: a synopsis of work on the chemical reaction between water (steam) and heavy oil sands during simulated steam stimulation / J.B. Hyne // AOSTRA Publ. Ser. AOSTRA Library and Information Service. - 1986. - № no 50. - P. 55.

30. Gates I.D. Optimization of steam assisted gravity drainage in McMurray reservoir / I.D. Gates, N. Chakrabarty // J. Can. Pet. Technol. Petroleum Society of Canada. - 2006. - Vol. 45. - № 09.

31. Donnelly J.K. Nuclear energy in industry: application to oil production / J.K. Donnelly, D.R. Pendergast // Climate Change and Energy Options Symposium. Canadian Nuclear Society Ottawa. Canada. Citeseer. - 1999.

32. Flint L. Bitumen & very heavy crude upgrading technology: A review of long-term R&D opportunities / L. Flint // LENEF Consult. Ltd. http//www. ptac. org/links/dl/osdfnlreport. pdf. - 2004.

33. Shi H. In-situ upgrading of heavy crude oils inspired by ex-situ petroleum refining processes / H. Shi, L. Ran, J. Ancheyta // Fuel. Elsevier. - 2024. - Vol. 365. - P. 131113.

34. Magomedov R.N. Role of solvent deasphalting in the modern oil refining practice and trends in the process development / R.N. Magomedov, A.V. Pripakhaylo, T.A. Maryutina, A.I. Shamsullin, T.S. Ainullov // Russ. J. Appl. Chem. Springer. - 2019. - Vol. 92. - P. 1634-1648.

35. Li Y. A review of in situ upgrading technology for heavy crude oil / Y. Li, Z. Wang, Z. Hu, B. Xu, Y. Li, W. Pu, J. Zhao // Petroleum. Elsevier. - 2021. - Vol. 7. - № 2. - P. 117-122.

36. Van Ph. Comparative study of single-and two-stage slurry-phase catalytic hydrocracking of vacuum residue for selective conversion of heavy oil / Duy, Ngoc Thuy Nguyen, Ki Hyuk Kang, Pill Won Seo, Danim Yun, Phuong Dieu Phan, Yong-Ki Park, and Sunyoung Park // Catalysis Today 426 (2024): 114391.

37. Nguyen M.T. A review on the oil-soluble dispersed catalyst for slurry-phase hydrocracking of heavy oil / M.T. Nguyen, N.T. Nguyen, J. Cho, C. Park, S. Park, J. Jung, C.W. Lee // J. Ind. Eng. Chem. Elsevier. - 2016. - Vol. 43. - P. 1-12.

38. Morelos-Santos O. Dispersed nickel-based catalyst for enhanced oil recovery (EOR) under limited hydrogen conditions / O. Morelos-Santos, A.I. Reyes de la Torre, J.A. Melo-Banda, A.M. Mendoza-Martínez, P. Schacht-Hernández, B. Portales-Martínez, I. Soto-Escalante, J.M. Domínguez-Esquivel, M. José-Yacamán // Top. Catal. Springer. - 2020. - Vol. 63. - P. 504-510.

39. Elahi S.M. In-situ upgrading and enhanced recovery of heavy oil from carbonate reservoirs using nano-catalysts: Upgrading reactions analysis / S.M. Elahi, C.E. Scott, Z. Chen, P. Pereira-Almao // Fuel. Elsevier. - 2019. - Vol. 252. - P. 262-271.

40. Nguyen T.-H. et al. Hydrodemetallization of heavy oil: Recent progress, challenge, and future prospects / T.H. Nguyen, Q.A. Nguyen, A.N.T. Cao, T. Ernest, T.B. Nguyen, P.T. Pham, T.M. Nguyen // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier. - 2022. - Vol. 216. - P. 110762.

41. Speight J.G. Visbreaking: A technology of the past and the future / J.G. Speight // Sci. Iran. Elsevier. - 2012. - Vol. 19. - № 3. - P. 569-573.

42. Петрухина Н.Н. Превращения высоковязкой нефти при каталитическом и некаталитическом акватермолизе / Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Б.П. Туманян, Л.Е. Фосс, И.П. Косачев, Р.З. Мусин, А.И. Рамазанова, А.В. Вахин // Химия и технология топлив и масел. Общество с ограниченной ответственностью ТУМА ГРУПП. - 2014. - № 4. - P. 30-37.

43. Isa K.M. Hydrogen donor solvents in liquefaction of biomass: a review / K.M. Isa, T.A.T. Abdullah, U.F.M. Ali // Renew. Sustain. Energy Rev. - 2018. - Vol. 81. - P. 1259-1268.

44. Johnstone R.A. Heterogeneous catalytic transfer hydrogenation and its relation to other methods for reduction of organic compounds / R.A. Johnstone, A.H. Wilby, I.D. Entwistle // Chem. Rev. -1985. - Vol. 85. - № 2. - P. 129-170.

45. Alemán-Vázquez L.O. Use of Hydrogen Donors for Partial Upgrading of Heavy Petroleum / L.O. Alemán-Vázquez, P. Torres-Mancera, J. Ancheyta, J. Ramírez-Salgado // Energy and Fuels. ACS Publications. - 2016. - Vol. 30. - № 11. - P. 9050-9060.

46. Pauling L. The Nature of the Chemical Bond / L. Pauling // Cornell university press Ithaca. NY. - 1960. - Vol. 260.

47. Liu Y. The effect of hydrogen donor additive on the viscosity of heavy oil during steam stimulation / Y. Liu, H. Fan // Energy & fuels. ACS Publications. - 2002. - Vol. 16. - № 4. - P. 842846.

48. Hyne J.B. Synopsis Report No. 50. Aquathermolysis / J.B. Hyne //AOSTRA Contract No. 11,103,103 B/C. Petroleum Industrial Press: Beijing. - 1986.

49. Hyne J.B. Aquathermolysis of heavy oil and tar sands / J.B. Hyne // The Second UNITAR International Conference on Heavy Crude Oil and Tar Sands. Petroleum Industrial Press Beijing. -1988.

50. Moll J.K. Activity of alternative hydrogen sources for the hydrodesulfurization of diesel and bitumen in the presence of water using dispersed mo-based catalyst: Advances in oil field chemistry: Downhole upgrading / J.K. Moll, Z. LI, F.T.T. NG // Prepr. Chem. Soc. Div. Pet. Chem. - 2000. -Vol. 45. - № 4. - P. 599-602.

51. Таушев В.В. Термогенолиз нефтяных остатков / В.В. Таушев, Э.М. Манапов // В сб. н. т.«Проблемы глубокой переработки нефти».—БашНИИ НП. - 1992. - № 31. - P. 12-22.

52. Ovalles C. et al. Physical and numerical simulation of an extra-heavy crude oil downhole upgrading process using hydrogen donors under cyclic steam injection conditions / C. Ovalles, J. Martinis, A. Pérez-Pérez, E. Cotte, L. Castellanos, H. Rodríguez // SPE Latin American and Caribbean petroleum engineering conference. Society of Petroleum Engineers. - 2001.

53. Ovalles C. Extra heavy crude oil downhole upgrading using hydrogen donors under cyclic steam injection conditions: Physical and numerical simulation studies / C. Ovalles, H. Rodriguez // J. Can. Pet. Technol. Petroleum Society of Canada. - 2008. - Vol. 47. - № 01.

54. Ovalles C. Upgrading of extra-heavy crude using hydrogen donor under steam injection conditions. Characterization by pyrolysis GC-MS of the asphaltenes and effects of a radical initiator / C. Ovalles, C. Vallejos, T. Vasquez, I. Rojas, U. Ehrman, J.L. Benitez, R. Martinez // Fuel Chem. -2003. - Vol. 48. - P. 59-60.

55. Gould K.A. Natural hydrogen donors in petroleum resids / K.A. Gould, I.A. Wiehe // Energy & fuels. ACS Publications. - 2007. - Vol. 21. - № 3. - P. 1199-1204.

56. Kapadia P.R. A review of pyrolysis, aquathermolysis, and oxidation of Athabasca bitumen / P R. Kapadia, M.S. Kallos, I D. Gates // Fuel Process. Technol. Elsevier. - 2015. - Vol. 131. - P. 270289.

57. Muraza O., Galadima A. Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development / O. Muraza, A. Galadima // Fuel. Elsevier. - 2015. - Vol. 157. - P. 219-231.

58. Hyne J. В. Second International Conference on Heavy Crudes and Tar Sands / J.B. Hyne, J.W. Greidanus, J.D. Tyrer, D. Verona, C. Rizek, P.D. Clark, R.A. Clarke, J. Koo // Aquathermolysis Heavy Oils. - 1982. - P. 25.

59. Clark P.D. Chemistry of organosulphur compound types occurring in heavy oil sands:. 1. High temperature hydrolysis and thermolysis of tetrahydrothiophene in relation to steam stimulation processes / P.D. Clark, J.B. Hyne, J.D. Tyrer // Fuel. Elsevier. - 1983. - Vol. 62. - № 8. - P. 959-962.

60. Maity S.K. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: A review / S.K. Maity, J. Ancheyta, G. Marroquín // Energy and Fuels. ACS Publications. - 2010. - Vol. 24. - № 5. - P. 2809-2816.

61. Zhang Z. Experimental study of in-situ upgrading for heavy oil using hydrogen donors and catalyst under steam injection condition / Z. Zhang, M. Barrufet, R. Lane, D. Mamora // SPE Heavy Oil Conference Canada. Society of Petroleum Engineers. - 2012.

62. Cheng Z.M. Effects of supercritical water in vacuum residue upgrading / Z.M. Cheng, Y. Ding, L.Q. Zhao, P.Q. Yuan, W.K. Yuan // Energy and Fuels. ACS Publications. - 2009. - Vol. 23. - № 6. -P. 3178-3183.

63. Leif R.N. The role of alkenes produced during hydrous pyrolysis of a shale / R.N. Leif, B.R.T. Simoneit // Org. Geochem. Elsevier. - 2000. - Vol. 31. - № 11. - P. 1189-1208.

64. Liu Y. Upgrading of residual oil in sub-and supercritical water: An experimental study / Y. Liu, F. Bai, C.C. Zhu, P.Q. Yuan, Z.M. Cheng, W.K. Yuan // Fuel Process. Technol. Elsevier. - 2013. -Vol. 106. - P. 281-288.

65. Belgrave J.D.M., Moore R.G., Ursenbach M.G. Gas evolution from the aquathermolysis of heavy oils / J.D.M. Belgrave, R.G. Moore, M.G. Ursenbach // Can. J. Chem. Eng. Wiley Online Library. - 1994. - Vol. 72. - № 3. - P. 511-516.

66. Belgrave J.D.M. Comprehensive kinetic models for the aquathermolysis of heavy oils / J.D.M. Belgrave, R.G. Moore, M.G. Ursenbach // J. Can. Pet. Technol. Petroleum Society of Canada. - 1997. - Vol. 36. - № 4. - P. 38-44.

67. Thimm H.F. Prediction of carbon dioxide production in SAGD operations / H.F. Thimm // Can. Int. Pet. Conf. 2008. Society of Petroleum Engineers. - 2018. - Vol. 48. - № 11. - P. 6-8.

68. Chao K. et al. Upgrading and visbreaking of super-heavy oil by catalytic aquathermolysis with aromatic sulfonic copper / K. Chao, Y. Chen, J. Li, X. Zhang, B. Dong // Fuel Process. Technol. Elsevier. - 2012. - Vol. 104. - P. 174-180.

69. Hoering T.C. Thermal reactions of kerogen with added water, heavy water, and pure organic substances / T.C. Hoering // Carnegie Inst. Washingt. Year B. Elsevier. - 1982. - Vol. 81. - № 4. - P. 397-402.

70. Hamedi Shokrlu Y. In-situ upgrading of heavy oil/bitumen during steam injection by use of metal nanoparticles: A study on in-situ catalysis and catalyst transportation / Y. Hamedi Shokrlu, T. Babadagli // SPE Reserv. Eval. Eng. Society of Petroleum Engineers. - 2013. - Vol. 16. - № 03. - P. 333-344.

71. Hosseinpour M. Deuterium tracing study of unsaturated aliphatics hydrogenation by supercritical water in upgrading heavy oil. Part II: Hydrogen donating capacity of water in the presence of iron(III) oxide nanocatalyst / M. Hosseinpour, S. Fatemi, S.J. Ahmadi // J. Supercrit. Fluids. Elsevier. - 2016. - Vol. 110. - P. 75-82.

72. Hosseinpour M. Isotope tracing study on hydrogen donating capability of supercritical water assisted by formic acid to upgrade heavy oil: Computer simulation vs. experiment / M. Hosseinpour, S. Fatemi, S.J. Ahmadi, Y. Oshima, M. Morimoto, M. Akizuki // Fuel. Elsevier. - 2018. - Vol. 225. - P. 161-173.

73. Hosseinpour M. The synergistic effect between supercritical waterand redox properties of iron oxide nanoparticlesfor in-situ catalyticupgrading heavy oil with formic acid. Isotopic study / M. Hosseinpour, S. Fatemi, S.J. Ahmadi, M. Morimoto, M. Akizuki, Y. Oshima, E. Fumoto // Appl. Catal. B Environ. Elsevier. - 2018. - Vol. 230. - P. 91-101.

74. Varfolomeev M.A. Catalytic In-situ Upgrading of Heavy and Extra-heavy Crude Oils / Varfolomeev M.A., Yuan C., Ancheyta J. // John Wiley & Sons. - 2023.

75. Yi Y. Change of asphaltene and resin properties after catalytic aquathermolysis / Y. Yi, S. Li, F. Ding, H. Yu // Pet. Sci. - 2009. - Vol. 6. - № 2. - P. 194-200.

76. Tirado A. Definition of reaction pathways for catalytic aquathermolysis of Liaohe heavy crude oil / A. Tirado, G. Félix, M.A. Varfolomeev, C. Yuan, J. Ancheyta // Fuel. Elsevier. - 2023. - Vol. 333. - P. 126345.

77. Chen Y. The viscosity reduction of nano-keggin-K3PMo12O40 in catalytic aquathermolysis of heavy oil / Y. Chen, Y. Wang, J. Lu, C. Wu // Fuel. Elsevier. - 2009. - Vol. 88. - № 8. - P. 14261434.

78. Chen Y. Gemini catalyst for catalytic aquathermolysis of heavy oil / Y. Chen, C. Yang, Y. Wang // J. Anal. Appl. Pyrolysis. Elsevier B.V. -2010. - Vol. 89. - № 2. - P. 159-165.

79. Wang Y. Mechanism of catalytic aquathermolysis: Influences on heavy oil by two types of efficient catalytic ions: Fe3+ and Mo6+ / Y. Wang, Y. Chen, J. He, P. Li, C. Yang // Energy and Fuels. ACS Publications. - 2010. - Vol. 24. - № 3. - P. 1502-1510.

80. Zhao F.J. Research on the asphaltene structure and thermal analysis in catalytic aquathermolysis of heavy oil / F.J. Zhao, Y.J. Liu, Y. Wu, Y. Si, B. Zhang, H.R. Wu // Key Eng. Mater. - 2011. - Vol. 474-476. - P. 893-897.

81. Chao K. Laboratory experiments and field test of a difunctional catalyst for catalytic aquathermolysis of heavy oil / K. Chao, Y. Chen, H. Liu, X. Zhang, J. Li, // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2012. - Vol. 26. - № 2. - P. 1152-1159.

82. Li J. Influences on the aquathermolysis of heavy oil catalyzed by two different catalytic ions: Cu2+ and Fe3+ / J. Li, Y. Chen, H. Liu, P. Wang, F. Liu // Energy & fuels. ACS Publications. - 2013. - Vol. 27. - № 5. - P. 2555-2562.

83. Wu C.The use of a nano-nickel catalyst for upgrading extra-heavy oil by an aquathermolysis treatment under steam injection conditions / C. Wu, J. Su, R. Zhang, G. Lei, Y. Cao // Pet. Sci. Technol. - 2013. - Vol. 31. - № 21. - P. 2211-2218.

84. Wang J. Aquathermolysis of Heavy Crude Oil with Amphiphilic Nickel and Iron Catalysts / J. Wang, L. Liu, L. Zhang, Z. Li // Energy & Fuels. - 2014. - Vol. 28. - № 12. - P. 7440-7447.

85. Wu C. The Use of Amphiphilic Nickel Chelate for Catalytic Aquathermolysis of Extra-heavy Oil under Steam Injection Conditions / C. Wu, J. Su, R. Zhang, G. Lei, Y. Cao // Energy Sources. Part A Recover. Util. Environ. Eff. - 2014. - Vol. 36. - № 13. - P. 1437-1444.

86. Chuan W.U. Mechanism for reducing the viscosity of extra-heavy oil by aquathermolysis with an amphiphilic catalyst / W.U. Chuan, L.E.I. Guang-Lun, Y.A.O. Chuan-JinKe-Ji, C.A.O. Yan-bin // J. Fuel Chem. Technol. Elsevier. - 2010. - Vol. 38. - № 6. - P. 684-690.

87. Wu C. Study on the molecular dynamics mechanism of extra-heavy oil by catalytic aquathermolysis / C. Wu, J. Su, R. Zhang, Z. Zhang // Energy Sources, Part A Recover. Util. Environ. Eff. - 2016. - Vol. 38. - № 6. - P. 763-768.

88. Kayukova G.P. Conversion of Heavy Oil with Different Chemical Compositions under Catalytic Aquathermolysis with an Amphiphilic Fe-Co-Cu Catalyst and Kaolin / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailova, I P. Kosachev, D A. Feoktistov, A.V. Vakhin // Energy & Fuels. - 2018. - Vol. 32. - № 6. - P. 6488-6497.

89. Li G.R. Catalytic aquathermolysis of super-heavy oil: Cleavage of [Formula presented] bonds and separation of light organosulfurs / G.R. Li, Y. Chen, Y. An, Y.L., Chen // Fuel Process. Technol. Elsevier. - 2016. - Vol. 153. - P. 94-100.

90. Vakhin A. V. Aquathermolysis of heavy oil in reservoir conditions with the use of oil-soluble catalysts: part III - changes in composition resins and asphaltenes / A.V. Vakhin, S.A. Sitnov, I.I. Mukhamatdinov, F.A. Aliev, S.I. Kudryashov, I.S. Afanasiev, O.V. Petrashov, M.A. Varfolomeev, Nurgaliev, D.K. // Pet. Sci. Technol. Taylor & Francis. - 2018. - Vol. 36. - № 22. - P. 1857-1863.

91. Mukhamatdinov I.I. Changes in the subfractional composition of heavy oil asphaltenes under aquathermolysis with oil-soluble CO-based catalyst / I.I. Mukhamatdinov, I.S. Salih, A. V. Vakhin // Pet. Sci. Technol. Taylor & Francis. - 2019. - Vol. 37. - № 13. - P. 1589-1595.

92. Hou J. Recyclable oleic acid modified magnetic NiFe2O4 nanoparticles for catalytic aquathermolysis of Liaohe heavy oil / J. Hou, C. Li, H. Gao, M. Chen, W. Huang, Y. Chen, Zhou, C. // Fuel. Elsevier. - 2017. - Vol. 200. - P. 193-198.

93. Chen M. In situ preparation of well-dispersed CuO nanocatalysts in heavy oil for catalytic aquathermolysis / M. Chen, C. Li, G.R. Li, Y.L. Chen, C.G. Zhou // Pet. Sci. Springer. - 2019. - Vol. 16. - № 2. - P. 439-446.

94. Vakhin A. V. Extra-heavy oil aquathermolysis using nickel-based catalyst: Some aspects of in-situ transformation of catalyst precursor / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov, S.A. Sitnov, S.I. Kudryashov, I.S. Afanasiev, O.V. Petrashov, D.K. Nurgaliev // Catalysts. MDPI. - 2021. - Vol. 11. - № 2. - P. 189.

95. Zou R. Spherical Poly(vinyl imidazole) Brushes Loading Nickel Cations as Nanocatalysts for Aquathermolysis of Heavy Crude Oil / R. Zou, J. Xu, S. Kuffner, J. Becker, T. Li, X. Guan, X. Zhang, L. Li, M.A. Cohen Stuart, X. Guo // Energy and Fuels. - 2019. - Vol. 33. - № 2. - P. 998-1006.

96. Al-Muntaser A.A. Hydrogen donating capacity of water in catalytic and non-catalytic aquathermolysis of extra-heavy oil: Deuterium tracing study / A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, M.A. Suwaid, D.A. Feoktistov, C. Yuan, A.E. Klimovitskii, B.I. Gareev, R. Djimasbe, D.K.Nurgaliev, S.I. Kudryashov, E.V. Egorova // Fuel. Elsevier Ltd. - 2021. - Vol. 283.

97. Qu X. Thermal cracking, aquathermolysis, and their upgrading effects of Mackay River oil sand / X. Qu, Y. Li, S. Li, J. Wang, H. Xu, Z. Li // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier B.V. - 2021. - Vol. 201. -№ January. - P. 108473.

98. Zhou X. Hydrogen-donating capacity of hydrothermal system in catalytic and non-catalytic desulfurization of sulfur compound of unconventional crudes and residues: Deuterium tracing study / X. Zhou, A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, V. Neklyudov, S.A. Saeed, M.A. Suwaid, D.A. Feoktistov, G.Z. Mingazov, R. Djimasbe, I. Khelil, M. Hosseinpour // Chem. Eng. J. Elsevier. - 2024. - Vol. 495. - P. 153626.

99. Abraham M.A. Reactions of benzyl phenyl sulfide neat and in dense polar solvents / M.A. Abraham, M.T. Klein // Fuel Sci. Technol. Int. Taylor & Francis. - 1988. - Vol. 6. - № 6. - P. 633662.

100. Kida Y. Combining experiment and theory to elucidate the role of supercritical water in sulfide decomposition / Y. Kida, C.A. Class, A.J. Concepcion, M.T. Timko, W.H. Green // Phys. Chem. Chem. Phys. - 2014. - Vol. 16. - № 20. - P. 9220-9228.

101. Pophal C. Hydrodesulfurization of dibenzothiophene derivatives over Ti02D A1203 supported sulfided molybdenum catalyst / C. Pophal, F. Kameda, K. Hoshino, S. Yoshinaka, K. Segawa // Catal. Today. Elsevier. - 1997. - Vol. 39. - № 1-2. - P. 21-32.

102. Patwardhan P.R. Supercritical water desulfurization of organic sulfides is consistent with free-radical kinetics / P.R. Patwardhan, M.T. Timko, C.A. Class, R.E. Bonomi, Y. Kida, H.H. Hernandez, J.W. Tester, W.H. Green // Energy and Fuels. - 2013. - Vol. 27. - № 10. - P. 6108-6117.

103. Timko M.T. Upgrading and desulfurization of heavy oils by supercritical water / M.T. Timko, A.F. Ghoniem, W.H. Green // J. Supercrit. Fluids. Elsevier. - 2015. - Vol. 96. - P. 114-123.

104. Niu H. CS cleavage of dibenzothiophenes with or without steric hindrance by the interface between PtSx and ZnO / H. Niu, X.B. Wang, J. Luo, J. Liu, C. Li, W.Y. Li, C. Liang // Chem. Eng. J. Elsevier. - 2023. - Vol. 470. - P. 144115.

105. Clark P.D. Some chemistry of organosulphur compound types occurring in heavy oil sands: 2. Influence of pH on the high temperature hydrolysis of tetrahydrothiophene and thiophene / P.D. Clark, J.B. Hyne, J.D. Tyrer // Fuel. Elsevier. - 1984. - Vol. 63. № 1. - P. 125-128.

106. Ma L. Study on synergistic catalysis of ex-situ catalyst and in-situ clay in aquathermolysis of water-heavy oil-ethanol at low temperature / L. Ma, M. Slany, R. Guo, W. Du, Y. Li, G. Chen, // Chem. Eng. J. Elsevier. - 2023. - Vol. 453. - P. 139872.

107. Volkov V.Y. Low-field NMR-relaxometry as fast and simple technique for in-situ determination of SARA-composition of crude oils / V.Y. Volkov, A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev et al. // J. Pet. Sci. Eng. - 2021. - Vol. 196. - P. 107990.

108. Holdgraf C. The electromagnetic spectrum [Electronic resource] / C. Holdgraf // Cool infographic on the E-M spectrum. - 2010.

109. Carmignato S. Industrial X-Ray Computed Tomography / S. Carmignato, W. Dewulf, R. Leach // Cham: Springer International Publishing. - 2018. - 369 p.

110. Cormack A.M. Representation of a function by its line integrals, with some radiological applications / A.M. Cormack // J. Appl. Phys. - 1964.

111. Youssef S. high resolution CT and pore-network models to assess petrophysical properties of homogeneous and heterogeneous carbonates / S. Youssef, E. Rosenberg, N. Gland, J.A.M. Kenter, M. Skalinski, O. Vizika // Proceedings of SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference. Society of Petroleum Engineers. - 2007.

112. Gizatullin B. Native Vanadyl Complexes in Crude Oil as Polarizing Agents for In Situ Proton Dynamic Nuclear Polarization / B. Gizatullin, M. Gafurov, A. Vakhin, A. Rodionov, G. Mamin, S. Orlinskii, C. Mattea, S. Stapf // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2019. - Vol. 33. - № 11. - P. 10923-10932.

113. Zheng M. The combined DFT and microkinetics methods to investigate the favorite sulfur vacancies of Co (Ni) MoS2 catalysts for maximizing HDS/HYDO selectivity / M. Zheng, L. Zhao, L. Cao, J. Gao, C. Xu // Appl. Catal. B Environ. Elsevier. - 2020. - Vol. 277. - P. 119242.

114. Zeng X. Deep desulfurization of liquid fuels with molecular oxygen through graphene photocatalytic oxidation / X. Zeng, X. Xiao, Y. Li, J. Chen, H. Wang // Appl. Catal. B Environ. Elsevier. - 2017. - Vol. 209. - P. 98-109.

115. Zheng P. DFT insights into the formation of sulfur vacancies over corner/edge site of Co/Ni-promoted MoS2 and WS2 under the hydrodesulfurization conditions / P. Zheng, T. Li, K. Chi, C. Xiao, J. Fan, X. Wang, A. Duan // Appl. Catal. B Environ. Elsevier. - 2019. - Vol. 257. - P. 117937.

116. Grimme S. A consistent and accurate ab initio parametrization of density functional dispersion correction (DFT-D) for the 94 elements H-Pu / S. Grimme, J. Antony, S. Ehrlich, H. Krieg // J. Chem. Phys. AIP Publishing. - 2010. - Vol. 132. - № 15.

117. Tan X.-C. Co-pyrolysis of heavy oil and low density polyethylene in the presence of supercritical water: the suppression of coke formation / X.C. Tan, C.C. Zhu, Q.K. Liu, T.Y. Ma, P.Q. Yuan, Z.M. Cheng, W.K. Yuan // Fuel Process. Technol. Elsevier. - 2014. - Vol. 118. - P. 49-54.

118. Guo K. In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review / K. Guo, H. Li, Z. Yu // Fuel. Elsevier. - 2016. - Vol. 185. - P. 886-902.

119. Belgrave J.D.M., Moore R.G., Ursenbach M.G. Gas evolution from the aquathermolysis of heavy oils / J.D.M. Belgrave, R.G. Moore, M.G. Ursenbach // Can. J. Chem. Eng. Wiley Online Library. - 1994. - Vol. 72. - № 3. - P. 511-516.

120. Gai X.-K. Catalytic bitumen cracking in sub-and supercritical water / X.K. Gai, H. Arano, P. Lu, J.W. Mao, Y. Yoneyama, C.X. Lu, R.Q. Yang, N. Tsubaki // Fuel Process. Technol. Elsevier. -2016. - Vol. 142. - P. 315-318.

121. Chiaramonti D. Review and experimental study on pyrolysis and hydrothermal liquefaction of microalgae for biofuel production / D. Chiaramonti, M. Prussi, M. Buffi, A.M. Rizzo, L. Pari // Appl. Energy. Elsevier. - 2017. - Vol. 185. - P. 963-972.

122. Gollakota A.R.K. A review on the upgradation techniques of pyrolysis oil / A.R.K. Gollakota, M. Reddy, M.D. Subramanyam, N. Kishore // Renew. Sustain. Energy Rev. Elsevier. - 2016. - Vol. 58. - P. 1543-1568.

123. Zhou F., Hearne Z., Li C.J. Water — the greenest solvent overall / F. Zhou, Z. Hearne, C.J. Li // Curr. Opin. Green Sustain. Chem. - 2019. - Vol. 18. - P. 118-123.

124. Kim S. Hydrogen-Deuterium Isotope Exchange of Methane via Non-redox Palladium Catalysis / S. Kim, J. Ho Lee, J. Jarusiewicz, J.C. Wang, K. Woon Jung // Eur. J. Inorg. Chem. Wiley Online Library. - 2023. - Vol. 26. - № 6. - P. e202200615.

125. Dong Y. Hydrogen donation of supercritical water in asphaltenes upgrading by deuterium tracing method / Y. Dong, Q. Zhao, H. Jin, Y. Miao, Y. Zhang, X. Wang, L. Guo // J. Supercrit. Fluids. -2024. - Vol. 205. - P. 106137.

126. Van Pham D. Aquathermolysis of heavy oil using a mixed nickel-oxide/iron-oxide catalyst: Effects induced by crystal phase of iron oxide / D. Van Pham, P.W. Seo, D. Yun, K.H. Kang, S. Park // Fuel. - 2023. - Vol. 353. - P. 129197.

127. Leißing M. The Origin of Gaseous Decomposition Products Formed During SEI Formation Analyzed by Isotope Labeling in Lithium-Ion Battery Electrolytes / M. Leißing, C. Peschel, F. Horsthemke, S. Wiemers-Meyer, M. Winter, S. Nowak // Batter. Supercaps. Wiley Online Library. -2021. - Vol. 4. - № 11. - P. 1731-1738.

128. Turner A.C. Experimental determination of hydrogen isotope exchange rates between methane and water under hydrothermal conditions / A.C. Turner, N.J. Pester, M. Bill, M.E. Conrad, K.G. Knauss, D A. Stolper // Geochim. Cosmochim. Acta. Elsevier. - 2022. - Vol. 329. - P. 231-255.

129. Ananyev M.V. H/D isotopic exchange between methane and a proton-conducting oxide: theory and experiment / M.V. Ananyev, D.M. Zakharov // Catal. Sci. Technol. - 2020. - Vol. 10. - № 11. -P. 3561-3571.

130. Otsuka K. Hydrogen-deuterium exchange studies on the decomposition of methane over Ni/SiO2 / K. Otsuka, S. Kobayashi, S. Takenaka // J. Catal. Elsevier. - 2001. - Vol. 200. - № 1. P. 4-9.

131. Kostyukevich Y. Speciation of structural fragments in crude oil by means of isotope exchange in near-critical water and Fourier transform mass spectrometry / Y. Kostyukevich, A. Zherebker, M.S. Vlaskin, V.A. Roznyatovsky, Y.K. Grishin, E.Nikolaev // Anal. Bioanal. Chem. Springer. - 2019. -Vol. 411. - № 15. - P. 3331-3339.

132. Al-Muntaser A.A. Hydrothermal upgrading of heavy oil in the presence of water at sub-critical, near-critical and supercritical conditions / A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, M.A. Suwaid, C. Yuan, A.E. Chemodanov, D.A. Feoktistov, I.Z. Rakhmatullin, M. Abbas, E. Dominguez-Alvarez, A.A. Akhmadiyarov, V.V. Klochkov // J. Pet. Sci. Eng. - 2020. - Vol. 184.

133. Al-Muntaser A.A. Hydrogen donating capacity of water in catalytic and non-catalytic aquathermolysis of extra-heavy oil: Deuterium tracing study / A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, M.A. Suwaid, D.A. Feoktistov, C. Yuan, A.E. Klimovitskii, B.I. Gareev, R. Djimasbe, D.K.Nurgaliev, S.I. Kudryashov, E.V. Egorova // Fuel. Elsevier Ltd. - 2021. - Vol. 283.

134. Stuart B.H. Polymers Infrared Spectrosc. Fundam / Stuart B.H. // Appl. ACOL Series, Wiley Chichester. - 2004. - P. 11.

135. Rakhmatullin I.Z. Application of high resolution NMR (1H and 13C) and FTIR spectroscopy for characterization of light and heavy crude oils / I.Z. Rakhmatullin, S.V. Efimov, V.A. Tyurin, A.A. Al-Muntaser, A.E. Klimovitskii, M.A. Varfolomeev, V.V. Klochkov // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier. - 2018. -Vol. 168. - P. 256-262.

136. Gore R.C. Infrared Spectroscopy / R.C. Gore // Anal. Chem. Wiley Online Library. - 1954. -Vol. 26. - № 1 . - P. 11 -19.

137. Long M.A. New simple method for rapid tritium labeling of organics using organoaluminum dihalide catalysts / M.A. Long, J.L. Garnett, R.F.W. Vining, T. Mole // J. Am. Chem. Soc. - 1972. -Vol. 94. - № 24. - P. 8632-8633.

138. Giles R. H-D exchange in deuterated trifluoroacetic acid via ligand-directed NHC-palladium catalysis: a powerful method for deuteration of aromatic ketones, amides, and amino acids / R. Giles, G. Ahn, K.W. Jung // Tetrahedron Lett. - 2015. - Vol. 56. - № 45. - P. 6231-6235.

139. Al-Muntaser A.A. Effect of decalin as hydrogen-donor for in-situ upgrading of heavy crude oil in presence of nickel-based catalyst / A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, M.A. Suwaid, M.M. Saleh, R. Djimasbe, C. Yuan, RR. Zairov, J. Ancheyta // Fuel. Elsevier. - 2022. - Vol. 313. - P. 122652.

140. Yi Y. Change of asphaltene and resin properties after catalytic aquathermolysis / Y. Yi, S. Li, F. Ding, H. Yu // Pet. Sci. Springer. - 2009. - Vol. 6. - № 2. - P. 194-200.

141. Shokrlu Y.H. Viscosity reduction of heavy oil/bitumen using micro-and nano-metal particles during aqueous and non-aqueous thermal applications / Y.H. Shokrlu, T. Babadagli // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier. - 2014. - Vol. 119. - P. 210-220.

142. Clark P.D. Studies on the chemical reactions of heavy oils under steam stimulation condition / P.D. Clark, J.B. Hyne // Aostra J Res. - 1990. - Vol. 29. - № 6. - P. 29-39.

143. Kalenchuk A.N. Kinetics of decalin dehydrogenation on Pt/C catalyst / A.N. Kalenchuk, D.N. Smetneva, V.I. Bogdan, L.M. Kustov // Russ. Chem. Bull. Springer. - 2015. - Vol. 64. - № 11. P. 2642-2645.

144. Martynenko E.A. Hydrogen production from decalin over silica-supported platinum catalysts: a kinetic and thermodynamic study / E.A. Martynenko, S. V. Vostrikov, A.A. Pimerzin // React. Kinet. Mech. Catal. Springer. - 2021. - P. 1-16.

145. Preuster P. Liquid organic hydrogen carriers (LOHCs): toward a hydrogen-free hydrogen economy / P. Preuster, C. Papp, P. Wasserscheid // Acc. Chem. Res. ACS Publications. - 2017. - Vol. 50. - № 1. - P. 74-85.

146. Hodoshima S. Hydrogen storage by decalin/naphthalene pair and hydrogen supply to fuel cells by use of superheated liquid-film-type catalysis / S. Hodoshima, S. Takaiwa, A. Shono, K. Satoh, Y. Saito // Appl. Catal. A Gen. Elsevier. - 2005. - Vol. 283. - № 1-2. - P. 235-242.

147. Groenzin H. Asphaltene molecular size and structure / H. Groenzin, O.C. Mullins // J. Phys. Chem. A. ACS Publications. - 1999. - Vol. 103. - № 50. - P. 11237-11245.

148. Park J.W. Molecular dynamics simulations of asphaltene aggregation in heavy oil system for the application to solvent deasphalting / J.W. Park, K.B. Lee // Fuel. Elsevier. - 2022. - Vol. 323. - P. 124171.

149. Akstinat M.H. Gas evolution and change of oil composition during steam flooding of oil reservoirs / M.H. Akstinat // J. Pet. Geol. Wiley Online Library. - 1983. - Vol. 5. - № 4. - P. 363388.

150. Ibatullin T.R. Simulation of hydrogen sulfide and carbon dioxide production during thermal recovery of bitumen / T.R. Ibatullin, T. Yang, E.B. Petersen, M. Chan, O. Rismyhr, S. Tollefsen, // SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition. OnePetro. - 2011.

151. Al-Muntaser A.A. In-situ hydrogenation and upgrading of heavy crude oil using environmentally friendly oil-soluble nanocatalyst and hydrogen donor / A.A. Al-Muntaser, A. Farhadian, A. Tajik, S. Yuan // Fuel. Elsevier. - 2025. - Vol. 386. - P. 134150.

152. Alshareef A.H. Asphaltenes: Definition, properties, and reactions of model compounds / A.H. Alshareef // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2019. - Vol. 34. - № 1. - P. 16-30.

153. Sun Y. Influence of asphaltene on the residue hydrotreating reaction / Y.D. Sun, C.H. Yang, H. Zhao, H.H. Shan, B.X. Shen // Energy & fuels. ACS Publications. - 2010. - Vol. 24. - № 9. - P. 5008-5011.

154. Chacón-Patiño M.L. Advances in asphaltene petroleomics. part 1: asphaltenes are composed of abundant island and archipelago structural motifs / M.L. Chacón-Patiño, S.M. Rowland, R.P. Rodgers // Energy & fuels. ACS Publications. - 2017. - Vol. 31. - № 12. - P. 13509-13518.

155. Urazov K.K. Effect of hydrogen-donor of heavy crude oil catalytic aquathermolysis in the presence of a nickel-based catalyst / K.K. Urazov, N.N. Sviridenko, Y.A. Iovik, E.N. Kolobova, M.V. Grabchenko, I.A. Kurzina, I.I. Mukhamatdinov // Catalysts. MDPI. - 2022. - Vol. 12. - № 10. - P. 1154.

156. Chacón-Patiño M.L. Tracing the compositional changes of asphaltenes after hydroconversion and thermal cracking processes by high-resolution mass spectrometry / M.L. Chacón-Patiño, C. Blanco-Tirado, J.A. Orrego-Ruiz, A. Gómez-Escudero, M.Y. Combariza // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2015. - Vol. 29. - № 10. - P. 6330-6341.

157. Mukhamatdinov I.I. Influence of Co-based catalyst on subfractional composition of heavy oil asphaltenes during aquathermolysis / I.I. Mukhamatdinov, I.S.S. Salih, I.Z. Rakhmatullin, S.A. Sitnov, A.V. Laikov, V.V. Klochkov, A.V. Vakhin // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier. - 2020. - Vol. 186. - P. 106721.

158. Sviridenko N.N. Трансформация асфальтенов при термокрекинге тяжелых нефтей / N.N. Sviridenko, K.K. Urazov, D.S. Korneev // Известия высших учебных заведений. серия «химия и химическая технология». - 2025. - Vol. 68. - № 8. - P. 75-83.

159. Свириденко Н.Н. Деструкция смол и асфальтенов природного битума на никельсодержащем катализаторе / Н.Н. Свириденко, Е.Б. Кривцов, А.К. Головко // Химия в интересах устойчивого развития. Фонд" Центр поддержки науки и культуры". - 2017. - Vol. 25.

- № 1. - P. 79-84.

160. Phillips J.C. Scalable molecular dynamics on CPU and GPU architectures with NAMD / J.C. Phillips, D.J. Hardy, J.D. Maia, J.E. Stone, J.V. Ribeiro, R.C. Bernardi, R. Buch, G. Fiorin, J. Hénin, W. Jiang, R. McGreevy // J. Chem. Phys. AIP Publishing. - 2020. - Vol. 153.- № 4.

161. Halgren T.A. Merck molecular force field. I. Basis, form, scope, parameterization, and performance of MMFF94 / T.A. Halgren // J. Comput. Chem. Wiley Online Library. - 1996. - Vol. 17.

- № 5-6. - P. 490-519.

162. Brooks B.R. CHARMM: the biomolecular simulation program / B.R. Brooks, C.L. Brooks, A.D. Mackerell, L. JrNilsson, R.J. Petrella, B. Roux, Y. Won, G. Archontis, C. Bartels, S. Boresch, A. Caflisch // J. Comput. Chem. Wiley Online Library. - 2009. - Vol. 30. - № 10. - P. 1545-1614.

163. Heinz H. Thermodynamically consistent force fields for the assembly of inorganic, organic, and biological nanostructures: the INTERFACE force field / H. Heinz, T.J. Lin, R. Kishore Mishra, F.S. Emami // Langmuir. ACS Publications. - 2013. - Vol. 29. - № 6. - P. 1754-1765.

164. Bugnon M. SwissParam 2023: a modern web-based tool for efficient small molecule parametrization / M. Bugnon, M. Goullieux, U.F. Rohrig, M.A. Perez, A. Daina, O. Michielin, and V. Zoete // J. Chem. Inf. Model. ACS Publications. - 2023. - Vol. 63. - № 21. - P. 6469-6475.

165. Zoete V. SwissParam: a fast force field generation tool for small organic molecules / V. Zoete, M.A. Cuendet, A. Grosdidier, O. Michielin // J. Comput. Chem. Wiley Online Library. - 2011. - Vol. 32. - № 11. - P. 2359-2368.

166. Yesselman J.D. MATCH: An atom-typing toolset for molecular mechanics force fields / J.D. Yesselman, D.J. Price, J.L. Knight, C.L. Brooks // J. Comput. Chem. Wiley Online Library. - 2012. -Vol. 33. - № 2. - P. 189-202.

167. Kalafati D.D. Experimental Determination of a Dependence of a Saturated Vapor Pressure of Benzene on Temperature/ D.D. Kalafati, D.S. Rasskazov, E.K. Petrov // Zhurnal Fiz. Khimii. - 1967. -Vol. 41. - P. 1357-1359.

168. Speight J.G. The chemistry and technology of petroleum / Speight J.G. // CRC press. - 2006.

169. Speight J.G. The desulfurization of heavy oils and residua. / Speight J.G. // CRC Press. - 1999.

170. Lu L. Desulfurization mechanism of thiophene compounds in supercritical water / L. Lu, W. Wei, F. Liu, W. Cao, H. Jin, Y. Chen, L. Guo // Fuel. Elsevier. - 2023. - Vol. 353. - P. 129251.

171. Mochida I. An overview of hydrodesulfurization and hydrodenitrogenation / I. Mochida, K.-H. Choi // J. Japan Pet. Inst. The Japan Petroleum Institute. - 2004. - Vol. 47. - № 3. - P. 145-163.

172. Suwaid M.A. Using the oil-soluble copper-based catalysts with different organic ligands for in-situ catalytic upgrading of heavy oil / M.A. Suwaid, M.A. Varfolomeev, A.A. Al-Muntaser, N.I., Abdaljalil, R. Djimasbe, N.O. Rodionov, A. Zinnatullin, F.G. Vagizov // Fuel. Elsevier. - 2022. - Vol. 312. - P. 122914.

173. Saraev A.A. XAS study of Mo-based dispersed catalysts for upgrading of heavy oil / A.A. Saraev, O.O. Zaikina, G.A. Sosnin, P.M. Yeletsky, A.M. Tsapina, Y.V. Zubavichus, V.A. Yakovlev V.V. Kaichev // Radiat. Phys. Chem. Elsevier. - 2020. - Vol. 175. - P. 108335.

174. Khoshooei M.A. Activity assessment of NiMo bimetallic nanocatalyst in presence and absence of steam in in-situ upgrading technology (ISUT) / M.A. Khoshooei, S.M. Elahi, L. Carbognani, C.E. Scott, P. Pereira-Almao // Fuel. Elsevier. - 2021. - Vol. 288. - P. 119664.

175. Bao Y. On the physics of cyclic steam stimulation / Y. Bao, J. Wang, I.D. Gates // Energy. -2016. - Vol. 115. - P. 969-985.

176. Bao Y. Steam injection gravity drainage as a follow-up process for cyclic steam stimulation / Y. Bao, J. Wang, I.D. Gates // J. Petrol. Sci. Eng. - 2017. - Vol. 153. - P. 268-282.

177. Ortiz-Moreno H. Heavy oil upgrading at moderate pressure using dispersed catalysts: Effects of temperature, pressure and catalytic precursor / H. Ortiz-Moreno, J. Ramirez, R. Cuevas, G. Marroquin, J. Ancheyta // Fuel. - 2012. - Vol. 100. - P. 186-192.

178. Tajik A. Optimization of heavy crude oil recovery using oil-soluble catalyst precursor under electromagnetic heating / A. Tajik, T. Kholmurodov, Y.I. Abdelsalam, N.A. Nazimov, A.V. Vakhin // Fuel. - 2025. - Vol. 379. - P. 133043.

179. Shokrlu Y.H. In-situ upgrading of heavy oil/bitumen during steam injection by use of metal nanoparticles: A study on in-situ catalysis and catalyst transportation / Y.H. Shokrlu, T. Babadagli // SPE Reserv. Eval. Eng. Society of Petroleum Engineers. - 2013. - Vol. 16. - № 3. - P. 333-344.

180. Hadad C.M. C-O and C-S bonds: Stability, bond dissociation energies, and resonance stabilization / C.M. Hadad, PR. Rablen, KB. Wiberg // J. Org. Chem. - 1998. - Vol. 63, № 24. - P. 8668-8681.

181. Shi J. A computational study of C-S bond dissociation enthalpies in petroleum chemistry / J. Shi, X. Hu, S. Liang // Heteroat. Chem. - 2011. - Vol. 22, № 2. - P. 97-105.