Облагораживание сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения в присутствии комплексной добавки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Закиева Райхан Ринатовна

• Закиева Райхан Ринатовна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Закиева Райхан Ринатовна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Потенциал сверхвязких нефтей

1.2 Сверхкритические водные флюиды

1.3 Облагораживание сверхвязких нефтей в присутствии воды

1.4 Влияние добавок на процесс облагораживания сверхвязких нефтей 36 ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объекты исследования

2.1.1 Сверхвязкая нефть Ашальчинского месторождения

2.1.2 Каменный уголь, оксиды и соли металлов

2.2 Описание экспериментальной лабораторной установки

2.3 Методы исследования

2.3.1 Определение группового состава жидкостно-адсорбционной хроматографией

2.3.2 Определение элементного состава

2.3.3 Определение реологических свойств

2.3.4. Определение структурно-группового состава методом ИК-

Фурье спектроскопии

2.3.5 Термический анализ

2.3.6 Определение углеводородного состава методом газовой хроматографии и хромато-масс-спектрометрии

2.3.7 Сканирующая электронная микроскопия

2.3.8 Рентгеноструктурный анализ

2.3.9 Рентгенофлуоресцентный анализ

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОДУКТОВ ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ

СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

ГЛАВА 4. ОБЛАГОРАЖИВАНИЕ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ В

ПРИСУТСТВИИ УГЛЕЙ И СОЕДИНЕНИЙ МЕТАЛЛОВ

ГЛАВА 5. БЛОК-СХЕМА ОБЛАГОРАЖИВАНИЯ СВЕРХВЯЗКОЙ

НЕФТИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Облагораживание сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения в присутствии комплексной добавки»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В настоящее время в России в балансе добываемой нефти наблюдается увеличение доли тяжелых сверхвязких нефтей (СВН). Татарстан занимает второе место по величине запасов СВН среди нефтегазоносных провинций с прогнозным объемом до 7 млрд тонн. Такие обширные запасы ставят задачу их использования в качестве сырья для топливно-энергетического и нефтехимического комплекса. На сегодня добыча СВН в Республике Татарстан ведется на Ашальчинском месторождении компанией ПАО «Татнефть». Особый интерес в этой связи приобретают исследования, направленные на создание новых и адаптацию существующих технологий ее подготовки и переработки. В зарубежных нефтяных компаниях сверхвязкая нефть, как правило, изначально подвергается конверсии в синтетические нефти, которые в дальнейшем перерабатываются по классическим схемам: с получением светлых нефтепродуктов. Высокое содержание в составе СВН высокомолекулярных и гетероатомных соединений, смол и асфальтенов, склонных при повышенных температурах к образованию кокса, значительно усложняет их транспортировку и переработку по классическим схемам нефтеперерабатывающих заводов. Решение этой проблемы может быть реализовано путем высокотемпературного облагораживания СВН в присутствии воды в термодинамических условиях, близких к ее критической точке. В связи с этим важным и актуальным представляется исследование влияния параметров процесса облагораживания, а также различных добавок на закономерности превращения компонентов нефти на примере СВН Ашальчинского месторождения в присутствии воды в состоянии, близком к критическому.

Степень разработанности темы исследования.

В последние годы интерес к водным флюидам набирает все большие масштабы. Изучение современной научной литературы показало, что вода в суб-и сверхкритическом состоянии пользуются большой популярностью у исследователей, однако особенности превращения высокомолекулярных

компонентов тяжелых сверхвязких нефтей под воздействием гидротермального водного флюида до сих пор мало изучены. Исследования в данном направлении ведутся научными группами, как в России: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина (Москва), МГУ им. Ломоносова, Институт катализа им. Г. К. Борескова СО РАН (Новосибирск), Институт органической химии им. Зелинского, Институт химии нефти СО РАН (Томск), Казанский Федеральный Университет, Институт теплофизики им. С.С. Кутателадзе (Новосибирск), Институт органической и физической химии им. А. Е. Арбузова (Казань), так и за рубежом: Восточный Китайский политехнический Университет (Шанхай), Яньченьский институт промышленных технологий, Национальный институт передовой промышленной науки и технологии (Токио), Университет Сиань Цзяотун (Китай), Институт наук о Земле, Еврейский университет в Иерусалиме, Токийский технологический институт, Университет Гавайи в Маноа (США) и др. Экспериментальные исследования в области реакционной способности углеводородов СВН в гидротермальных флюидах в настоящее время находятся на стадии накопления эмпирических данных.

Цель работы: исследование влияния комплексной добавки на облагораживание сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения в присутствии водного флюида.

Задачи исследования:

1. Провести сравнительный анализ продуктов облагораживания сверхвязкой нефти в присутствии воды в термодинамических условиях, близких к ее критической точке, в температурном интервале 360-420 °С и при давлениях до 24 МПа.

2. Оценить влияние каменного и активного углей на облагораживание сверхвязкой нефти.

3. Оценить влияние оксидов железа на облагораживание сверхвязкой нефти в присутствии каменного угля и водного флюида.

4. Исследовать влияние комплексной добавки, состоящей из каменного угля, оксида алюминия, солей никеля и меди, на облагораживание сверхвязкой нефти.

5. На основе полученных данных предложить оптимальные условия и принципиальную схему облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения в водном флюиде.

Научная новизна работы. Впервые установлено, что образование светлых фракций в продукте облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения в присутствии водного флюида при температуре 420 °С и давлении 24 МПа происходит путем превращения полиароматических и деструкции смолисто-асфальтеновых компонентов, тогда как при температуре 360 °С и давлении 21 МПа - за счет деструкции только смолисто-асфальтеновых компонентов.

Комплексная добавка, состоящая из каменного угля, оксида алюминия, солей никеля и меди, способствует увеличению содержания в продуктах облагораживания СВН насыщенных и легких ароматических углеводородов, что связано с синергетическим действием металлов, интенсифицирующих реакции гидролиза, гидрирования, дегидрирования и процессов адсорбции смолисто-асфальтеновых веществ, полиароматических углеводородов на поверхности каменного угля, а также подавлением реакций уплотнения, что позволяет осуществлять облагораживание в более мягких термобарических условиях, снижая температуру и давление с 420 °С и 24 МПа до 385 °С и 22,5 МПа.

Теоретическая и практическая значимость работы. Определены оптимальные условия для облагораживания сверхвязкой нефти в водном флюиде при добавлении комплексной добавки в количестве 9 %, состоящей из каменного угля и смеси оксида алюминия и карбонатов никеля и меди, при температуре 385 °С и давлении 22,5 МПа, что обеспечивает в продукте наибольшее увеличение содержания фракции н.к.-200 °С с 6,5 до 19,1 % мас., уменьшение содержания серы с 2,8 до 1,4 % мас. и снижение вязкости на 90 %.

На основании экспериментальных данных предложена блок-схема облагораживания сверхвязкой нефти, в том числе с допустимым содержанием воды до 33 % мас., с получением продукта с высоким количеством легкокипящих соединений, насыщенных и легких ароматических углеводородов, соответствующих дизельной фракции и вакуумному газойлю. Использование в

качестве сырья процесса облагораживания сверхвязкой нефти с содержанием воды до 33 % мас. позволяет упростить технологию ее подготовки на установках подготовки сверхвязких нефтей (УПСВН).

Методология и методы исследования.

Экспериментальные исследования процесса облагораживания сверхвязкой нефти проводили в реакторе периодического типа (автоклаве). Исследование сверхвязкой нефти и продуктов её облагораживания проводили методами: жидкостно-адсорбционная хроматография, ротационная вискозиметрия, ИК-Фурье спектроскопия, термический анализ, газовая хроматография и хромато-масс-спектрометрия, рентгеноструктурный анализ твердых продуктов, сканирующая электронная микроскопия.

Положения, выносимые на защиту:

- результаты исследований облагораживания СВН Ашальчинского месторождения в присутствии водного флюида при 360-420 °С и давлении до 24 МПа;

- совокупность данных об изменении группового, структурно-группового, углеводородного составов и вязкостных свойств продуктов облагораживания СВН Ашальчинского месторождения в присутствии каменного и активного углей при температуре 385 °С и давлении 22,5 МПа;

- данные о влиянии каменного угля, оксидов металлов железа и алюминия, солей никеля и меди на состав и свойства продуктов облагораживания СВН Ашальчинского месторождения при температуре 385 °С и давлении 22,5 МПа;

- принципиальная схема облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения.

Степень достоверности полученных результатов обеспечена сравнительным анализом полученных данных с помощью современных методов инструментального анализа и сопоставлением полученных результатов с литературными данными.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы были представлены на следующих конференциях: XII European Congresson Catalysys «Catalysys: Balancing the use of fossil and renewable resourses» (Russia, Kazan,

2015); Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса НМСУ «Горный» (Санкт-Петербург, 2015); 70-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2016» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина (Москва,

2016); 18th International Multidisciplinary Scientific Geo Conference «SGEM 2018», Science and technologies in geology, exploration and mining, Mineral processing oil and gas exploration (Albena, Bulgaria, 2018); Международной конференции «Thermal EOR International Workshop III» (Chengdu, China, 2018), Научно-практической конференции «Актуальные задачи нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса» (Москва, 21-23 ноября 2018 г.), Научно-технической конференции «Проблемы обустройства нефтяных месторождений», приуроченной к 90-летию В. П. Тронова (Бугульма, 7 октября 2020 г.).

Публикации. Материалы диссертации опубликованы в 19 работах, включая 4 статьи в журналах из списка, рекомендованного ВАК Минобрнауки России, 9 статей в журналах, индексируемых в WoS и SCOPUS, 4 публикации в трудах конференций различного уровня, 1 публикацию в прочих рецензируемых изданиях, получен 1 патент РФ.

Личный вклад автора заключается в планировании и выполнении экспериментальных исследований по облагораживанию сверхвязкой нефти, сравнительному анализу составов и свойств исходных реагентов и конечных продуктов с использованием аналитических методов анализа, обработке полученных результатов и опубликовании данных, полученных в ходе выполнения работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников, включающего 185 наименований. Работа изложена на 120 страницах, включая 12 таблиц и 40 рисунков.

Благодарности. Автор выражает благодарность к.т.н. С. М. Петрову, д.т.н. Э. А. Каралину за консультацию, содействие в проведении экспериментальных и аналитических работ.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Потенциал сверхвязких нефтей

По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), геологические запасы традиционных нефтяных углеводородов на планете составляют почти 10 трлн баррелей, такое же количество нетрадиционных углеводородов. В основном это тяжелые сверхвязкие нефти и природные битумы [1, 2]. В настоящее время во всем мире разработка старых месторождений углеводородов ведется в условиях выработки остаточных запасов, а вновь вводимые в эксплуатацию месторождения содержат трудноизвлекаемые запасы, что обусловлено геолого-геофизическими условиями, нахождением углеводородов в низкопроницаемых терригенных, карбонатных коллекторах, наличием тяжелых сверхвязких нефтей. Наиболее богатыми углеводородными ресурсами сверхвязких нефтей обладают такие страны, как Канада, Венесуэла, Россия и т. д. Существующие на сегодняшний день технологии позволяют добывать значительную часть этих запасов.

Мировые запасы сверхвязких нефтей оцениваются более чем в 5,5 трлн баррелей, из них около 30 % можно отнести к категории извлекаемых существующими методами добычи, и эта цифра продолжает расти [3-11]. Таким образом, на данном этапе развития структура добычи мировых запасов нефти изменяется: уменьшается доля традиционных нефтей и увеличивается доля тяжелых сверхвязких нефтей (СВН) [3, 4], а мировое сообщество рассматривает их запасы как один из основных дополнительных источников энергии в будущем

[5-11].

Принадлежность залежей тех или иных углеводородов к тяжелым сверхвязким нефтям или природным битумам не имеет единого мирового критерия. На начальном этапе исследований был широко распространен исторически закрепившийся термин «природный битум», до сих пор широко использующийся в мировой литературе. По классификации, принятой на XII

Нефтяном мировом конгрессе в Хьюстоне в 1987 г., нефти предлагается разделять на типы по плотности: легкие нефти (плотность 0,87 г/см3), средние (0,87-0,92 г/см3), тяжелые (плотность 0,92-1,00 г/см3), и сверхтяжелые (более 1,00 г/см3 при вязкости менее 10000 мПас) [12, 13]. По этой же классификации к нетрадиционным углеводородным ресурсам относят залежи природных битумов, обладающие вязкостью более 10000 мПас. В соответствии с ГОСТ 51858-2020 «Нефть. Общие технические условия» углеводороды с плотностью от 0,8701 до 0,8950 г/см3 относятся к тяжелым нефтям, с плотностью более 0,8950 г/см3 относят к битуминозным нефтям [14]. К природным битумам в соответствии с классификацией В. А. Успенского [15] относят мальты с плотностью 0,970-1,030 г/см3 и содержанием УВ (масел) 40-65 % мас., асфальты с плотностью 1,0-1,2 г/см3 и содержанием УВ (масел) 25-40 % мас., асфальтиты с плотностью 1,050-1,150 г/см3 и содержанием УВ (масел) 5-25 % мас., кериты с плотностью 1,00-1,25 г/см3, антраксолиты с плотностью 1,3-2,0 г/см3, озокериты с плотностью 0,850-1,000 г/см3 и содержанием УВ (масел) 20-85 % мас. К нафтоидам относят природные битумы, образующиеся при локальном воздействии высокой температуры и давления на обогащенные органическим веществом породы. По вязкости в пластовых условиях традиционные и нетрадиционные углеводородные ресурсы для определения возможных способов транспортировки и переработки делят на маловязкие (с вязкостью до 10 мПа-с), вязкие (более 10 мПа-с и до 200 мПа-с), высоковязкие (от 200 до 1000 мПа-с), сверхвязкие нефти (от 1000 до 10000 мПа-с) и природные битумы (более 10000 мПа-с при нормальных условиях). С точки зрения отличительных особенностей углеводородного химического состава СВН наиболее совершенной является классификация Ал. А. Петрова, основанная на содержании в них алканов линейного и разветвленного строения, нафтенов и ароматических соединений. В соответствии с данной классификацией СВН можно разделить на четыре типа: А1 - парафинового или нафтенопарафинового основания, с высоким содержанием н-алканов (К от 0,95 до 2,5, / от 0,2 до 20, Р/ от 4 до 70); Б1 - нафтенового или нафтеноароматического основания с практическим отсутствием линейных и разветвленных алканов; А2 -

нафтенопарафинового основания с преобладанием разветвленных алканов над линейными (К от 2,5 до 100, ¡/ от 3 до 20, Р/ от 0,1 до 6); Б2 - нафтенового и нафтенопарафинового основания с отсутствием монометилзамещенных алканов (if от 0,1 до 15). Тонкое понимание специфики доминирующего состава СВН не только представляет научный интерес, но и необходимо для фундаментальной основы разработки инновационных технологий переработки СВН.

В мире открыто свыше 1680 месторождений тяжелых сверхвязких нефтей (рисунок 1.1), которые разрабатываются примерно в половине нефтедобывающих стран [7, 16].

Рисунок 1.1 - Мировые запасы ресурсов сверхвязких нефтей (значения указаны в млрд барр.) [7]

Геологические запасы тяжелых сверхвязких нефтей и природных битумов в терригенных отложениях Канады составляют от 1,8 до 2,5 триллионов баррелей, из которых доказанные извлекаемые с использованием современных технологий ~170 млрд баррелей, потенциально извлекаемые - 315 млрд баррелей [17-21]. Все сверхвязкие нефти Западно-Канадского осадочного бассейна залегают в нижнемеловых песках, характеризуются высоким содержанием серы, плотностью от 0,946 до 1,030 г/см3. Нефти из глубоко залегающих коллекторов в южной части

бассейна являются более легкими и менее вязкими, чем нефти из неглубоко залегающих отложений в северной части [22]. Добыча сверхвязких нефтей в Канаде ведется на месторождениях западной провинции Альберта из отложений нижнемеловых песчаников, имеющих выход на дневную поверхность: Athabasca, Cold Lake, Lloyd-minister и Peace River. Вязкость СВН в пластовых условиях варьируется от 10000 до 1000000 мПас и выше, средняя глубина залежей в терригенных отложениях составляет 60-750 м [23-27]. В Западном-Канадском осадочном бассейне имеется скопление тяжелой сверхвязкой нефти (плотность 1,015-1,030 г/см3, вязкость 1000 мПас) объемом 200-215 млрд. м3, залегающей под нефтяными песками нижнего мела в карбонатных отложениях нижнего отдела каменноугольного периода палеозойской эры, а также франского яруса верхнего девона. Нефтенасыщенность карбонатных отложений - 70-100 % порового пространства, пористость - 20-40 %, глубина залегания - 75-400 м [28]. В основе Западно-Канадской нефтегазоносного бассейна залегают кристаллические породы фундамента докембрийской Северо-Американской платформы. В настоящее время в Канаде открыты месторождения СВН в отложениях карбона, перми, триаса и мела [29]. В западной части Северно-Американской платформы (провинции Альберта, Саскачеван, Британская Колумбия) в раскрытом геологическом разрезе всех стратиграфических систем от мела до кембрия включительно обнаружены значительные по объемам запасы углеводородов СВН.

Венесуэла является одним из крупнейших обладателей запасов сверхвязких нефтей и природных битумов с геологическими запасами 1,5 трлн баррелей [30]. Нефти плотностью 0,934-1,030 г/см3, с содержанием серы 3-4 %, и вязкостью до 4000 мПас залегают на глубине 183-2375 м в миоценовых, эоценовых и меловых песках кайнозойской эры, южный борт Восточно-Венесуэльского осадочного бассейна. Нефтеносные пески имеют пористость 30-35 %, проницаемость до 20 дарси, эффективную нефтенасыщенную толщину от 4,5 до 40 м, пластовое давление ~9 МПа, пластовая температура - 48-66 °С. США также располагают большими запасами тяжелых сверхвязких нефтей и природных битумов

~28 млрд. т. Нефти мезозойских отложений Саудовской Аравии характеризуются плотностью от 0,825 до 1,037 г/см3, с содержанием серы от 0,3 до 8 %. В ЮжноОманском осадочном бассейне нефть плотностью 0,928 г/см3 залегает в кристаллических доломитовых отложениях протерозоя [31].

С 1995 по 2021 г. в Российской Федерации было добыто более 57 млрд т нефти, в настоящее время добывается около 520 млн. т, что ведет к истощению запасов на основных действующих высоко- и среднепродуктивных месторождениях кондиционных залежей углеводородов [32-34]. По данным различных специалистов, в России находится от 3 до 7,5 млрд т прогнозных ресурсов тяжелых сверхвязких нефтей (рисунок 1.2).

Об ире ¿ни «О-

Рисунок 1.2 - Распределение ресурсов сверхвязких нефтей по субъектам РФ

Для сохранения достигнутых объемов добычи углеводородоных ресурсов наиболее доступные с точки зрения извлечения месторождения СВН вовлекаются в разработку. Актуальными становятся научные исследования, направленные на разработку инновационных технологий освоения залежей тяжелых сверхвязких нефтей и природных битумов, необходимых для решения проблемы удержания на высоком уровне темпов добычи углеводородных ресурсов в нашей стране.

Успешный опыт освоения тяжелых сверхвязких нефтей и природных битумов в мире доказывает перспективность их вовлечения в нефтепереработку.

С другой стороны, тяжелые сверхвязкие нефти отличаются от традиционных нефтей большим количеством углеводородов с высокой молекулярной массой, содержащих гетероатомы и металлы [35]. Несмотря на разнообразие методов исследования, химический состав сверхвязких нефтей изучен сравнительно меньше, чем их физические свойства.

В большинстве сверхвязких нефтей основная часть соединений представлена углеводородами, выкипающими при температурах свыше 350 °С, тогда как половина их состава приходится на смолисто-асфальтеновые вещества. Смолисто-асфальтеновые вещества являются наименее изученными компонентами СВН, для исследования их состава и структуры необходимо сочетание новейших инструментальных методов физико-химического анализа. Наиболее изученными в СВН являются алканы нормального строения, а также монометилзамещенные изоалканы с разным положением метильной группы в цепи - изопреноидные алканы регулярной и нерегулярной структуры. С целью исследования н-алканов в тяжелых сверхвязких нефтях широко применяется хроматографический анализ, который позволяет идентифицировать алканы с количеством атомов углерода до 60 и выше. Многих исследователей интересуют характеристики н-алканов, входящих в состав СВН и содержащих число атомов углерода больше 100. Так, известно о существовании н-алкана с числом атомов 390 - нонаконтатриктан С390Н782. Существование н-алканов с высоким содержанием атомов углерода в цепи было доказано относительно не так давно с помощью компьютерного моделирования и доведено до алкана С400Н802. Для него с учетом пространственных изомеров получено их численное значение 4,776*10199, не учитывая зеркально-симметричные молекулы. Количество скелетных изомеров н-алканов представляет практический интерес исключительно для первых членов гомологического ряда. Даже для относительно простого н-алкана, включающего всего около пятнадцати атомов углерода,

подавляющее количество изомеров не получено и маловероятно, что они будут когда-либо выделены и идентифицированы из СВН.

Одним из доминирующих классов соединений в сверхвязких нефтях являются гомологи циклоалканов с одними и теми же либо различными циклами мостикового, сочлененного, изолированного и конденсированного видов строения. С целью их исследования применяют ИК-спектроскопию, масс-спектрометрию и ЯМР-спектроскопию. В молекулах циклоалканов СВН находятся от одной до четырех метильных групп и в среднем один алкильный заместитель состава С13-С14 нормального либо разветвленного строения. Из числа разветвленных заместителей доминируют алкилы изопреноидного строения, а также алкилы с метильным радикалом. Во фракциях СВН, выкипающих в температурном интервале 200-350 °С, идентифицируются гомологи диамантана, адамантана, бициклогексана. Во фракции насыщенных углеводородов, выкипающих в интервале н.к.-200 °С СВН, располагается ряд цикланов состава С10-С13, в котором максимальные концентрации приходятся на тетраметилциклогексан, диметилциклопентаны, мостиковые бициклические углеводороды, метилзамещенные адамантаны и бициклодеканы.

Ароматические углеводороды содержатся в СВН, как правило, в доминирующем количестве, над алканами и циклоалканами. В тяжелых сверхвязких нефтях идентифицированы би-, три-, тетра- и пентациклические поликонденсированные ароматические структуры, а также полифенилы (до 5 фенильных колец) и фенилзамещенные нафталины, фенантрены и пирены.

Моноарены в СВН представлены циклоалкилбензолами, в том числе арилизопреноидами [36]. Суммарное содержание моноаренов варьируется от 2 до 10 % отн. от суммы всех исследованных в СВН ароматических соединений. Среди них идентифицированы гомологические ряды алкилбензолов, обладающих одной неразветвленной алифатической цепью состава С4-С27, их изомеры, включающие дополнительную метильную группу в орто-, мета- и параположениях, а также диметил- и триметилалкилбензолы. В сверхвязких тяжелых нефтях преобладают также арилизопреноиды, у которых алкильная цепь состава С4-С17 имеет

изопреноидное строение. Биарены в тяжелых сверхвязких нефтях представлены нафталином, бифенилом и их метилзамещенными гомологами. Гомологи нафталина содержат в молекулах от одного до трех алкильных заместителей, а также нафталины с четырьмя алкильными заместителями. Трициклические ароматические углеводороды являются главной группой аренов сверхвязких нефтей, в которой они представлены производными фенантрена и флуорена и составляют до 37 % от суммы абсолютно всех идентифицированных аренов. Наравне с производными фенантрена и флуорена в сверхвязких нефтях также содержатся терфенилы и фенилнафталины. Тетраарены считаются основными представителями ароматических углеводородов тяжелых сверхвязких нефтей (выше 50 % суммы аренов). Тяжелые сверхвязкие нефти включают конденсированные тетрациклические ароматические структуры: флуорантены, пирены и трифенилены, изомеры кватерфенила, фенилфенантрены и бинафталин.

Гетероатомные соединения сверхвязкой нефти представлены преимущественно серо-, азот- и кислородсодержащими компонентами. Наиболее распространенный в сверхвязких тяжелых нефтях гетероэлемент - сера. Ее содержание достигает 6-14 % мас. В сверхвязких нефтях идентифицированы следующие виды серосодержащих соединений: высокомолекулярные тиолы RSH, где R - углеводородный заместитель любого типа и различной молекулярной массы; алифатические сульфиды (тиоэфиры), которые термически менее устойчивы и распадаются при температуре 180-220 оС с образованием сероводорода и меркаптанов, тогда как моно- и полициклические сульфиды термически более устойчивы. Основная доля кислорода СВН, содержащаяся в составе асфальто-смолистых веществ, и только 10 % приходится на часть кислых (кислоты и фенолы) и нейтральных (сложные эфиры, кетоны) кислородсодержащих соединений во фракциях, выкипающих при температуре выше 350 °С. Нефтяные кислоты (СпНтСООН) представлены в основном циклопентан- и циклогексанкарбоновыми (нафтеновыми) кислотами и кислотами смешанной нафтеноароматической структуры. Из гомологов фенола идентифицированы сам фенол С6Н5ОН, крезол СН3С6Н4ОН, ксиленолы

(СН3)2С6Н3ОН и их гомологи. Также в СВН идентифицированы метилпропилкетон, метилизопропилкетон, метилбутилкетон и

этилизопропилкетоны и некоторые другие высокомолекулярные кетоны ряда RCOR.

По групповому составу СВН можно разделить на следующие условные группы: углеводороды (УВ (масла)), смолы, асфальтены и карбонизированные вещества (карбено-карбоиды). В состав УВ (масла), кроме насыщенных и ароматических соединений, входят углеводороды гибридного строения, содержащие парафиновые, нафтеновые и ароматические структуры, сочетающиеся в разных соотношениях. Насыщенные соединения представляют собой смесь алифиновых соединений нормального и изостроения с количеством углеродных атомов до 36-64, с молекулярной массой от 240 до 600 а.е.м. и плотностью от 0,79 до 0,82 г/см3, полициклических нафтенов с количеством атомов углерода от 20 до 35, молекулярной массой от 420 до 670 а.е.м. и плотностью от 0,82 до 0,87 г/см3 [37].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Закиева Райхан Ринатовна, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Gould, T. Commentary: Economic diversification for oil and gas exporters doesn't mean leaving energy behind. [Электронный ресурс] / Международное энергетическое агентство. [Офиц. сайт]. Режим доступа: URL: hppts: //www.iea.org

2. Jia, C. Breakthrough and significance of unconventional oil and gas to classical petroleum geological theory / C.Jia // Petroleum Exploration and Development. - 2017. - Т.44. - №1. - С. 1-11.

3. Романов, Г.В. О целевой республиканской программе комплексного освоения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов Республики Татарстан / Г.В. Романов // Георесурсы. - 2012. - №4 (46). - С. 34-37.

4. Дмитриевский, А.Н. Нетрадиционные ресурсы нефти и газа России: проблемы и перспективы освоения //Георесурсы, геоэнергетика, геополитика.

- 2014. - №. 2 (10). - С. 1.

5. Dudley, B. BP statistical review of world energy / B. Dudley et al. //BP statistical review, London, UK, accessed Aug. - 2018. - Т.6. - №1. - С. 00116.

6. Satter, A. Reservoir engineering: the fundamentals, simulation, and management of conventional and unconventional recoveries / A. Satter, G.M. Iqbal // Gulf Professional Publishing, 2015. - Gulf Professional Publishing, 2015. Р. 510.

7. Страны-лидеры [Электронный ресурс] / Режим доступа: URL: https://present5.com/strany-lidery-strany-lidery-po-chislennosti-naseleniya/

8. Муслимов, Р.Х. О новой парадигме академика АЭ Конторовича развитие нефтегазового комплекса России исходя из опыта Татарстана по рациональному освоению углеводородных ресурсов недр //Бурение и нефть.

- 2020. - №. 9. - С. 6-14.

9. Song, H. Catalytic Upgrading of Heavy Oil Resources Under Methane //Methane Activation and Utilization in the Petrochemical and Biofuel Industries. -Springer, Cham, 2022. - С. 107-132.

10. Aydin, H. Heavy Oil Reservoir Management-Latest Technologies and Workflows //SPE Western Regional Meeting. - OnePetro, 2022. - Р. 56-60.

11. Omoregbe, O. Hart A. Global Trends in Heavy Oil and Bitumen Recovery and In-situ Upgrading: A Bibliometric Analysis during 1900 to 2020 and Future Outlook //Journal of Energy Resources Technology. - 2022. - С. 1-20.

12. Муслимов, Р.Х. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан. - 2012. - 396 с.

13. Муслимов, Р.Х. Повышение роли нетрадиционных видов углеводородного сырья для длительного устойчивого развития экономики (на примере Республики Татарстан) //Георесурсы. - 2013. - №. 4 (54). - С. 4554.

14. Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 51858-2020 "Нефть. Общие технические условия" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2020 г. N 726-ст).

15. Успенский, В.А. Основные пути преобразования битумов в природе и вопросы их классификации / В. А. Успенский, О. А. Радченко, Е. А. Глебовская // Тр. ВНИГРИ. - Л., 1961. - Вып. 185. - 315 с.

16. Kashirtsev, V.A. Overview of natural bitumen fields of the Siberian platform / V.A. Kashirtsev, F.J. Hein // Olenek uplift, eastern Siberia, Russia. - 2013. - С. 509-529.

17. Bennett, B. Oil-source and oil-oil correlations and the origin of the heavy oil and bitumen accumulations in Northern Alberta, Canada / B. Bennett, C. Jiang // Organic Geochemistry. - 2021. - Т. 153. - С. 104199.

18. Гудзенко, В.Т. Информационный обзор нетрадиционных источников углеводородного сырья (НИУВС) / В.Т. Гудзенко, А.А. Вареничев, М.П. Громова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - №. 7. - С. 30-36.

19. Ganapathi, R. Solubility of carbon dioxide and ethane in Lloydminster heavy oil: Experimental study and modelling / R. Ganapathi, A. Henni, E. Shirif // The Canadian Journal of Chemical Engineering. - 2022. - P. 28-36.

20. Bata, T. Origin of heavy oil in Cretaceous petroleum reservoirs / J. Parnell, S. Bowden, A. Boyce // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2016. - T. 64. - № 2. - C. 106-118.

21. Benyon, C. Sandstone provenance and insights into the paleogeography of the McMurray Formation from detrital zircon geochronology, Athabasca Oil Sands, Canada / C. Benyon, A.L. Leier, D.A. Leckie, S.M. Hubbard, G.E. Gehrels // AAPG Bulletin. - 2016. - T. 100. - № 2. - C. 269-287.

22. MacKay, P. The Western Canada Sedimentary Basin: A confluence of science, technology, and ideas / P. MacKay, P.K. Pedersen // AAPG Bulletin. -2022. - T. 106. - №. 3. - C. 655-676.

23. Daryasafar, A. The effect of different solvents on the density of undersaturated athabasca bitumen: Application in VAPEX and ES-SAGD / A. Daryasafar, K. Shahbazi // Petroleum science and technology. - 2018. - T. 36. -№. 3. - C. 222-226.

24. Bennett B. Deterioration of oil quality during sample storage: Are stored reservoir core samples a viable resource for oil viscosity determination? / B. Bennett, C. Jiang, S.R. Larter // Fuel. - 2019. - T. 245. - C. 115-121.

25. Benyon, C. Provenance of the Cretaceous Athabasca Oil Sands, Canada: Implications for continental-scale sediment transport / C. Benyon, A.L. Leier, D.A. Leckie, S.M. Hubbard, G.E. Gehrels // Journal of Sedimentary Research. - 2014. -T. 84. - № 2. - C. 136-143.

26. Vannelli, K.M. Syn-depositional oil seeps in the Late Albian Paddy Member of the Peace River Formation (Early Cretaceous), north-central Alberta / K.M. Vannelli // ENERGY. - 2022. - T. 69. - №. 1. - P. 6-17.

27. Hein, F.J. Public geoscience in regulating Alberta's oil sands development: A Historical Retrospective 1960-2010 / F.J. Hein, K.P. Parks, D. Leckie // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2016. - T. 64. - № 2. - P. 362-383.

28. Caineng, Z. Concepts, characteristics, potential and technology of unconventional hydrocarbons: On unconventional petroleum geology / Z. Caineng, Z. Guosheng, Y. Zhi, T. Shizhen, H. Lianhua, Z. Rukai, Y. Xuanjun, R. Qiquan, L. Denghua, W. Zhiping // Petroleum Exploration and Development. - 2013. - Т. 40. - № 4. - P. 413-428.

29. Brookfield, M.E. Palaeoenvironments and elemental geochemistry across the Permian-Triassic boundary at Ursula Creek, British Columbia, Canada, and a comparison with some other deep-water Permian-Triassic boundary shelf/slope sections in western North America / M.E. Brookfield, A.G. Stebbins, J.C. Williams, R.E. Hannigan // The Depositional Record. - 2022. - С. 895-930.

30. Rodriguez, M.F. Review of Chemical EOR Projects in Venezuela: From Light to Extra-Heavy Oil Reservoirs // International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. - American Society of Mechanical Engineers, 2021. - Т. 85208. - С. V010T11A029.

31. Panda, S.K. Characterization of aromatic hydrocarbons and sulfur heterocycles in Saudi Arabian heavy crude oil by gel permeation chromatography and ultrahigh resolution mass spectrometry / S.K. Panda, N.A. Alawani, A.R. Lajami, T.A. Al-Qunaysi, H. Muller // Fuel. - 2019. - Т. 235. - С. 1420-1426.

32. Искрицкая, Н.И. Зарубежный опыт увеличения нефтяных запасов за счет тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов / Н.И. Искрицкая // Всероссийский экономический журнал ЭКО. - 2013. - № 12 (474) - С. 146155.

33. Kryukov, V. Does Russian unconventional oil have a future? / V. Kryukov, A. Moe // Energy policy. - 2018. - Т.19. - С. 41-50.

34. Полетаева, О.Ю. Тяжелые, сверхвязкие, битуминозные, металлоносные нефти и нефтеносные песчаники / О.Ю. Полетаева, А.Ю. Леонтьев // НефтеГазоХимия. - 2019. - №. 1. - С. 19-24.

35. Колчина, Г.Ю. Характерные свойства и параметры тяжелых нефтей / Г.Ю. Колчина, Э.М. Мовсумзаде, М.М. Мовсумзаде, А.М. Гюльмалиев, А.Ю. Бахтина // НефтеГазоХимия. - 2021. - №. 1-2. - С. 68-71.

36. Alawani N.A. Characterization of crude oils through alkyl chain-based separation by gel permeation chromatography and mass spectrometry //Energy & Fuels. - 2020. - Т. 34. - №. 5. - С. 5414-5425.

37. Rudyk, S. Relationships between SARA fractions of conventional oil, heavy oil, natural bitumen and residues / S. Rudyk // Fuel. - 2018. - Т. 216. - С. 330340.

38. Mikhailova, A.N. Thermogravimetric parameters of the oxidation of organic matter and asphaltenes from the rocks of the Permian deposits of heavy oil field before and after catalytic hydrothermal treatment / A.N. Mikhailova, G.P. Kayukova, M.A. Varfolomeev, D.A. Emelyanov // Fuel. - 2022. - Т. 313. - С. 122641.

39. Kayukova, G.P. Changes of asphaltenes' structural phase characteristics in the process of conversion of heavy oil in the hydrothermal catalytic system / G. P. Kayukova, A. T. Gubaidullin, S. M. Petrov, G. V. Romanov, N. N. Petrukhina, A. V. Vakhin // Energy & Fuels. - 2016. - Т. 30. - №. 2. - С. 773-783.

40. Бурнина, М.А. К вопросу о добыче тяжелых углеводородных ресурсов методом внутрипластового окисления / М.А. Бурнина, Р.Р. Закиева, А.Н. Петрова, Д.В. Баранов, А.И. Лахова, С.М. Петров // Вестник Казанского технологического университета - 2015. - Т 18. - № 17. - С. 31-36.

41. Zuo, P., Qu S., Shen W. Asphaltenes: Separations, structural analysis and applications / P. Zuo, S. Qu, W. Shen // Journal of Energy Chemistry. - 2019. - Т. 34. - С. 186-207.

42. Yang, Y., Chaisoontornyotin W., Hoepfner M. P. Structure of asphaltenes during precipitation investigated by ultra-small-angle x-ray scattering / Y. Yang, W. Chaisoontornyotin, M.P. Hoepfner // Langmuir. - 2018. - Т. 34. - №. 35. - С. 10371-10380.

43. Капустин, В.М. Физико-химические аспекты формирования нефтяного кокса (обзор) / В.М. Капустин, О.Ф. Глаголева // Нефтехимия. - 2016. - Т. 56. - №. 1. - С. 3-12.

44. Da Silva Oliveira, E.C. Study of Brazilian asphaltene aggregation by Nuclear Magnetic Resonance spectroscopy / E.C. da Silva Oliveira, Á.C. Neto, V.L. Júnior, E.V.R. de Castro, S.M.C. de Menezes, // Fuel. - 2014. - Т. 117. - С. 146-151.

45. Танеева, Ю.М. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем / Ю.М. Танеева, Т.Н. Юсупова, Г.В. Романов // Успехи химии. - 2011. - № 80 (10) - С. 1034-1050.

46. Pagán Pagán, N.M. Physicochemical Characterization of Asphaltenes Using Microfluidic Analysis / N.M. Pagán Pagán, Z. Zhang, T.V. Nguyen, A.B. Marciel, S.L. Biswal // Chemical Reviews. - 2022. - Т. 122. - №. 7. - С. 7205-7235.

47. Salehzadeh, M. In-depth characterization of light, medium and heavy oil asphaltenes as well as asphaltenes subfractions / M. Salehzadeh, M.M. Husein, C. Ghotbi, B. Dabir, V. Taghikhani // Fuel. - 2022. - Т. 324. - С. 124525.

48. Mullins, O.C. Asphaltenes, heavy oils, and petroleomics / O.C. Mullins, E.Y. Sheu, A. Hammami, A.G. Marshall. - Springer Science & Business Media, 2007. - 668 c.

49. Murgich, J. Molecular simulation and the aggregation of the heavy fractions in crude oils / J. Murgich // Molecular Simulation. - 2003. - Т. 29. - №. 6-7. - С. 451-461.

50. Law, J.C. Catalogue of plausible molecular models for the molecular dynamics of asphaltenes and resins obtained from quantitative molecular representation / J.C. Law, T.F. Headen, G. Jiménez-Serratos, E.S. Boek, J. Murgich, E.A. Müller // Energy & Fuels. - 2019. - Т. 33. - №. 10. - С. 97799795.

51. Niles, S.F. Comprehensive compositional and structural comparison of coal and petroleum asphaltenes based on extrography fractionation coupled with Fourier transform ion cyclotron resonance MS and MS/MS analysis / S.F. Niles, M.L. Chacón-Patiño, D.F. Smith, R.P. Rodgers, A.G. Marshall // Energy & Fuels. - 2020. - Т. 34. - №. 2. - С. 1492-1505.

52. da Silva, L.C. Laser desorption ionization and collision induced dissociastion as powerful tools for FT-ICR mass spectrometric characterization of asphaltene fractions enriched in island and archipelago motifs / L.C. da Silva, J.V. Dávila, F.P. Fleming, M.Y. Combariza, B.G. Vaz // Fuel. - 2022. - Т. 323. - С. 124418.

53. Villegas, O. Molecular Cartography of A1 and A2 Asphaltene Subfractions from Classical Molecular Dynamics Simulations / O. Villegas, G. Salvato Vallverdu, B. Bouyssiere, S. Acevedo, J. Castillo, I. Baraille, // Energy & Fuels. -2020. - Т. 34. - №. 11. - С. 13954-13965.

54. Fakher, S. Critical review of asphaltene properties and factors impacting its stability in crude oil / S. Fakher, M. Ahdaya, M. Elturki, A. Imqam // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2020. - Т. 10. - №. 3. - С. 1183-1200.

55. Pacheco-Sanchez, J.H. Asphaltene Aggregation under Vacuum at Different Temperatures by Molecular Dynamics / J.H. Pacheco-Sanchez, I.P. Zaragoza, J.M. Martinez-Magadan // Energy Fuels. - 2003. - Vol. 17. - № 5. - P. 1346-1355.

56. Pacheco-Sánchez, J.H. Neural networks to fit potential energy curves from asphaltene-asphaltene interaction data / J.H. Pacheco-Sánchez, R. Alejo, H. Cruz-Reyes, F. Álvarez-Ramírez // Fuel. - 2019. - Т. 236. - С. 1117-1127.

57. Mullins, O.C. The Modified Yen Model / O.C. Mullins // Energy & Fuels. -2010.- № 24. -P. 2179-2207.

58. Шуткова, С.А. Исследование электронной и надмолекулярной структуры нефтяных асфальтенов / С.А. Шуткова, М.Ю. Доломатов // Российский электронный научный журнал. - 2021. - №. 2. - С. 106-120.

59. Абдрафикова, И.М. Исследование состава асфальтенов и продуктов их фракционирования методом ИК-Фурье спектроскопии / И.М. Абдрафикова, Г.П. Каюкова, И.И. Вандюкова // Вестник Казанского технологического университета. - 2011. - №. 9. - С. 179-183.

60. Xin, S.M. Solvation of Asphaltenes in Supercritical Water: A Molecular Dynamics Study / S.M. Xin, Q.K. Liu, K. Wang, Y. Chen, P.Q. Yuan, Z.M.

Cheng, W.K. Yuan // Chemical Engineering Science. - 2016. - Vol. 146. - P. 115125.

61. Gorbaty, Y. B. Transition of liquid water to the supercritical state / Y. Gorbaty, V. Galina // Journal of Molecular Liquids. - 2017. - P. 5-9.

62. Gumerov, F.M. An Additional Condition of Efficiency of the Supercritical Fluid Extraction Process / F.M. Gumerov, V.F. Khairutdinov, Z.I. Zaripov // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. - 2021. - Т. 55. - №. 3. - С. 348-358.

63. McHugh, M.A. Supercritical Fluid Extraction: Principles and Practice. (2nd Ed.) / M.A. McHugh, V.J. Krukonis. - Butterworth-Heinemann, Amsterdam, 1994. - 511 с.

64. Галкин, А.А. Вода в суб- и сверхкритическом состояниях -универсальная среда для осуществления химических реакций / А.А. Галкин, В.В. Лунин // Успехи химии. - 2005. - Т. 74. - С. 24-40.

65. Nasyrova, Z.R. Thermal Decomposition of Kerogen in High-Carbon Domanic Rock of the Romashkino Oilfield in Sub-and Supercritical Water / Z.R. Nasyrova, G.P. Kayukova, E.N. Shunina, G.G. Islamova, G.A. Batalin, E.V. Morozova, D.K. Nurgaliev // Energy & Fuels. - 2022. - Т. 36. - №. 7. - С. 35493562.

66. Gao, Y. A hierarchical clustering method of hydrogen bond networks in liquid water undergoing shear flow / Y. Gao, H. Fang, K. Ni // Scientific reports. -2021. - Т. 11. - №. 1. - С. 1-14.

67. Ding, W. A molecular dynamics simulation study on solubility behaviors of polycyclic aromatic hydrocarbons in supercritical water/hydrogen environment / W. Ding, J. Shi, W. Wei, C. Cao, H. Jin // International Journal of Hydrogen Energy. - 2021. - Т. 46. - №. 3. - С. 2899-2904.

68. Гумеров, Ф.М. Растворимость веществ в сверхкритических флюидных средах / Ф.М. Гумеров, А.А. Сагдеев, Д.Г. Амирханов // Saarbrucken: LAMBERT Academic Publishing. - 2016. - 336 с.

69. Qu, M. Experimental and numerical investigation on heat transfer of ultra-supercritical water in vertical upward tube under uniform and non-uniform heating / M. Qu, D. Yang, Z. Liang, L. Wan, D. Liu // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 2018. - Т. 127. - С. 769-783.

70. Низов, В. Сверхкритические технологии в нефтегазовой отрасли. -Litres, 2022. - 116 с.

71. Marcus, Y. Supercritical Water: A Green Solvent: Properties and Uses / Y. Marcus // John Wiley & Sons. - 2012. - 218 р.

72. Хайрутдинов, В.Ф. Извлечение нефтепродуктов и смоло-асфальтеновых смесей из высокообводненных нефтяных шламов методом сверхкритической флюидной экстракции / В.Ф. Хайрутдинов, А.Р. Габитова, Ф.М. Гумеров, Р.Ф. Габитов, А.И. Курдюков // Сверхкритические флюиды: теория и практика. - 2018. - Т. 13. - № 3. - С. 97-101

73. Baiker, A. Supercritical Fluids in Heterogeneous Catalysis / A. Baiker // Chemical Reviews, American Chemical Society. - 1999. - Vol. 99. - P. 453-474.

74. Гумеров, Ф.М. Суб - и сверхкритические флюиды в процессах переработки полимеров / Ф.М. Гумеров, А.Н. Сабирзянов, Г.И. Гумерова / Казань, ФЭН, 2000. - 320 с.

75. Morimoto, M. Effect of supercritical water on upgrading reaction of oil sand bitumen / M. Morimoto, Y. Sugimoto, Y. Saotome, S. Sato, T. Takanohashi // Journal of Supercritical Fluids. - № 1. - 2010. - P. 223-231.

76. Katritzky, A.R. Aquathermolysis: reactions of organic compounds with superheated water / A.R. Katritzky, S.M. Allin, M. Siskin // Accounts of Chemical Research. - 1996. - Т. 29. - №. 8. - С. 399-406.

77. Darr, J.A. New Directions in Inorganic and Metal-Organic Coordination Chemistry in Supercritical Fluids / J.A. Darr, M. Poliakoff // Chemical Reviews, American Chemical Society. - 1999. - Vol. 99. - P. 495-542.

78. Parthenidis, P. Wet and Supercritical Oxidation for landfill leachate treatment: A short review / P. Parthenidis, E. Evgenidou, D. Lambropoulou // Journal of Environmental Chemical Engineering. - 2022. - С. 107837.

79. Timko, M.T. Upgrading and desulfurization of heavy oils by supercritical water / M.T. Timko, A.F. Ghoniem, W.H. Green // The Journal of Supercritical Fluids. - 2015. - Т. 96. - С. 114-123.

80. Балицкий, В.С. Влияние крекинга сырой нефти на распределение углеводородов в земных недрах (по данным экспериментальных исследований) / В.С. Балицкий, Л.В. Балицкая, С.В. Пентелей, М.А. Новикова // ДАН. - 2012. - Т. 442. - № 6. - С. 805-809.

81. Marakushev, S.A. An inorganic origin of the "oil-source" rocks carbon substance / S.A. Marakushev, O.V. Belonogova // Georesources. - 2021. - V. 23. -Is. 3. - P. 164-176

82. Михайлова, А.Н. Влияние гидротермальных воздействий на эффективность извлечения углеводородов из высокоуглеродистых доманиковых пород: автореф...дис. кан. хим. наук. - Томск: 2021 - 24 с.

83. Sun, W.D. The subduction factory: Geochemical perspectives / W. Sun, F. Z. Teng, Y.L. Niu, Y. Tatsumi, X.Y. Yang, M.X. Ling // Geochim. Cosmochim. Acta. - 2014. - №. 143. - Р. 1-7.

84. Исаев, Г.Д. О концепциях нефтегазообразования / Г.Д. Исаев // Вестник Томского государственного университета. - 2009. - № 323. - С.374-378.

85. Manning, C.E. The chemistry of subduction-zone fluids/ C.E. Manning // Earth Planet. Sci. Lett. - 2004. - №. 223. - Р. 1-16.

86. Kawamoto T. Special issue 'Geofluid processes in subduction zones and mantle dynamics' / T. Kawamoto, J. Nakajima, B. Reynard, H. Toh // Earth, Planets and Space. - 2015. - Т. 67. - №. 1. - С. 1-4.

87. Yong-Fei, Zheng. Geochemistry of continental subduction-zone fluids / Zheng Yong-Fei, Hermann Joerg // Earth, Planets and Space. - 2014. - Р. 1-16.

88. Schmidt, M. W. Devolatilization during subduction / M.W. Schmidt, S. Poli // Treatise Geochem. 2012. - № 4. - P. 669-701.

89. Huaiwei, Ni. Supercritical fluids at subduction zones: evidence, formation condition, and physicochemical properties / H. Ni, L. Zhang, X. Xiong, Z. Mao, J. Wang // Earth-Science Reviews. - 2017. - № 167. - Р. 62-71.

90. Fedyaeva, O.N. Conversion of sulfur-rich asphaltite in supercritical water and effect of metal additives / O.N. Fedyaeva, V.R. Antipenko, A.A. Vostrikov // J. Supercritical Fluids. - 2014. - Vol. 88. - P. 105-116.

91. Елецкий, П.М. Облагораживание тяжелого нефтяного сырья в присутствии воды / П.М. Елецкий, Г.А. Соснин, О.О. Заикина, Р.Г. Кукушкин, В.А. Яковлев // Журнал Сибирского федерального университета. Сер. «Химия». - 2017. - № 10. - С. 545-572.

92. Hyne, J.B. Aquathermolysis of Heavy Oils / J.B. Hyne, P.D. Clark, R.A. Clarke, J. Koo, J.W. Greidanus // In: The Future of Heavy Crude and Tar Sands: 2nd Int. Conf.- 1982. - P. 404-411.

93. Kruse, A. Hot Compressed Water as Reaction Medium and Reactant Properties and Synthesis Reactions / A. Kruse, E. Dinjus // The Journal of Supercritical Fluids. - 2007. - V. 39. - № 3. - Р. 362-380

94. Фацзунь, Ч. Исследование каталитического акватермолиза тяжелой нефти в присутствии донора водорода / Ч. Фацзунь, Л. Юнцзинь, В. Юнбинь, Ч. Синь, Т. Лунжи // Химия и технология топлив и масел. - 2012. - № 4. - С. 16-21.

95. Adeniyi, K.I. Phase equilibria of water-hydrocarbon (pentane to heavy oils) systems in the near-critical and supercritical water regions-A literature review / K. I. Adeniyi, M. Zirrahi, H. Hassanzadeh // The Journal of Supercritical Fluids. -2021. - Т. 178. - С. 105356.

96. Zhao, Q. Enhanced oil recovery and in situ upgrading of heavy oil by supercritical water injection / Q. Zhao, L. Guo, Y. Wang, H. Jin, L. Chen, Z. Huang // Energy & Fuels. - 2019. - Т. 34. - №. 1. - С. 360-367.

97. Spigolon, A.L. Evaluation of the petroleum composition and quality with increasing thermal maturity as simulated by hydrous pyrolysis: A case study using a Brazilian source rock with Type I kerogen / A.L. Spigolon, M.D. Lewan, H.L. de Barros Penteado, L.F.C. Coutinho, J.G. Mendonfa Filho // Organic Geochemistry. - 2015. - Vol. 83-84. - P. 27-53.

98. Антипенко, В.Р. Состав летучих продуктов флэш-пиролиза природного асфальтита, его смолисто-асфальтеновых и масляных компонентов / В.Р. Антипенко, В. Н. Меленевский // Нефтехимия. - 2012. - Т. 52. - №. 6. - С. 403-403.

99. Бурдельная, Н.С. Изучение преобразования керогена методом 13C ЯМР в твердом теле при естественном и искусственном созревании органического вещества / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, М.В. Мокеев // Vestnik IG Komi SC UB RAS. - 2015. - № 6. - С. 33-39.

100. Mikhailova, A.N. Microelemental Composition of Petroleum Extracts and Asphaltenes from Rocks of High-Carbon Domanik Sediments of Tatarstan / A.N. Mikhailova, G.P. Kayukova, A.V. Vakhin, B.I. Gareev // Petroleum Chemistry. -2022. - Т. 62. - №. 4. - С. 383-396.

101. Nasyrova, Z.R. Transformation of the Organic Matter of Low-Permeability Domanik Rock in Supercritical Water and 1-Propanol (A Review) / Z.R. Nasyrova, G.P. Kayukova, A.V. Vakhin, E.I. Shmeleva, A.N. Mukhamedyarova, N.M. Khasanova, D.K. Nurgaliev // Petroleum Chemistry. - 2022. - Т. 62. - №. 1. - С. 62-82.

102. Nasyrova, Z.R. Conversion of High-Carbon Domanic Shale in Sub-and Supercritical Waters / Z.R. Nasyrova, G.P. Kayukova, Y.V. Onishchenko, V.P. Morozov, A.V. Vakhin // Energy & Fuels. - 2019. - Т. 34. - №. 2. - С. 13291336.

103. Каюкова, Г.П. Конверсия сверхтяжелой ашальчинской нефти в гидротермально-каталитических системах / Г.П. Каюкова, И.М. Абдрафикова, С.М. Петров, А.И. Рамазанова, Р.З. Мусин, В.И. Морозов // Материалы Междунар. науч.-практич. конф. «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений», 5-7 сентября, Казань. - 2012. - С. 203-208.

104. Antipenko, V.R. Composition of hydrothermal-catalytic conversion products of asphaltite from the Spiridonovskoe oilfield / V.R. Antipenko, G.P.

Kayukova, I.M. Abdrafikova // Petroleum Chemistry. - 2019. - Т. 59. - №. 1. - С. 48-56.

105. Gordadze, G. Genesis of the asphaltite of the Ivanovskoe field in the Orenburg region, Russia / G. Gordadze, V. Kerimov, M. Giruts, A. Poshibaeva, V. Koshelev // Fuel. - 2018. -Vol. 216. - P. 835-842.

106. Горгадзе, Г.Н. Карбонатные коллекторы как нефтематеринские толщи/ Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, А.Р. Пошибаева, О.В. Постникова, В.В. Пошибаев, О.А. Антипова, В.Г. Мартынов // Журн. Сиб. фед. ун-та. «Сер. Химия». - 2018. - Т. 11. - № 4. - С. 575-592.

107. Tang, Xu-Quan. Demetallization of Heavy Oils of High Metal Content through Pyrolysis under Supercritical Water Environment / Xu-Quan Tang // Energy Fuels. - 2020. - Vol. 34. - P. 2861-2869

108. 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 & Fuels. -2009.-№ 23. - Р. 3178-3183.

109. Лахова, А.И. Синтез и исследование каталитической активности смешанных оксидов цинка и железа для гидротермального облагораживания тяжелой нефти / А.И. Лахова, С.М. Петров // Химия и технология топлив и масел. - №. 6. - C. 15-20.

110. Liu, J. Visbreaking of heavy oil under supercritical water environment / J. Liu, Y. Xing, Y.X. Chen, P.Q. Yuan, Z.M. Cheng, W.K. Yuan // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2018. - Т. 57. - №. 3. - С. 867-875.

111. Machida, H. Green chemical processes with supercritical fluids: Properties, materials, separations and energy / H. Machida, M. Takesue, R.L. Smith // Journal of Supercritical Fluids. - 2012. - Vol. 43. - Р. 2-15.

112. Антипенко, В.Р. Состав продуктов превращения высокосернистого природного асфальтита в сверхкритической воде / В.Р. Антипенко, И.В. Гончаров, Ю.В. Рокосов, Л.С. Борисова // Сверхкритические флюиды. Теория и практика. - 2011. - Т. 6. - № 3. - С. 15-34.

113. Houser, T.J. Reactivity of some organic compounds with supercritical water / T.J. Houser, D.M. Tiffany, Z. Li, M.E. McCarville, M.E. Houghton // Fuel. -1986. - Vol. 65. - P. 827-832.

114. Eletskii, P.M. Heavy oil upgrading in the presence of water / P.M. Eletskii, G.A. Sosnin, O.O. Zaikina, R.G. Kukushkin, V. Yakovlev // Journal of Siberian Federal University. Chemistry. - 2017. - Т. 10. - №. 4. - С. 545-572.

115. Герасимова, Н.Н. Влияние тепловых методов добычи на состав азотистых соединений усинских нефтей / Н.Н. Герасимова, Е.Ю. Коваленко, Т.А. Сагаченко // Известия вузов. Сер. «Нефть и газ». - 2010. - № 2. - С. 107112.

116. Siskin, M. Aqueous Organic Chemistry. 2. Cross-Linked Cyclohexyl Phenyl Compounds / M. Siskin, G. Brons // Energy & Fuels. - 1990. - Vol. 4. - №. 5. - Р. 482-488.

117. Сираева, И.Н. Сернистые соединения нефтей различного типа / И.Н. Сираева, Н.К. Ляпина // Башкирский химический журнал. - 2011. - Т. 18. - № 1. - С. 135-139.

118. Katritzky, A.R. Aqueous high-temperature chemistry of carbo- and hetero-cycles. 16. Model sulfur compounds: a study of hydrogen sulfa degeneration / A.R. Katritzky, R. Murugan, M. Balasubramanian, J.V. Greenhill, M. Siskin, G. Brons // Energy & Fuels. - 1991.- № 5 (6). - P. 823-834.

119. Туманян Б.П. Акватермолиз нефтей и природных битумов: химизм процесса, катализаторы, перспективы промышленной реализации / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова, Д.К. Нургалиев, Л.Е. Фосс, Г.В. Романов // Успехи химии. - 2015. - Т. 84. - №. 11. - С. 1145-1175.

120. Туманян Б.П. Новый подход к оценке эффективности переработки нефтяного сырья / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина // Теоретические и прикладные проблемы сервиса. - 2011. - № 1. - С. 15-25.

121. Katritzky, A.R. High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 21. Reactions of Sulfur-Containing Compounds in Supercritical Water at 460 °C /

A.R. Katritzky, R.A. Barcock, M. Balasubramanian, J.V. Greenhill, M. Siskin, W.N. Olmstead // Energy & Fuels. - 1994. - Vol. 8. - № 2. - Р. 498-506.

122. Katritzky, A.R. Aqueous high-temperature chemistry of carbo-andheterocycles. 13. Sulfides and disulfides / A.R. Katritzky, A.R. Lapucha, J.V. Greenhill, M. Siskin // Energy Fuels. - 1990. - № 4 (5). - P. 562-571.

123. Кемалов, Р.А. Взаимосвязь состава продуктов окисления гудрона мордово-кармальской высоковязкой нефти и свойств битумных лаков / Р.А. Кемалов // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. - 2006. - №. 5. - С. 15-17.

124. Katritzky, A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 15. Aquathermolysis of Arenethiols and Aryl Sul-fides in the Presence and Absence of Sodium Bisulfite / A.R. Katritzky, R. Murugan, M. Siskin // Energy & Fuels. - 1990. -№ 4. - P. 577-584.

125. Kang, J. Desulfurization of hexyl sulfide and hexanethiol using supercritical water / J. Kang, S. Sim, H. Jung, B. Han, Y. W. Lee // Journal of Supercritical Fluids. - 2019. - № 158. - P. 104734.

126. Kozhevnikov, V. Transformation of petroleum asphaltenes in supercritical water / V. Kozhevnikov, A.L. Nuzhdin, O.N. Martyanov // Journal of Supercritical Fluids. - 2010. - Vol. 55 (1). - Р. 217-222.

127. Djimasbe, R. Deep Insights into Heavy Oil Upgrading Using Supercritical Water by a Comprehensive Analysis of GC, GC-MS, NMR, and SEM-EDX with the Aid of EPR as a Complementary Technical Analysis / R. Djimasbe, M.A. Varfolomeev, A.A. Al-Muntaser, C. Yuan, M.A. Suwaid, DA. Feoktistov, R.R. Davletshin // ACS Omega. - 2021. -Vol. 6. - № 1. - Р. 135-147.

128. Clark, P.D. Chemistry of Organ Sulphur 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. - 1983. - Vol. 62. - P. 959-962.

129. 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. -1984. - Vol. 63. - Р. 125-128.

130. Vakhin, A.V. Aquathermolysis of heavy oil in reservoir conditions with the use of oil-soluble catalysts: Part II-changes in composition of aromatic hydrocarbons/ A.V. Vakhin, I.I. Mukhamatdinov, F.A. Aliev, S.I. Kudryashov, I. S. Afanasiev, O.V. Petrashov, D.K. Nurgaliev // Petroleum Science and Technology. - 2018. - Т. 36. - №. 22. - С. 1850-1856.

131. Katritzky, A.R. Aqueous high-temperature chemistry of carbo- and heterocycles. 6. Monosubstituted benzenes with two carbon atom side chains unsubstituted or oxygenated at the a-position / A.R. Katritzky, F.J. Luxem, M. Siskin // Energy Fuels. - 1990. -№ 4 (5). - P. 518-524.

132. Siskin, M. Aqueous Organic Chemistry. Aquathermolysis: Reactivity of Ethers and Esters / M. Siskin, G. Brons, S.N. Vaughn, A.R. Katritzky, M. Balasubramanian // Energy & Fuels. - 1990. - Т. 4. - №. 5. - С. 488-492.

133. Montgomery, W. High temperature reactions of water with heavy oil and bitumen: Insights into aquathermolysis chemistry during steam-assisted recovery / W. Montgomery, R.W. Court, A.C. Rees, M.A. Sephton // Fuel. - 2013. - Т. 113. - С. 426-434.

134. Vakhin, A.V. Catalytic aquathermolysis of boca de jaruco heavy oil with nickel-based oil-soluble catalyst / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov, S.A. Sitnov, A.V. Sharifullin, S.I. Kudryashov, D.K. Nurgaliev // Processes. -2020. - Т. 8. - №. 5. - С. 532-541.

135. Wen, S. A study on catalytic aquathermolysis of heavy crude oil during steam stimulation / S. Wen, Y. Zhao, Y. Liu, S. Hu // International symposium on oilfield chemistry. - OnePetro, 2007. Режим доступа https://doi.org/10.2118/106180-MS

136. Muraza, O. Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development / O. Muraza, A. Galadima // Fuel. - 2015. - Т. 157. - С. 219-231.

137. Eletskii, P.M. Catalytic steam cracking of heavy oil feedstocks: A review / P.M. Eletskii, O.O. Mironenko, R.G. Kukushkin, G.A. Sosnin, V.A. Yakovlev // Catalysis in Industry. - 2018. - Т. 10. - №. 3. - С. 185-201.

138. Zhou, Z. Influence of reservoir minerals and ethanol on catalytic aquathermolysis of heavy oil / Z. Zhou, M. Slany, E. Kuzielova, W. Zhang, L. Ma, S. Dong, G. Chen // Fuel. - 2022. - Т. 307. - С. 121871.

139. Кельцев, Н.В. Основы адсорбционной техники / Н.В. Кельцев. -М.: Химия, 1984. - 592 с.

140. Колышкин, Д.А. Активные угли. Свойства и методы испытаний / Д.А. Колышкин, К.К. Михайлова. - Л.: Химия, 1972. - 56 с.

141. Cheng, L. Pyrolysis of a low-rank coal in sub- and supercritical water / L. Cheng, R. Zhang, J. Bi // Fuel Processing Technology. - 2004. - Vol. 85. - P. 921932.

142. Kolesnikova, S.M. Conversion of brown coals in aqueous and toluene-containing media under supercritical conditions in the presence of catalyst / S.M. Kolesnikova, P.N. Kuznetsov, E.S. Kamenskii, L.I. Kuznetsova, V.A. Kashirtsev // Solid Fuel Chemistry. - 2010. - Vol. 44. - № 4. - Р. 223-226.

143. Kuznetsov, P.N. Extraction of brown coals from Kansk-Achinsk and Lena Basins with toluene and water containing fluids / P.N. Kuznetsov, S.M. Kolesnikova, L.I. Kuznetsova, E.S. Kamensky, V.A. Kashirtsev // J. Siberian Federal University. Engineering and Technologies. - 2012. - Vol. 5. - № 3. - Р. 358-364.

144. Wang, T. Sulfur transformations during supercritical water oxidation of a Chinese coal / T. Wang, X. Zhu // Fuel. - 2003. - Vol. 82. - P. 2267-2272.

145. Jin, H. Hydrogen production by Zhundong coal gasification in supercritical water / H. Jin, Y. Chen, Z. Ge, S. Liu, C. Ren, L. Guo // International Journal of Hydrogen Energy. - 2015. - Vol. 40. - P. 16096-16103.

146. Vostrikov, A.A. Conversion of brown coal in supercritical water without and with addition of oxygen at continuous supply of coal-water slurry / A.A.

Vostrikov, O.N. Fedyaeva, D.Y. Dubov, S.A. Psarov, M.Y. Sokol // Energy. -2011. - Vol. 36.- P. 1948-1955.

147. Antipenko, V.R. Structural group characteristics of resins and asphaltenes of high-sulfur natural asphaltite and products of its conversion in supercritical water / V.R. Antipenko, O.N. Fedyaeva, A.A. Grin'ko, A.A Vostrikov // Petroleum Chemistry. - 2020. - Т. 60. - №. 6. - С. 668-674.

148. Jin, H. A perspective on multi-component resistance analogy analysis for process intensification: Taking supercritical water gasification of coal as an example / H. Jin, B. Zhang, C. Fan, Z. Wu, X. Zhao, L. Guo // Chemical Engineering and Processing-Process Intensification. - 2022. - Т. 174. - С. 108859.

149. Kayukova, G.P. Catalytic Hydrothermal Conversion of Heavy Oil in the Porous Media / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailova, I.P. Kosachev, Z.R. Nasyrova, B.I. Gareev, A.V. Vakhin // Energy Fuels. - 2021. - Vol. 35. - № 2 - P. 12971307.

150. Kayukova, G.P. Hydrothermal Impact on Hydrocarbon Generation from Low-Permeable Domanic Sedimentary Rocks with Different Lithofacies. / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailova, I.P. Kosachev, R.Z. Musin, Z.R. Nasyrova, F.A. Aliev, A.V. Vakhin // Energy Fuels. - 2021. - Vol. 35. - № 14. - P. 11223-11238.

151. 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 Fuels. - 2010. -№ 24. - P. 1502-1510

152. Khadzhiev, S.N. Trends in the synthesis of metal oxide nanoparticles through reverse microemulsions in hydrocarbon media / S.N. Khadzhiev, K.M. Kadiev, G.P. Yampolskaya, M.K. Kadieva //Advances in colloid and interface Science. - 2013. - Т. 197. - С. 132-145.

153. Al-Marshed, A. Optimization of Heavy Oil Upgrading Using Dispersed Nanoparticulate Iron Oxide as a Catalyst / A. Al-Marshed, A. Hart, G. Leeke, M. Greaves, J. Wood // Energy Fuels. - 2015. - Vol. 29. - № 10 - Р. 6306-6316.

154. Nassar, Nashaat N. Application of nanotechnology for heavy oil upgrading catalytic steam gasification-cracking of asphaltenes / Nashaat N. Nassar, Azfar Hassan, Pedro Pereira-Almao // Energy Fuels. -2011. - № 25. - P. 1566-1570.

155. Hosseinpoura, M. Successive co-operation of supercritical water and silica-supported iron oxide nanoparticles in upgrading of heavy petroleum residue: Suppression of coke deposition over catalyst / M. Hosseinpoura, S. J. Ahmadib, Sh. Fatemia // The Journal of Supercritical Fluids. - 2015.- Vol. 100. - Р. 70-78.

156. Fedyaeva, O.N. The products of heavy sulfur-rich oil conversion in a counter supercritical waterflow and their desulfurization by ZnO nanoparticles/ O.N. Fedyaeva, A.A. Vostrikov // The Journal of Supercritical Fluids. - 2016. -Vol. 111. - Р. 121-128.

157. Fedyaeva, O.N. Non-isothermal conversion of the Kashpir sulfur-rich oil shale in a supercritical water flow / O.N. Fedyaeva, V.R. Antipenko, D.Y. Dubov, T.V. Kruglyakova, A.A. Vostrikov // The Journal of Supercritical Fluids. - 2016. -Vol. 109. - Р. 157-165.

158. Kayukova, G.P. Influence of the nature of metals and modifying additives on changes in the structure of heavy oil in a catalytic aquathermolysis system / G.P. Kayukova, D.A. Feoktistov, A.N. Mikhailova, I.P. Kosachev, R.Z. Musin, A.V. Vakhin // Petroleum Chemistry. - 2018. - Т. 58. - №. 3. - С. 190-196.

159. Masudi, A. Zirconia-Based Nanocatalysts in Heavy Oil Upgrading: A Mini Review. Ahmad Masudi / A. Masudi, O. Muraza // Energy Fuels. - 2018. - Vol. 32. - № 3. - Р. 2840-2854.

160. 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, N. Tsubaki // Fuel Processing Technology. - 2016. - Vol. 142. - Р. 315-318.

161. Lakhova, A.I. Transformation of heavy oil in hydrothermal impact / A.I. Lakhova, R.R. Soldatova (Zakieva), S.M. Petrov, A.A. Nosova, A.G. Safiulina // Petroleum Science and Technology. - 2019. - Vol. 37. - № 5. - P. 611-616.

162. Ашальчинское нефтяное месторождение [Электронный ресурс] / Режим доступа: URL:

https://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/tatarstan_respublika/ashalchinskoe/2 6-1-0-1020

163. Петров, С.М. Потенциал высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения как сырья для нефтепереработки / С.М. Петров, Д.А. Халикова, Я.И. Абдельсалам, Р.Р. Закиева, Г.П. Каюкова, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - Т 16. - № 18. -С. 261-265.

164. Петров, С.М. Паровоздушная конверсия тяжелой нефти в присутствии наноразмерных частиц оксидов металлов / С.М. Петров, Г.П. Каюкова, А.И. Лахова, Р.Р. Солдатова (Закиева), Д.А. Ибрагимова // Химия и технология топлив и масел. - 2016. - № 5 (597). - С. 53-56.

165. Галимов, Р.А. Проблема деметаллизации нефтяного сырья / Р.А. Галимов // Вестник Казанского технологического университета. - 2014. - Т. 17. - №. 20. - С. 270-273.

166. Закиева, Р.Р. Облагораживание сверхвязкой нефти в суб- и сверхкритическом водном флюиде / Р.Р. Закиева, Н.Ю. Башкирцева // Нефтяная провинция. - 2021. - № 1 (25). - С. 141-149

167. Лахова, А.И. Превращение высоковязкой нефти в сверхкритической воде / А.И. Лахова, Р.Р. Солдатова (Закиева) // Актуальные задачи нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса: сб. мат. науч. -практ. конф. (Москва, 21 - 23 ноября 2018 г.). - С. 79.

168. Petrov, S.M. Conversion of heavy oil in supercritical water with nano particles of caustobiolith / S.M. Petrov, R.R. Soldatova (Zakieva), A.I. Lakhova L.M. Sitdikova, D.I. Timerbulatova // 18th International Multidisciplinary Scientific GeoConference. Science and technologies in geology, exploration and mining: ^nf. proceedings (Albena, Bulgaria, 2 - 8 July, 2018). - P. 359-366.

169. Петров, В.А. Изменение состава тяжёлых нефтей в условиях, моделирующих паротепловое воздействие на пласт: дис. кан. хим. наук. -Томск: 2008. - 22 с.

170. Судыкина, Е.Н. Сравнительный анализ свойств природных битумов, добытых с помощью термических методов повышения нефтеотдачи / Е.Н. Судыкина, Е.С. Охотникова, Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова // Вестник Казанского технологического университета. - 2010. - №. 10. - С. 356-359.

171. Soldatova (Zakieva), R.R. Comparison of reaction media of Aquathermolysis: water in different physical states / R. R. Soldatova (Zakieva), S.M. Petrov, N.Yu. Bashkirceva E.Vasilev // Thermal EOR International Workshop III. Conf. proceedings. - Chengdu, China, 2018. - P. 27.

172. Zakieva, R.R. Super-viscous oil conversion in supercritical water fluid // R. R. Zakieva, B. Affane, N. Bashkirtseva, A. Nosova, A. Okruzhnov // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. - 2020. - Vol. 517. - С. 012045.

173. Zakieva, R.R. Refining super-viscous oil in supercritical aqueous fluid / R.R. Zakieva, S.M. Petrov, A.I. Lakhova, N.Yu. Bashkirceva // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. - 2020. - Vol. 517. - С. 012043.

174. Патент RU (11) № 2619699 (13) C1 17.05.2017. Способ переработки тяжелой нефти и/или природного битума // Патент России №2619699. 2017. Бюл. № 14 / С.М. Петров, Н.Ю. Башкирцева, Р.Р. Закиева, Р.З. Фахрутдинов, А.И. Лахова, Т.Ф. Ганиева, С.Д. Молодцов, Л.Р. Байбекова, Д.А. Ибрагимова, А.И.И. Яссер, Г.П. Каюкова, Ю.М. Танеева, А.Н. Петрова, Е.И. Черкасова, И.И. Гуссамов.

175. Закиева, Р.Р. Акватермолиз тяжелой нефти в субкритической и сверхкритической воде / Закиева Р.Р., Васильев Э.Р // XVII всероссийская конференция-конкурс студентов и аспирантов горно-геологического, нефтегазового, энергетического, машиностроительного и металлургического профиля: Тезисы докладов. - практ. конф. (Санкт Петербург, 27-29 марта 2019 г.) - С. 180.

176. Кудряшов, С.И. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, О.В.

Петрашов, А.В. Вахин, С.А. Ситнов, А.А. Ахмадияров, Д.К. Нургалиев // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №. 8. - С. 30-34.

177. Petrov, S.M. Upgrading of High-Viscosity Naphta in the Super-Critical Water Environment / S.M. Petrov, R.R. Zakieva, Ya.I. Abdelsalam, L.R. Baibekova, I.I. Gussamov // International Journal of Applied Engineering Research. - 2015. - Vol. 10. - № 24. - P. 44656-44661.

178. Zakieva, R.R. Oxidation of heavy oil in presence of supercritical water. / R.R. Zakieva, S.M. Petrov, L. Baybekova, D. Ibragimova, E. Karalin // XII European Congress on Catalysys «Catalysys: Balancing the use of fossil and renewable resourses: book of abstracts. (Kazan, 30th Aug. - 4th Sept., 2015). -Novosibirsk, 2015. - Р. 2184.

179. Закиева, Р.Р. Облагораживание высоковязких нефтей в присутствии воды в сверхкритическом состоянии / Р.Р. Закиева // Проблемы недропользования: сб. науч. тр. Международного форума-конкурса молодых ученых (СПб., 22 - 24 апреля 2015 г.). - СПб.: Изд-во Нац. минерально-сырьевого ун-та «Горный», 2015. - С. 88.

180. Солдатова (Закиева), Р.Р. Сверхкритическая вода как среда для конверсии высоковязкой нефти / Р.Р. Солдатова (Закиева), С.М. Петров // Нефть и газ - 2016: сб. тез. международ. конф. (Москва, 18 - 20 апреля 2016 г.). - М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016. - Т 2.- С. 251.

181. Petrov, S.M. Aquathermolysis of heavy oil in the presence of Supercritical water / S.M. Petrov, R.R. Soldatova (Zakieva), A.I. Lakhova // Thermal EOR International Workshop III. Conf. proceedings. - Chengdu, China, 2018. - P. 22.

182. Petrov, S.M. Catalytic conversion of high-viscosity oil in supercritical water / S.M. Petrov, R.R. Soldatova (Zakieva), E.I. Garifullina, D.A. Ibragimova, D.I. Timerbulatova // 18th International Multidisciplinary Scientific Geo Conference. Science and technologies in geology, exploration and mining: Conf. proceedings (Albena, Bulgaria, 2 - 8 July, 2018). - P. 291-298.

183. Vasiliev, E.R. Transformations of oil hydrocarbons in aqueous fluids: Aquatermolysis in subcritical and supercritical water / E.R. Vasiliev, R.R. Zakieva,

S.M. Petrov, R.R. Kantyukov, S.V. Shenkarenko // ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. - 2006. - V. 15. - С. 1672-1677.

184. Закиева, Р.Р. Облагораживание сверхвязкой нефти в суб- и сверхкритическом водном флюиде / Р.Р. Закиева, Н.Ю. Башкирцева // Нефтяная провинция. - 2021. - № 1 (25). - С. 141-149

185. Закиева, Р.Р. Облагораживание тяжелой нефти в гидротермальной среде в присутствии модифицированных алюмосиликатов / Р.Р. Закиева, Н.Ю. Башкирцева, С.М. Петров, А.И. Лахова // Химия и технология топлив и масел. - 2021. - № 5 (627). - С. 9-13.