Преобразования высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти и керогена в породах доманиковых отложений Татарстана в суб- и сверхкритической воде тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Насырова Зухра Рамисовна

• Насырова Зухра Рамисовна
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Насырова Зухра Рамисовна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 5 ГЛАВА 1. РОЛЬ СУБ- И СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ ВОДЫ В ПРОЦЕССАХ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД СЛАНЦЕВЫХ И

ДОМАНИКОВЫХ ФОРМАЦИЙ (ОБЗОР)

1.1. Характеристика высокоуглеродистых сланцевых пород

1.2. Фазовые состояния воды и уникальность ее свойств

1.3. Преобразование модельных полициклических и гетероатомных соединений в субкритической и сверхкритической воде

1.4. Роль суб- и сверхкритической воды в процессах преобразования органического вещества нефтеносных песков и керогенсодержащих сланцевых пород

1.5 Способы предотвращения коксообразования в процессах преобразования тяжелого углеводородного сырья с использованием доноров водорода

1.6 Каталитический эффект минеральной матрицы пород в преобразовании высокомолекулярных компонентов органического вещества т^Ш 36 ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 41 2.1 Объекты исследования 41 2.2. Моделирование процессов преобразования органического вещества доманиковых пород разных литологических типов в суб- и сверхкритической воде

2.3 Экстракция сланцевой нефти из пород

2.4 Выделение керогена из пород доманиковых отложений

2.5 Методы исследований

2.5.1 Рентгеноструктурный анализ пород и керогенов

2.5.2 Анализ пород и керогенов пиролитическим методом Rock-Eval

2.5.3 Газовая хроматография газовой фазы

2.5.4 SARA-анализ группового состава нефтяных экстрактов

2.5.5 Хромато-масс-спектрометрия насыщенных и ароматических углеводородов

2.5.6 ИК-Фурье спектроскопия керогенов, смол, асфальтенов и карбенов/карбоидов

2.5.7 Элементный анализ пород, керогенов, смол, асфальтенов и карбенов/карбоидов

2.5.8 Масс-спектроскопия с индуктивно-связанной плазмой пород, керогенов, смол, 52 асфальтенов и карбенов/карбоидов

2.5.9 Электронный парамагнитный резонанс керогенов, смол, асфальтенов и 53 карбенов/карбоидов

2.5.10 Сканирующая электронная микроскопия пород и керогенов

2.5.11 Удельная поверхность пород и керогена

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЙ НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННОГО 54 ПОТЕНЦИАЛА ПОРОД РАЗНЫХ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ТИПОВ В СРЕДЕ СУБ- И

СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ ВОДЫ

3.1 Оценка происхождения и зрелости керогенов исследованных пород

3.2 Выход газов и экстрактов

ГЛАВА 4. УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ ПРОДУКТОВ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ 58 ДОМАНИКОВЫХ ПОРОД ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ СУБ- И СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ

ВОДЫ

4.1 Состав газов

4.2 Групповой состав экстрактов из пород

4.3 Состав насыщенных и ароматических фракций 64 ГЛАВА 5. ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СМОЛ, АСФАЛЬТЕНОВ И КЕРОГЕНОВ 64 ДОМАНИКОВЫХ ПОРОД В СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ ВОДЕ

5.1 Элементный состав

5.2 Структурно-групповой состав

5.3 Парамагнитные свойства

5.4 Микроэлементный состав

5.5 Преобразования минерального состава пород в суб- и сверхкритической воде ГЛАВА 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА

ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТОЙ ДОМАНИКОВОЙ ПОРОДЫ В СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ

ВОДЕ И ПРИСУТСТВИИ ПРОПАНОЛА-1

6.1 Характеристика пород

6.2 Характеристика экстрактов 87 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 89 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Преобразования высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти и керогена в породах доманиковых отложений Татарстана в суб- и сверхкритической воде»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Возможность извлечения сланцевой нефти из высокоуглеродистых низкопроницаемых керогенсодержащих пород, обогащенных органическим веществом (ОВ), является одним из актуальных вопросов современной нефтяной отрасли. В Татарстане в качестве потенциальных источников углеводородов в разрезе доманиковых толщ рассматриваются нефтематеринские битуминозные породы семилукского (доманикового), мендымского и саргаевского горизонтов верхнего девона с высоким содержанием органического углерода (Сорг). Углеводородные ресурсы в доманиковых отложениях Татарстана по данным USGS «Geology and Resources of Some World Oil-Shale Deposits» и Академии наук Республики Татарстан оцениваются от 4.5 до 14.6 млрд т. Для большинства нефтематеринских пород и горючих сланцев наряду с легкой и тяжелой нефтью характерно наличие керогена типа II, являющегося источником углеводородов для большинства нефтяных и газовых залежей. Кероген - это нерастворимое органическое вещество, не успевшее превратиться в нефть и газ, для его «дозревания» требуется термическая обработка.

Существующие технологии горизонтального бурения и гидроразрыва пласта позволяют извлекать из пород сланцевых и доманиковых отложений исключительно легкую нефть «tight oil». Эти технологии существенно не затрагивают структуру керогена и не разрушают смолисто-асфальтеновые вещества тяжелой нефти, находящейся в породе, что не позволяет получать из данных пород нефть с пониженной вязкостью. Исследования, направленные на разработку принципиально новых технологий освоения сланцевых отложений, широко ведутся во многих странах мира, таких как США, Канада, Китай, Великобритания, Эстония, и др. Проблема освоения аналогичных пород, способных при тепловом воздействии генерировать сланцевую нефть, является актуальной и для России. Во многих научных центрах России (МГУ, РГУ нефти и газа им. ИМ Губкина, ИТ СО РАН, ВНИГНИ, ИНХС РАН, СПБУ, ИХН СО РАН, Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, НГУ, КФУ, КНИТУ, ИОФХ КазНЦ РАН, ТатНИПИнфть, ПАО «Татнефть» и др.) ведутся интенсивные исследования по изучению баженовской свиты и доманиковых толщ с целью разработки методов их освоения.

Одним из перспективных направлений в области разработки сланцевых отложений является применение технологий, основанных на закачке в пласт пара, а также горячей воды в субкритическом состоянии в интервале температур от 150 до 350°С и давлений от 0.5 до 25 МПа и сверхкритическом состоянии при температуре 374°С и давлении 22.1 МПа и выше. Свойства воды и ее растворов с повышением температуры и давления постепенно меняются, что связано с трансформацией структуры водородных связей в ее агрегатах. Из-за различия физических

свойств субкритической воды (СБВ) и сверхкритической воды (СКВ) механизмы протекающих в них реакций принципиально отличаются. Для субкритической области воды характерны реакции с участием заряженных частиц Н+ и ОН-, что позволяет использовать ее в качестве полярного растворителя. В СКВ протекают, как правило, процессы свободно-радикального характера. По мере приближения к критической точке диэлектрическая проницаемость воды падает, достигая в сверхкритической области показателя неполярного «органического» растворителя. В ряде работ показана способность СКВ внедряться в структуру керогена сланцевых пород и разрывать его структурный скелет, способствуя изменению порового пространства и более полному извлечению углеводородов. При разработке доманиковых отложений СКВ учувствует как в химических, так и физических процессах, которые пока недостаточно изучены. Важным шагом в направлении интенсификации процессов преобразования ОВ и снижения коксообразования стало использование в реакционной смеси СКВ растворителей, обладающих разжижающими свойствами и выступающими в роли доноров водорода, а также исследования роли минералов и структуры пористой среды породы на процесс извлечения углеводородов. Поэтому получение новой информации о вещественном составе пород доманиковых отложений и процессах преобразования высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти и керогена в сланцевую нефть в их поровом пространстве под воздействием как природных, так и технологических факторов является важной и актуальной задачей.

Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ «Аспиранты» № 20-35-90112, государственной программы «Рациональное природопользование» по повышению конкурентоспособности К(П)ФУ среди ведущих мировых научно-образовательных центров по приоритетному направлению развития науки, технологий и техники РФ, а также при поддержке Министерства науки и высшего образования РФ № 075-15-2020-931 в рамках программы развития НЦМУ «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты».

Цель работы - выявление закономерностей преобразования высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти и керогена в сланцевую нефть и газ в породах доманиковых отложений разных литологических типов в процессах их термической деструкции под воздействием суб- и сверхкритической воды, а также при введении в реакционную систему пропанола-1 для интенсификации данных процессов.

Задачи исследования:

1. Провести цикл модельных автоклавных экспериментов по преобразованию ОВ доманиковых пород разных литологических типов при температурах 320, 374 и 420°С в реакционной среде СБВ и СКВ, а также в присутствии инициирующей добавки (пропонол-1).

2. Оценить влияние СБВ и СКВ на направленность и глубину превращений ОВ доманиковых пород разных литологических типов в процессах реализации их нефтегенерационного потенциала.

3. Выявить закономерности преобразований группового и углеводородного состава сланцевой нефти из доманиковых пород разных типов под воздействием СКВ, а также изменения в структурно-групповом, элементном и микроэлементном составе ее высокомолекулярных гетероатомных компонентов.

4. Определить особенности изменений элементного, микроэлементного и минерального состава пород и керогенов и оценить характер изменения морфологии их поверхности.

5. Выявить оптимальные условия воздействия СБВ и СКВ на процесс извлечения сланцевой нефти из доманиковых пород в зависимости от их минерального состава, содержания и состава ОВ в породах и наличия инициирующей добавки.

Научная новизна.

• Впервые установлено, что выход газов и жидких углеводородов из доманиковых пород разных литологических типов и их состав зависят от минерального состава пород, содержания и состава в породах ОВ, а также реализации генерационного потенциала керогена в зависимости от его типа и степени термической зрелости в реакционной среде СБВ и СКВ.

• Впервые выявлена общая закономерность в изменении молекулярного углеводородного состава сланцевой нефти, генерируемой породами разных литологических типов, в среде СКВ при 374°С и 22-24 МПа, обусловленная возрастанием содержания алканов, дибензотиофенов и фенантренов при снижении содержания полициклических стеранов, тритерпанов, моноароматических стероидов, арилизопреноидов, нафталинов и бензотиофенов.

• Впервые показано, что процессы деструкции смол, асфальтенов и керогенов в породах разных литологических типов в среде СКВ при 374°С (22-24 МПа) сопровождаются разрывом серасодержащих связей, отрывом алкильных заместителей, приводящих к увеличению степени их ароматизации и конденсации. Различия между данными высокомолекулярными гетероатомными компонентами ОВ наиболее ярко проявляются в степени их окисления.

• Впервые показан разный характер распределения биогенных, радиоактивных и редкоземельных микроэлементов (МЭ) и их содержание в смолах, асфальтенах, керогенах и породах разных литологических типов до и после обработки в среде СКВ.

• Впервые установлено, что обработка карбонатно-кремнистой доманиковой породы в среде СКВ при 374°С и 18 МПа с добавлением пропанола-1 способствует большей степени разложения керогена без образования высокоуглеродистых веществ типа карбенов/карбоидов.

Практическая значимость работы.

Полученные экспериментальные данные позволяют рекомендовать оптимальные температурные условия для разработки конкретных пород доманиковых отложений. Для разработки карбонатно-кремнистых пород рекомендуется наличие СКВ при 374°С и давлении 24 МПа. Для разработки пород карбонатных отложений достаточно применения воды в субкритическом состоянии при 320°С и давлении не выше 17 МПа. Использование протон-содержащих растворителей в среде СКВ позволяет интенсифицировать процесс преобразования ОВ и минимизировать процессы образования кокса.

Основные положения, выносимые на защиту:

• Оценка реализации нефтегенерационного потенциала доманиковых пород разных литологических типов при воздействии на них СБВ и СКВ при температурах 320, 374 и 420°С и давлениях от 17 до 24 МПа.

• Особенности группового и углеводородного состава сланцевой нефти из доманиковых пород разных типов.

• Закономерности и особенности преобразования элементного, структурно-группового и микроэлементного состава высокомолекулярных гетероатомных компонентов ОВ (смол, асфальтенов и керогенов) доманиковых пород в среде СКВ.

• Влияние пропанола-1 на интенсификацию процессов преобразования керогена высокоуглеродистой доманиковой породы в среде СКВ.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ» (Москва, 2019, 2020 и 2021 гг); Всероссийской конференции-конкурсе студентов и аспирантов «Актуальные проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, 2020 и 2021 гг); International forum-contest of students and young researchers "Topical issues of rational use of natural resourcers (Санкт-Петербург, 2020 г); Международной научно-практической конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии» (Казань, 2020 г); Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (Москва, 2020, 2021 и 2022 гг), Международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых «Химия и химическая технология в XXI веке» (Томск, 2021 г); Международной научно-практической конференции «Решение Европейского союза о декарбонизации и новая парадигма развития ТЭК России» (Казань, 2021 и 2022 гг).

Публикации. Основные результаты изложены в 1 монографии, 11 статьях в журналах, рекомендованных ВАК Минобразования РФ, и 12 публикациях в трудах конференций.

ГЛАВА 1. РОЛЬ СУБ- И СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ ВОДЫ В ПРОЦЕССАХ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД СЛАНЦЕВЫХ И ДОМАНИКОВЫХ ФОРМАЦИЙ (ОБЗОР)

Освоение нетрадиционных углеводородных ресурсов с использованием новейших методов является одним из стратегических направлений для увеличения запасов углеводородного сырья в России [1]. Особое внимание в последние годы обращено на плотные высокоуглеродистые керогенсодержащие сланцевые и битуминозные породы, обогащенные ОВ, в связи с возможностью добычи из них сланцевой нефти. Для извлечения углеводородов из плотных керогенсодержащих пород, важным и перспективным направлением представляется применение суб- и сверхкритических флюидов в принципиально новых технологиях. В ряде работ [2-10] представлен экспериментальный материал, доказывающий способность СКВ внедряться в структуру керогена и разрывать его структурный скелет, приводя к более полному извлечению свободных углеводородов, а также образованию новых в результате разложения и деструкции высокомолекулярных битуминозных компонентов. Исследованиями в области разработки флюидных технологий освоения нетрадиционных углеводородных ресурсов занимаются в России, США, Канаде, Китае, Великобритании, Эстонии, Турции, Японии, Южной Корее и др. странах [7]. В России над этой проблемой работают в Институте химии нефти СО РАН [17-20], Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина [21-23], Институте теплофизики им. С.С. Кутателадзе СО РАН [24-28], Институте геологии Коми НЦ УрО РАН [2932], Московском государственном университете им. Ломоносова [33,34], Казанском национальном исследовательском технологическом университете [16,35,36], Казанском Федеральном Университете [37-43], Институте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова ФИЦ КазНЦ РАН [44-48] и др. Интерес к гидротермальным и сверхкритическим флюидам связан также с поиском "зеленых" экологически безопасных химических процессов. Использование воды вместо органических растворителей поможет значительно снизить антропогенное воздействие технологических процессов на окружающую среду.

1.1. Характеристика высокоуглеродистых сланцевых пород

Слабопроницаемые и сильнотрещиноватые пласты высокоуглеродистых сланцевых отложений широко развиты на территории многих стран мира: России, США, Китая, Аргентины, Ливии, Австралия и др. [49]. Управление энергетической безопасности США на основе данных всех источников по изучению сланцевой нефти выпустило обзор по ее запасам, в который вошла

41 страна [50]. На первом месте в списке стран с крупнейшими ресурсами нефти в сланцевых отложениях находится Россия (75 млрд барр), на втором - США (52 млрд барр) и на третьем -Китай (32 млрд барр) [50]. Мировой ресурс технически извлекаемых запасов нефти из сланцевых отложений составляет 345 млрд барр, что в несколько раз превышает мировые извлекаемые запасы сырой нефти [51,52]. Сланцевые отложения на территории России представлены слабопроницаемыми и сильнотрещиноватыми пластами Баженовской свиты и доманиковыми отложениями нефтегазоносных территорий Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций (рис. 1.1) [52-56].

Рисунок 1.1 - Карта бассейнов сланцевой нефти и сланцевого газа России [56]

Отложения Баженовской свиты распространены на территории Западной Сибири на площади более 1 млн км2 и являются нефтематеринскими породами, которые сложены битуминозными аргиллитами, содержащими ОВ около 17%. Геологические ресурсы Бажена в Западной Сибири превышают 60 млрд т нефти, консервативный прогноз прироста извлекаемых запасов к 2025 г. составляет 760 млн т [57]. Для сравнения: извлекаемые ресурсы нефти из сланцевых отложений крупнейшего месторождения Баккен в США оцениваются в 3.8 млрд т [58]. В силу высокой плотности и прочности сланцевых пород Баженовской свиты для

извлечения нефти и газа из порового пространства практически единственным приемом является разрушение пласта с помощью гидравлического разрыва (ГРП). При этом низкая проницаемость и насыщенность пласта вынуждают разрушать пласт многократно [58]. Накопленная за сорокалетнюю историю добыча нефти из Баженовской свиты немногим превышает 5 млн т. Это меньше 1% текущей ежегодной добычи по России [59]. Высокую активность в добыче нефти из отложений Баженовской свиты показывает компания «Сургутнефтегаз», также добыча сланцевой нефти из отложений Баженовской свиты производится концерном «Салым Петролеум Девелопмент», являющимся совместным предприятием «Shell» и российской нефтяной компании «Эвихон». Средний дебит скважин в пределах Салымского сланцевого поля составляет около 30 т/сут. [58]. Компания «Газпром нефть» первая из российских компаний опробовала на Баженовской свите весь цикл технологий, применяемых в мире для разработки сланцевых отложений [60]. На сегодняшний день «Газпромнефть» совместно с Министерством энергетики Российской Федерации (РФ) и администрацией Ханты-Мансийского автономного округа завершает разработку федерального проекта по технологиям освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов из Баженовсой свиты. Реализация данного проекта может обеспечить России до 50 млн т/год дополнительной добычи к 2030 г. на действующих и новых месторождениях Западной Сибири [57].

Доманиковые отложения Урало-Поволжья занимают обширную территорию некомпенсированной впадины семилукского бассейна и представлены битуминозными глинистыми, глинисто-карбонатными, кремнисто-глинисто-карбонатными и кремнистыми породами, обогащенными ОВ сапропелевого типа [53]. Область доманиковых отложений составляет почти 400 тыс. км2, из них на данный момент лицензируются только 185 тыс. км2 [61]. Технологически извлекаемые ресурсы нефти из доманиковых отложений по данным ВНИГНИ (2011 г.) составляют около 898 млн т. По нефтедобывающим районам РФ ресурсы нефти, содержащиеся в доманиковых отложениях, распределены в следующем порядке: Республика Башкортостан - 33%, Республика Татарстан - 24%, Пермский край - 15%, Самарская и Оренбургская области - 14%, Республика Удмуртия - 14%. Содержание ОВ в доманиковых породах, в зависимости от территории их распространения, изменяется в широких пределах [61]: на территории Татарстана - от 4 до 12% [62], Башкортостана - от 0,1 до 23%, Оренбургской области - от 0,14 до 7.6%, Самарской области - от 4 до 8%, Ульяновской области - от 1,8 до 6,6% и Саратовской области - от 0,14-4,4%. Доманиковые отложения содержат легкую нефть по аналогии «tight oil» в США, и кероген, представляющий собой в природном виде практически твердое вещество, плотно связанное с вмещающей его породой, и превращающееся в сланцевую нефть в результате термической обработки [63-65]. По геохимическим характеристикам

доманиковые отложения подобны сланцевым отложениям Игл Форд Предмексиканской впадины США [66]. Доманиковые толщи разрабатываются в опытном порядке в Татарстане ПАО «Татнефть». Программу по выявлению и разработки залежей сланцевой нефти в доманиковых отложениях компания ПАО «Татнефть» активно реализует совместно с российскими научно-исследовательскими центрами и ВУЗами (МГУ, КФУ, ВНИГНИ и др.). Добыча нефти в Татарстане ведется также из залежей доманиковых отложений, открытых много лет назад, методами применяемыми для обычных коллекторов, так как данные залежи связаны с линейными зонами повышенной трещиноватости, приуроченными к региональным разломам [67-69]. С учетом накопленного опыта проводятся исследования кернового материала существующего фонда скважин петрофизическими и геохимическими методами с целью разработки новых технологий добычи сланцевой нефти [70,71].

Несмотря на большой потенциал исследований и наличие технологий облагораживания и обессеривания тяжелого углеводородного сырья, фундаментальной концепции о роли СБВ и СКВ и механизмах реакций взаимодействия воды с углеводородами, высокомолекулярными гетероатомными компонентами нефти и керогеном, а также с минералами и микроэлементами пород еще не создано. Весьма мало информации о процессах, протекающих в продуктивных пластах под воздействием тех или иных технологий нефтеизвлечения, о роли катализаторов в интенсификации данных процессов, о фазовых превращениях керогена, смол и асфальтенов. Доступная информация о проведенных исследованиях рассредоточена и нуждаются в обобщении и систематизации. Поэтому возникла необходимость собрать информацию по отечественным и зарубежным источникам о возможностях использования СБВ и СКВ в качестве среды для преобразования высокомолекулярных компонентов нефти и керогена в битуминозных и керогенсодержащих сланцевых породах в легко извлекаемые из них углеводороды. Обобщение и анализ имеющегося литературного материала по данной теме представляется важной и актуальной задачей в плане развития перспективного направления исследований, а также в плане освоения плотных низкопроницаемых высокоуглеродистых пород.

1.2. Фазовые состояния воды и уникальность ее свойств

Вода может существовать в различных фазовых состояниях (Рис. 1.2). Свойства воды и ее растворов с повышением температуры и давления постепенно меняются, что связано с трансформацией структуры водородных связей в агрегатах воды. В нормальных условиях в них может входить до 100 молекул воды.

Рисунок 1.2 - График зависимости термодинамических фаз воды от температуры и давления

В интервале температур от 150 до 350°С и давлениях от 0,5 до 25 МПа вода представляет собой высокотемпературную жидкую фазу с большой гидролитической силой - это субкритическая фаза [72,73]. При 374°С и давлении 21,8 МПа вода переходит в сверхкритическое состояние - это ее критическая точка [23,74-78]. В критической области сетка водородных связей разрушается, трансформируясь в отдельные кластеры цепочечной структуры, внутри которых молекулы воды связаны водородными связями. Методом компьютерного моделирования показано, что количество молекул воды в кластерах сильно зависит от плотности сверхкритической жидкости [79]. При низкой плотности (р = 0,167 г/мл, t = 400°С) кластеры содержат до 10 молекул, а при повышении температуры до 499°С и плотности 0,528 г/мл их число увеличивается до 20. При более высоких значениях плотности от 0,972 до 1,284 г/мл и температуры от 407 до 498°С молекулы вновь оказываются связанными. Разрушение водородных связей при переходе к критической области приводит к уменьшению диэлектрической проницаемости воды, изменению ее динамической вязкости и увеличению коэффициента диффузии, принося большую свободу перемещения.

Изменение вязкости, теплоемкости, коэффициентов диффузии и плотности приводит к изменению транспортных характеристик водных растворов. В сверхкритическом состоянии вода занимает промежуточное положение между жидкостью и газом, граница раздела фаз исчезает, а плотность воды падает до 0,3 г/мл. Вблизи критической точки вода может неограниченно сжиматься, что позволяет менять плотность воды даже при незначительном изменении температуры и давлении. Симбатно с изменением плотности меняются диэлектрическая проницаемость, ионное произведение, вязкость и теплопроводность. Контроль плотности воды в суб- и сверхкритических областях позволяет управлять ее свойствами и химическими процессами с ее участием.

Вода в субкритическом состоянии является сильным источником H+ и ОН-, что позволяет использовать ее в качестве полярного растворителя, а также кислотно-основного катализатора. По мере приближения к критической точки диэлектрическая проницаемость воды падает, достигая в сверхкритической области показателя неполярного «органического» растворителя (в = 6). Известно, растворимость в какой-либо среде связана с ее диэлектрической проницаемостью. Снижение этого показателя в критической области приводит к повышению растворимости органических веществ и уменьшению ионных соединений. В сверхкритических условиях фиксируется эффект кластерирования молекул воды вокруг молекул растворенного вещества, что приводит к локальной флуктуации плотности. Снижение диэлектрической проницаемости воды при повышенных температурах и давлении приводит к значительному изменению структуры раствора, происходит перестройка гидратных оболочек и образование ионных пар.

Из-за различия физических свойств СБВ и СКВ механизмы протекающих в них реакций принципиально отличаются. Для субкритической области воды характерны реакции с участием ионово водорода и гидроксильных групп, в СКВ протекают, как правило, процессы свободно-радикального характера [80]. Образующиеся при гомолитическом распаде молекулы воды атомы водорода и гидроксильные радикалы выступают в качестве активных частиц. Появление свободных радикалов в системе возможно и при соударении молекул реагента и растворителя, а также в результате контакта с молекулами, обладающими неспаренными электронами, типа О2 и NO2. В СБВ и СКВ возможно протекание таких типов органических реакций, как гидролиз, гидратация/дегидратация, различные перегруппировки, элиминирование, образование и расщепление С-С связей, гидрирование/дегидрирование, окисление. Многие из этих реакций проходят в гидротермальных условиях с хорошими скоростями и выходами и без использования катализатора. Кроме того, в СБВ исчезает необходимость в нейтрализации больших количеств солей, традиционно используемых в качестве кислот Льюиса, как, например, в реакциях алкилирования. В случае применения традиционных оксидных и металлических гетерогенных катализаторов следует учитывать устойчивость каталитических систем в среде СБВ и СКВ.

В среде СКВ, согласно результатам современных исследований [1-10], процесс облагораживания тяжелого углеводородного сырья включает преобразование и крекинг высокомолекулярных углеводородов, удаление кокса, и удаление гетероатомных соединений. Основными преимуществами такого процесса перед традиционными термическими методами, наряду с экологичностью, является улучшение массопереноса и рост конверсии углеводородного сырья. Это становится возможным благодаря способности СКВ, растворять газы и неполярные соединения [81,82]. Кроме того, наличие в реакционной среде атомов водорода, образующихся по схеме парового риформинга через промежуточный синтез-газ [83-86]:

CnHm + nH2O о пСО + (п+т/2)Н2, СО+Н2О ^ Н2 +СО2,

позволяет предотвращать реакции рекомбинации и поликонденсации радикальных частиц, возникающих в результате деструкции высокомолекулярных компонентов. Таким образом, уникальные свойства СКВ можно использовать для преобразования и извлечения углеводородов из плотных низкопроницаемых битуминозных и сланцевых пород.

1.3. Преобразование модельных полициклических и гетероатомных соединений в субкритической и сверхкритической воде

Сложный состав тяжелых нефтей, битуминозных и высокоуглеродистых сланцевых пород значительно осложняет понимание процессов, протекающих в условиях СБВ и СКВ среде. Роль и участие СБВ и СКВ в преобразовании углеводородов вызывает оживленную дискуссию в научной литературе. Авторы работ [87-92] рассматривают СКВ как реагент [87-92], участвующий в реакциях превращения углеводородов посредством гетеролитической (Н+ и НО-) или гомолитической (Н* и НО*) диссоциации воды. Дургие авторы [93] считают, что СКВ участвует в реакциях только как растворитель, специфические свойства которого влияют на преобразование высокомолекулярных компонентов нефти. В ряде работ предпринята попытка рассмотреть влияние СБВ и СКВ на трансформацию высокомолекулярных компонентов нефти на примере отдельных модельных соединений, входящих в ее состав, а именно, полициклических ароматических углеводородов, гетероциклических сера- и азотсодержащих соединений, металлсодержащих порфиринов, а также смол и асфальтенов [18-20,87,94-117].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Насырова Зухра Рамисовна, 2023 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Funazukuri, T. Supercritical fluid extraction of Chinese Maoming oil shale with water and toluene / T. Funazukuri, S. Yokoi, N. Wakao // Fuel. - 1988. - Vol. 67. - № 1. - P. 10-14.

2. Olukcu, N. Solvent effect on the extraction of Beypazari oil shale / N. Olukcu, J. Yanik, M. Saglam, M. Yuksel, M. Karaduman // Energy & Fuels. - 1999. - Vol. 13. - No. 4. - P. 895-902.

3. Canel, M. Extraction of solid fuels with sub-and supercritical water / M. Canel, P. Missal // Fuel. - 1994. - Vol. 73. - No. 11. - P. 1776-1780.

4. Yanik, J. Characterization of the oil fractions of shale oil obtained by pyrolysis and supercritical water extraction / J. Yanik, M. Yuksel, M. Saglam, N. Oluk9u, K. Bartle, B. Frere // Fuel. - 1995. - Vol. 74. - No. 1. - P. 46-50.

5. Harfi, K. El. Supercritical fluid extraction of Moroccan (Timahdit) oil shale with water / K. El. Harfi, C. Bennouna, A. Mokhlisse, M. Ben. Chanaa, L. Lemee, J. Joffre, A. Ambles // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. - 1999. - Vol. 50. - No. 2. - P. 163-174.

6. Hu, H. Extraction of Huadian oil shale with water in sub-and supercritical states / H. Hu, J. Zhang, S. Guo, G. Chen // Fuel. - 1999. - Vol. 78. - No. 6. - P. 645-651.

7. Deng, S. Extracting hydrocarbons from Huadian oil shale by sub-critical water / S. Deng, Z. Wang, Q. Gu, F. Meng, J. Li, H. Wang // Fuel processing technology. - 2011. - Vol. 92. - No. 5. -P. 1062-1067.

8. Luik, H. L. Extraction of fossil fuels with sub-and supercritical water / H.L. Luik // Energy Sources. - 2001. - Vol. 23. - No. 5. - P. 449-459.

9. Hershkowitz, F. Molecular mechanism of oil shale pyrolysis in nitrogen and hydrogen atmospheres / F. Hershkowitz, W.N. Olmstead, R.P. Rhodes, K.D. Rose // Geochemistry and Chemistry of Oil Shales. - 1983. - Vol. 15. - P. 301-316.

10. Burnham, A.K. On the mechanism of kerogen pyrolysis / A.K. Burnham, J.A. Happe // Fuel. - 1984. - Vol. 63. - No. 10. - P. 1353-1356.

11. Zou, C. Formation, distribution, potential and prediction of global conventional and unconventional hydrocarbon resources / C. Zou, G. Zhai, G. Zhang, H. Wang, G. Zhang, J. Li, Z. Wang, Z. Wen, F. Ma, Y. Y. Liang, Z. Yang, X. Li, K. Liang // Petroleum Exploration and Development. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina. - 2015. - Vol. 42. - No. 1. -P. 14-28.

12. Chengzao, J. Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development / J. Chengzao, M. Zheng, Y. Zhang // Petroleum Exploration and Development. - 2012. - Vol. 39. - No. 2. - P. 139-146.

13. Zou, C.N. Types, characteristics, genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations: taking tight oil and tight gas in China as an instance / C.N. Zou, R.K. Zhu, S T. Wu, Z. Yang, S.Z. Tao, X.J. Yuan, L.H. Hou, H.Yang, C.C.Xu, D.H. Li // Acta Petrolei Sinica. - 2012. - Vol. 33. - No. 2. - P. 173-187.

14. Грушевенко, Д.А. Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы / Грушевенко, Д.А. Кулагин В.А. // М.: ИНЭИ РАН. - 2019. - 62 с.

15. Li, N. A review of laboratory-scale research on upgrading heavy oil in supercritical water / N. Li, N. Li, B. Yan, X.M. Xiao // Energies. - 2015. - Vol. 8. - No. 8. - P. 8962-8989.

16. Закирова, З.Р. Акватермолиз альтернативных источников нефти в условиях сверхкритического состояния воды / З.Р. Закирова, Ю.Н. Малова, Л.Р. Гарипова, А.А. Мухаметзянова, Д.А.Ибрагимова, С.М. Петров // Вестник Казанского технологического университета. - 2017. - Т. 20. - No. 5. - С. 30-33.

17. Антипенко, В.Р. Состав продуктов гидротермально-каталитической конверсии асфальтита Спиридоновского месторождения / В.Р. Антипенко, Г.П. Каюкова, И.М. Абдрафикова // Нефтехимия. - 2019. - Т. 59. - No. 1. - С. 54-63.

18. Антипенко, В.Р. Термические превращения высокосернистого природного асфальтита: Геохимические и технологические аспекты / В.Р. Антипенко // Новосибирск: Наука.

- 2013. - 184 с.

19. Антипенко, В.Р. Превращение тяжелых нефтяных фракций в условиях, моделирующих термические методы повышения нефтеотдачи / В.Р. Антипенко, О.А. Голубина // Известия Томского политехнического университета. - 2006. - Т. 309. - № 2. - С. 174-179.

20. Антипенко, В.Р., Савельев В.В. Превращение смолисто-асфальтеновых веществ в условиях, моделирующих тепловые методы повышения нефтеотдачи / В.Р. Антипенко, О.А. Голубина, Г.С. Певнева // Нефтехимия. - 2006. - Т. 46. - № 6. - С. 419-427.

21. Petrukhina, N.N. Conversion of heavy crude oil by catalytic and noncatalytic aquathermolysis / N.N. Petrukhina, G.P. Kayukova, G.V. Romanov, B.P. Tumanyan, L.E. Foss, I.P. Kosachev, R.Z. Musin, A.I. Ramazanova, A.V. Vakhin // Chemistry and Technology of Fuels and Oils.

- 2014. - Vol. 4. - No. 50. - P. 30-37.

22. Гордадзе, 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, С.Ю. Рудаковская, В.Н. Кошелев, В.Г. Мартынов // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. - 2018. - Т. 11. - № 4. - С. 575-592.

23. Tumanyan, B.P. Aquathermolysis of crude oils and natural bitumen: chemistry, catalysts and prospects for industrial implementation / B.P. Tumanyan, N.N. Petrukhina, G.P. Kayukova, D.K.

Nurgaliev, L.E. Foss, G.V. Romanov // Russian Chemical Reviews. - 2015. - Vol. 84. - No. 11. - P. 1145-1175.

24. Федяева, О.Н. Перспективы использования сверхкритической воды в качестве химически активной и экологически безопасной среды для переработки тяжелого углеводородного сырья / О.Н. Федяева, А.А. Востриков // Вестник РФФИ. - 2017. - Т. 1. - № 1. - С. 114-127.

25. Fedyaeva, O.N. Composition of oil fractions obtained in combined thermolysis of heavy sulfur-rich petroleum and oxidation of activated carbon with supercritical water-oxygen fluid / O.N. Fedyaeva, V.R. Antipenko, A.A. Vostrikov // Russian Journal of Physical Chemistry B. - 2018. - Vol. 12. - No. 7. - P. 1101-1111.

26. Fedyaeva, O.N., Vostrikov A.A. Hydrogenation of bitumen in situ in supercritical water flow with and without addition of zinc and aluminum / O.N. Fedyaeva, A.A. Vostrikov // Journal of Supercritical Fluids. - 2012. - Vol. 72. - P. 100-110.

27. Fedyaeva, O.N. Peculiarities of composition of hydrocarbon and heteroatomic substances obtained during conversion of Kashpir oil shale in supercritical water / O.N. Fedyaeva, V.R. Antipenko, A.A. Vostrikov // Russian Journal of Physical Chemistry B. - 2017. - Vol. 11. - No. 8. - P. 1246-1254.

28. Fedyaeva, O.N. Conjugated processes of black liquor mineral and organic components conversion in supercritical water / O.N. Fedyaeva, A.A. Vostrikov, A.V. Shishkin, D.Y. Dubov // Journal of Supercritical Fluids. - 2019. - Vol. 143. - No. August 2018. - P. 191-197.

29. Бушнев, Д.А. Генерация углеводородных и гетероатомных соединений высокосернистым горючим сланцем в процессе водного пиролиза / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная, С.Н. Шанина, Е.С. Макарова // Нефтехимия. - 2004. - Т. 44. - № 6. - С. 449-458.

30. Бурдельная, Н.С. Экспериментальное моделирование катагенеза средневолжского горючего сланца / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, М.В. Мокеев // Вестник института геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН. - 2012. - Т. 11. - № 215. - С. 18-22.

31. Бурдельная, Н.С. Изменения состава битумоида и химической структуры керогена при гидротермальном воздействии на породу / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, М.В. Мокеев // Геохимия. -2013. - № 9. - P. 819-833.

32. Бушнев, Д.А. Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика / Д.А. Бушнев, Н.С. Бурдельная // Нефтехимия. - 2013. - Т. 53. - № 3. - С. 163.

33. Гилязетдинова, Д.Р. Трансформация пустотного пространства при моделировании генерации углеводородных флюидов на примере доманикового горизонта Южно-Татарского -свода / Д.Р. Гилязетдинова, Д.В. Корост // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2015. - № 5. - С. 78-85.

34. Гафурова, Д.Р. Изменение пустотного пространства различных литотипов керогенонасыщенных пород доманиковой формации при разных скоростях нагрева / Д.Р. Гафурова, Д.В. Корост, Е.В. Козлова, А.Г. Калмыков, Г.А. Калмыков // Георесурсы. - 2017. - № 3. - С. 255-263.

35. Закиева, Р.Р. Влияние углеродистых добавок на превращения высокомолекулярных компонентов нефти в сверхкритической воде / Р.Р. Закиева, С.М. Петров, Э.Р. Васильев, Г.П. Каюкова, Н.Ю. Башкирцева // Известия Уфимского научного центра РАН. -2020. - № 1. - С. 94-99.

36. Petrov, S.M. Conversion of organic matter in the carbonaceous medium in the supercritical water / S.M. Petrov, D.A. Ibragimova, A.G. Safiulina, A. V. Vakhin, R.C. Okekwe, E.A. Karalin // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - Vol. 159. - P. 497-505.

37. 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, S.A. Sitnov, A.E. Chemodanov, M.A. Varfolomeev, D.K. Nurgaliev // Petroleum Science and Technology. - 2018. - Vol.

36. - No 22 - P. 1850-1856.

38. Vakhin, A.V. Aquathermolysis of high-viscosity oil in the presence of an oil-soluble iron-based catalyst / A.V. Vakhin, S.A. Sitnov, I.I. Mukhamatdinov, Y. V. Onishchenko, D.A. Feoktistov // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. Springer US. - 2017. - Vol. 53. - No. 5. -P. 666-674.

39. Onishchenko, Y.V. The material balance of organic matter of Domanic shale formation after thermal treatment / Y.V. Onishchenko, A.V. Vakhin, B.I. Gareev, G.A. Batalin, V.P. Morozov, A.A. Eskin // Petroleum Science and Technology. Taylor & Francis. - 2019. - Vol. 37. - No. 7. - P. 756-762.

40. Mukhamatdinov, I.I. Application of aromatic and industrial solvents for enhancing heavy oil recovery from the Ashalcha field / I.I. Mukhamatdinov, I.S.S. Salih, M.A. Khelkhal, A.V. Vakhin // Energy and Fuels. - 2021. - Vol. 35. - No. 1. - P. 374-385.

41. Vakhin, A.V. The composition of aromatic destruction products of Domanic shale kerogen after aquathermolysis / A.V. Vakhin, Y.V. Onishchenko, A.E. Chemodanov, S.A. Sitnov, I.I. Mukhamatdinov, N.A.Nazimov, A. V. Sharifullin // Petroleum Science and Technology. - 2019. - Vol.

37. - No. 4. - P. 390-395.

42. Nasyrova, Z.R. Heavy oil hydrocarbons and kerogen destruction of carbonate-siliceous Domanic shale rock in sub- and supercritical water / Z.R. Nasyrova, G.P. Kayukova, A. V. Vakhin, R. Djimasbe, A.E. Chemodanov // Processes. - 2020. - Vol. 8. - No. 7. - Article 800.

43. Nasyrova, Z.R. Conversion of high-carbon Domanic Shale in sub-and supercritical water / Z.R. Nasyrova, G.P. Kayukova, Y. V. Onishchenko, V.P. Morozov, A. V. Vakhin // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2020. - Vol. 34. - No. 2. - P. 1329-1336.

44. Ganeeva, Y.M. Features of the composition of compounds trapped in asphaltenes of oils and bitumens of the Bavly oil field / Y.M. Ganeeva, E.E. Barskaya, E.S. Okhotnikova, T.N. Yusupova // Energy & Fuels. - 2021. - Vol. 35. - №. 3. - P. 2493-2505.

45. Kayukova, G. Temperature influence on the composition of high-carbonic Domanic rocks organic matter during hydrothermal treatment in CO2 atmosphere / G. Kayukova, A. Mikhailova, Z. Nasurova, O. Sotnikov, E. Nazimov // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. IOP Publishing. - 2019. - Vol. 282. - No. 1. - Article 12005.

46. Kayukova, G.P. Influence of hydrothermal and pyrolysis processes on the transformation of organic matter of dense low-permeability rocks from domanic formations of the Romashkino oil field / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailova, N.M. Khasanova, V.P. Morozov, A. V. Vakhin, N.A. Nazimov, O.S. Sotnikov, R.S. Khisamov // Geofluids. - 2018. - Vol. 2018.

47. Kayukova, G.P. Transformation of residual oil in producing formations of the Romashkino oil field during hydrothermal treatment / G.P. Kayukova, A.M. Kiyamova, L.Z. Nigmedzyanova, S.M. Rakmankulov, N.S. Sharipova, V.M. // Petroleum Chemistry. - 2007. - Vol. 47.

- No. 5. - P. 318-330.

48. Kayukova, G.P. Transformations of hydrocarbons of Ashal'hinskoe heavy oil under catalytic aquathermolysis conditions / G.P. Kayukova, L.E. Foss, D.A. Feoktistov, A. V. Vakhin, N.N. Petrukhina, G.V. // Petroleum Chemistry. - 2017vVol. 57. - No. 8. - P. 657-665.

49. Liu, Z. Characteristics and resource potential of oil shale in China / Z. Liu, Q. Meng, Q. Dong, J. Zhu, W. Guo, S. Ye, R. Liu, J. Jia // Oil Shale. - 2017. - Vol. 34. - No. 1. - P. 15-41.

50. US Energy Information Administration. Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States // Technically recoverable shale oil and shale gas resources: An assessment of 137 shale formations in 41 countries outside the United States: Washington, DC. - 2013. - No. June. - P. 76.

51. Schiffer, H. W. World Energy Resources 2016 / H.W. Schiffer // World Energy Council 2016. - 2016. - P. 6-46.

52. World Energy Council. 2010 Survey of Energy Resources // Survey of Energy Resources.

- 2010. - P. 618.

53. Khisamov, R.S. Hydrocarbon potential of Domanic pay zones of Volga-Ural oil-and-gas basin (Russian) / R.S. Khisamov, V.G. Bazarevskaya, T.I. Tarasova, N.A. Badurtdinova, O.G. // Oil Industry. - 2017. - Vol. 2017. - No. 06. - P. 10-14.

54. Khisamov, R.S. Geochemical evidence for petroleum potential of Domanic deposits in the Republic of Tatarstan / R.S. Khisamov, V.G. Bazarevskaya, T.I. Tarasova, O.V. Mikhaylova, S.N. Mikhaylov. // Oil industry. - 2016. - Vol. 98. - P. 10-13.

55. Хисамов, Р.С. Опыт изучения и освоения доманиковых отложений на примере Бавлинского месторождения республики Татарстан / Р.С. Хисамов, И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, В.Г. Базаревская, Р.Р. Абусалимова, Д.А. Тимиров // Нефтяное хозяйство. - 2018. - No. 11. - P. 78.

56. Цветков, Л.Д. Нефтегазоматеринские Сланцевые Толщи Мира / Л.Д. Цветков, Н.Л. Киселева, Д.Л. Цветков // Ярославль: Аверс Плюс. - 2015. - 492 c.

57. Бажен ХМУН и палеозой. Вице-премьер РФ А. Новак утвердил федеральный проект по технологиям освоения ТрИЗ [Электронный ресурс] // Техническая библиотека Neftegaz.ru. - 15 ноября 2021 г. - Режим доступа: [Electronic resource]

58. Савенок, О.В. Сланцевые углеводороды: анализ текущего состояния и перспективы разработки / О.В. Савенок, Т.В. Арутюнов // Краснодар: Издательский Дом-Юг. - 2019. - 272 с.

59. Яковлев, А.Н. Экономические предпосылки освоения сланцевой нефти в России / АН. Яковлев, А С. Куклева // Global and Regional Research. - 2019. - Т. 1. - № 2. - С. 457-463.

60. Ампилов, Ю.П. Проблемы и перспективы разведки и освоения российского шельфа в условиях санкций и падения цен на нефть / Ю.П. Ампилов // Вести газовой науки. - 2015. - Т. 2. - № 22. - С. 5-14.

61. Толкачев, В.М. Сланцевая революция США и перспективы освоения нетрадиционных ресурсов нефти и газа России / В.М. Толкачев // Нефть. Газ. Новации. Общество с ограниченной ответственностью" Портал Инноваций". - 2014. - № 4. - С. 95-98.

62. Presnyakova, O. Domanic oil shale oil — what is it? / O. Presnyakova // Proceedings of the youth scientific-practical conference TatNIPIneft. - 2014. - С. 1-11.

63. Stupakova, A.V. Search criteria for oil and gas in Domanik deposits of the Volga-Ural basin / A.V. Stupakova, N.P. Fadeeva, G.A. Kalmykov, A.K. Bogomolov, T.A. Kiryukhina, N.I. Korobova, T.A. Shardanova, A.A. Suslova, R.S. Sautkin, E.N. Poludetkina // Georesources. - 2015. -T. 2. - № 61. - С. 77-86.

64. Муслимов, Р.Х. Углубленное изучение кристаллического фундамента осадочных бассейнов - веление времени / Р.Х. Муслимов // Георесурсы. - 2019. - T. 21. - № 4. - P. 55-62.

65. Tolkachev, V.M. US Shale Revolution and Prospects for the Development of Russia's Unconventional Oil and Gas Resources / V.M. Tolkachev // Oil. Gas. Novation. - 2014. - No. 4. - P. 95-98.

66. Khisamov, R.S. Oil potential of Domanic productive formations in territory of Leninogorskneft activities / R.S. Khisamov, V.G. Bazarevskaya, A.F. Yartiev, T.I. Tarasova, O.G. Gibadullina, O.V. Mikhailova // Oil Industry. - 2015. - Vol. 07. - P. 10-14.

67. Kayukova, G.P. Conversion of the organic matter of domanic shale and permian bituminous rocks in hydrothermal catalytic processes / G.P. Kayukova, A.M. Mikhailova, D.A. Feoktistov, V.P. Morozov, A.V. Vakhin // Energy & Fuels. - 2017. - Vol. 31. - No. 8. - P. 7789-7799.

68. Vakhin, A.V. Thermal transformation of bitumoid of Domanic formations of Tatarstan (Russian) / A.V. Vakhin, Y.V. Onishchenko, A.E. Chemodanov, L.M. Sitdikova, D.K. Nurgaliev // Oil Industry. - 2016. - Vol. 2016. - No. 10. - P. 32-34.

69. Galimov, E.M. Source of hydrocarbons in the supergiant Romashkino oilfield (Tatarstan): recharge from the crystalline basement or source sediments? / E.M. Galimov, A.I. Kamaleeva // Geochemistry International. - 2015. - Vol. 53. - No. 2. - P. 95-112.

70. Stoupakova, A.V. Domanic deposits of the Volga-Ural basin - types of section, formation conditions and prospects of oil and gas potential / A.V. Stoupakova, G.A. Kalmykov, N.I. Korobova, N.P. Fadeeva, Y.A. Gatovskii, A.A. Suslova, R.S. Sautkin, N.V. Pronina, B.M.A., A.P. Zavyalova, V.V. Chupakhina, N.N. Petrakova, A.A. Miftahova // Georesursy. - 2017. - P. 112-124.

71. Kayukova, G.P. Comparative Study of Changes in the Composition of Organic Matter of Rocks from Different Sampling-Depth Intervals of Domanik and Domankoid Deposits of the Romashkino Oilfield / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailova, V.P. Morozov, R.Z. Musin, I.I. Vandyukova, O S. Sotnikov, M M. Remeev // Petroleum Chemistry. - 2019. - Vol. 59. - No. 10. - P. 1124-1137.

72. Ayala, R.S. Continuous subcritical water extraction as a useful tool for isolation of edible essential oils / R.S. Ayala, M.D.L. De Castro // Food Chemistry. - 2001. - Vol. 75. - P. 109-113.

73. Wang, Z. Subcritical water extraction of Huadian oil shale under isothermal condition and pyrolysate analysis / Z. Wang, S. Deng, Q. Gu, X. Cui, Y. Zhang, H. Wang // Energy & Fuels. ACS Publications. - 2014. - Vol. 28. - No. 4. - P. 2305-2313.

74. Гумеров, Ф.М. Сверхкритические флюидные технологии. Экономическая целесообразность / Ф.М. Гумеров // Казань: Инновационно-издательский дом "Бутлеровское наследие". - 2019. - 440 с.

75. Weingartner, H. Supercritical water as a solvent / H. Weingartner, E.U. Franck // Angewandte Chemie - International Edition. - 2005. - Vol. 44. - No. 18. - P. 2672-2692.

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

77. Antipenko, V.R. Products of conversion of sulfur-rich native asphaltite in supercritical water / V.R. Antipenko, I.V. Goncharov, Y. V. Rokosov, L.S. Borisova // Russian Journal of Physical Chemistry B. - 2011. - Vol. 5. - No. 8. - P. 1195-1208.

78. Кривцов, Е.Б. Изменение структуры молекул смол и асфальтенов битума месторождения баян эрхэт в процессе акватермолиза / Е.Б. Кривцов, Ю.О. Карпов, А.К. Головко // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 322. - № 3. - С. 86-91.

79. Kalinichev, A.G. Size and topology of molecular clusters in supercritical water: a molecular dynamics simulation / A.G. Kalinichev, S.V. Churakov //. - 1999. - No. March. - P. 411417.

80. Antal, J.M.J. Heterolysis and homolysis in supercritical water / A. Brittain, C. DeAlmeida, J.C. Roy // Supercritical Fluids. ACS Symposium Series. - 1987. - P. 77-86.

81. Caniaz, R. Refinery bitumen and domestic unconventional heavy oil upgrading in supercritical water // R.O. Caniaz, S. Area, M. Ya§ar, C. Erkey // The Journal of Supercritical Fluids. -2019. - Vol. 152. - 104569.

82. Yan, T. A review of upgrading heavy oils with supercritical fluids / T. Yan, J. Xu, L. Wang, Y. Liu, C. Yang, T. Fang // RSC Advances. - 2015. - Vol. 5. - P. 75129-75140.

83. Che, F. Catalytic water dehydrogenation and formation on nickel: Dual path mechanism in high electric fields / F. Che, J.T. Gray, S. Ha, J. Mcewen // Journal of Catalysis. - 2015. - Vol. 332.

- P. 187-200.

84. Clark, P.D. Studies on the chemical reactions of heavy oils under steam stimulation condition / P.D. Clark, J.B. Hyne // AOSTRA Journal of Research. - 1990. - Vol. 6. - No. 1. - P. 2939.

85. Hart, A. Tetralin and decalin h-donor effect on catalytic upgrading of heavy oil inductively heated with steel balls / A. Hart, M. Adam, J.P. Robinson, S.P. Rigby, J. Wood // Catalysts.

- 2020. - Vol. 10. - No. 4.

86. 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, A. V. Fomkin, O. V. Petrashov, I.S. Afanasiev, G.D. Fedorchenko // Fuel. - 2021. - Vol. 283. - № March 2020. - P. 118957.

87. Sato, T. Upgrading of asphalt with and without partial oxidation in supercritical wate / T. Sato, T. Adschiri, K. Arai, G.L. Rempel, F.T.T. Ng // Fuel. - 2003. - Vol. 82. - No. 10. - P. 1231-1239.

88. Fedyaeva, O.N. Effect of temperature on bitumen conversion in a supercritical water flow / O.N. Fedyaeva, A.V. Shatrova, A.A. Vostrikov // Journal of Supercritical Fluids. 2014. - Vol. 95. - P. 437-443.

89. Cheng, Y. Enhancing the selectivity of the hydrogenation of naphthalene to tetralin by high temperature water / Y. Cheng, H. Fan, S. Wu, Q. Wang, J. Guo, L. Gao, B. Zong, B. Han // Green Chemistry. - 2009. - Vol. 11. - No. 7. - P. 1061-1065.

90. Savage, P.E. Roles of water for chemical reactions in high-temperature water / P.E. Savage, N. Akiya // Chemical reviews. ACS Publications. - 2002. - Vol. 102. - No. 8. - P. 2725-2750.

91. Savage, P.E. Organic Chemical Reactions in Supercritical Water / P.E. Savage // Chemical Reviews. - 1999. - Vol. 99. - No. 2-3. - P. 603-621.

92. Ogunsola, O.M. Extraction of oil shales with sub- and near-critical water / O.M. Ogunsola, N. Berkowitz - 1995. - Vol. 45. - No. 95. - P. 95-107.

93. Dutta, R.P. Thermal cracking of Athabasca bitumen: Influence of steam on reaction chemistry / R.P. Dutta, W.C. McCaffrey, M R. Gray, K. Muehlenbachs // Energy and Fuels. - 2000. -Vol. 14. - No. 3. - P. 671-676.

94. 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. - No. 10. - P. 6108-6117.

95. Adschiri, T. Catalytic hydrodesulfurization of dibenzothiophene through partial oxidation and a water-gas shift reaction in supercritical water / T. Adschiri, R. Shibata, T. Sato, M. Watanabe, K. Arai // Ind. Eng. Chem. Res. - 1998. - Vol. 37. - P. 2634-2638.

96. 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 // Physical Chemistry Chemical Physics. - 2014. - Vol. 16. - No. 20. - P. 9220-9228.

97. Ogunsola, O.M. Decomposition of isoquinoline and quinoline by supercritical water /

0.M. Ogunsola // Journal of Hazardous Materials. - 2000. - Vol. 74. - No. - P. 187-195.

98. Yuan, P.Q. Catalytic denitrogenation of hydrocarbons through partial oxidation in supercritical water / P.Q. Yuan, Z.M. Cheng, X.Y. Zhang, W.K. Yuan // Fuel. - 2006. - Vol. 85. - No. 3. - P. 367-373.

99. Mandal, P.C. Removal of nickel and vanadium from heavy oils using supercritical water / P.C. Mandal, M. Goto, M. Sasaki // Journal of the Japan Petroleum Institute. - 2014. - Vol. 57. - No.

1. - P. 18-28.

100. Olobunmi, O.M. Removal of heterocyclic S and N from oil precursors by supercritical water / O.M. Olobunmi, B. Norbert // Fuel. -1995. - Vol. 74. - No. 10. - P. 1485-1490.

101. Vogelaar, B.M. Applicability of supercritical water as a reaction medium for desulfurisation and demetallisation of gasoil / B.M. Vogelaar, M. Makkee, J.A. Moulijn // Fuel Processing Technology.

- 1999. - Vol. 61. - No. 3. - P. 265-277.

102. Speight, J.G. The chemistry and technology of petroleum / J.G. Speight // CRC press. -2006. - 984 p.

103. Корнеев, Д.С. Изучение зависимости реакционной способности нефтяных асфальтенов от строения их молекул методом ступенчатой термодеструкции / Д.С. Корнеев // Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук. Томск: ИХН СО РАН. - 2019. - 136 с.

104. Kozhevnikov, I.V. Transformation of petroleum asphaltenes in supercritical water / I.V. Kozhevnikov, A.L. Nuzhdin, O.N. Martyanov // The Journal of Supercritical Fluids. - 2010. - Vol. 55.

- No. 1. - P. 217-222.

105. Han, L. Cheng Pyrolysis of coal-tar asphaltene in supercritical water / L. Han, R. Zhang, J. Bi, L. // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. - 2011. - Vol. 91. - No. 2. - P. 281-287.

106. Morimoto, M. Effect of water properties on the degradative extraction of asphaltene using supercritical water / M. Morimoto, S. Sato, T. Takanohashi // Journal of Supercritical Fluids. - 2012. -Vol. 68. - P. 113-116.

107. Антипенко, В.Р. Изменение состава масляной фракции в процессе неизотермического акватермолиза природного асфальтита / В.Р. Антипенко // Нефтехимия. -2012. - Т. 52. - № 3. - С. 196.

108. 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. // Fuel Processing Technology. - 2013. - Vol. 106. - P. 281-288.

109. Watanabe, M. Smith Heavy oil upgrading in the presence of high density water: Basic study / M. Watanabe, S. Katonosuke, S. Ishizeki, H. Inomata // Journal of Supercritical Fluids. - 2010.

- Vol. 53. - No. 1-3. - P. 48-52.

110. Rana, M.S. A review of recent advances on process technologies for upgrading of heavy oils and residua / M.S. Rana, V. Samano, J. Ancheyta, J.A.I. Diaz // Fuel. - 2007. - Vol. 86. - No. 9 SPEC. ISS. - P 1216-1231.

111. Gudiyella, S. An experimental and modeling study of vacuum residue upgrading in supercritical water / S. Gudiyella, L. Lai, I.H. Borne, G.A. Tompsett, M.T. Timko, K.H. Choi, M.H. Alabsi, W.H. Green // AIChE Journal. - 2018. - Vol. 64. - No. 5. - P. 1732-1743.

112. Andersson, T.R. Stability of polycyclic aromatic hydrocarbons in pressurised hot water / T.R. Andersson, K. Hartonen, T. Hyotylainen, M L. // Analyst. - 2003. - Vol. 128. - No. 2. - P. 150155.

113. Yang, Y. Phenanthrene degradation in subcritical water / Y. Yang, F. Hildebrand // Analytica Chimica Acta. - 2006. - Vol. 555. - No. 2. - P. 364-369.

114. Daud, A.R.M. Heavy Oil Upgrading in Subcritical and Supercritical Water: Studies on Model Compounds / A.R.M. Daud, J.L. Pinilla, P. Arcelus-arrillaga, K. Hellgardt, R. Kandiyoti, M. Millan // Energy & Fuel. - 2012. - Vol. 57. - No. 2.

115. 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. - Vol. 96. - P. 114123.

116. 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. - 1983. - Vol. 62. - No. 8. - P. 959-962.

117. Timko, A.A. The role of catalyst in supercritical water desulfurization / A.A. Timko, G. Azimi, K.H. Choi, W.H. Green, M.T. // Applied Catalysis B: Environmental. - 2014. - Vol. 147. - P. 144-155.

118. Mandal, P.C. Removal of nickel and vanadium from heavy oils using supercritical water / P.C. Mandal, M. Goto, M. // Journal of the Japan Petroleum Institute. - 2014. - Vol. 57. - No. 1. - P. 18-28.

119. Josefsen, L.B. Unique diagnostic and therapeutic roles of porphyrins and phthalocyanines in photodynamic therapy, imaging and theranostics / L.B. Josefsen, R.W. Boyle // Theranostics. - 2012.

- Vol. 2. - No. 9. - P. 916-966.

120. Dechaine, G.P. Chemistry and association of vanadium compounds in heavy oil and bitumen, and implications for their selective removal / G.P. Dechaine, M.R. Gray // Energy and Fuels.

- 2010. - Vol. 24. - No. 5. - P. 2795-2808.

121. Якубов, М.Р. Состав и свойства асфальтенов тяжелых нефтей с повышенным содержанием ванадия / М.Р. Якубов // Диссертация на соискание ученой степени доктора наук. Уфа: ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». - 2019. -297 с.

122. 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 // - 2021. - Vol. 35. - P. 11223-11238.

123. Пунанова, С.А. Оценка микроэлементного состава сланцевых формаций / С.А. Пунанова, Д. Нукенов // Актуальные проблемы нефти и газа. - 2019. - Т. 1. - № 24. - С. 5.

124. Пунанова, С.А. Экологические последствия разработки сланцевых формаций, содержащих токсичные элементы / С.А. Пунанова, М.Я. Шпирт // Химия твердого топлива. -2018. - № 6. - С. 55-63.

125. Пунанова, С.А. Трансформация состава микроэлементов и металлопорфириновых комплексов нефтей в зоне катагенеза / С.А. Пунанова, С.А. Добрынина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 12. - С. 35-39.

126. Mullins, O.C. Advances in asphaltene science and the Yen-Mullins model / O.C. Mullins, H. Sabbah, J. Eyssautier, A.E. Pomerantz, L. Barré, A.B. Andrews, Y. Ruiz-Morales, F. Mostowfi, R. McFarlane, L. Goual // Energy & Fuels. - 2012. - Vol. 26. - No. 7. - P. 3986-4003.

127. Евдокимов, И.Н. Коллоидные наносистемы в нефтяных средах / И.Н. Евдокимов,

H.Ю. Елисеев, А.Д. Уланцев // Наука и технология углеводородов. - 2001. - № 1. - С. 55-59.

128. 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. - Vol. 30. - No. 2.

- P. 773-783.

129. Li, N. Xiao Reactivity and structural changes of asphaltene during the supercritical water upgrading process / N. Li, X. Zhang, Q. Zhang, L. Chen, L. Ma, X. // Fuel. - 2020. - Vol. 278. - No. June. - P. 118331.

130. Merdrignac, I. Evolution of Asphaltene Structure during Hydroconversion Conditions /

I. Merdrignac, A. Quoineaud, T. Gauthier, C.R. Nanarre, R. V. February, V. Re, M. Recei, V. June // Energy & Fuels. - 2006. - Vol. 47. - No. 9. - P. 2028-2036.

131. Yuan, P.Q. Solvation of hydrocarbon radicals in sub-CW and SCW: An ab initio MD study / P.Q. Yuan, C.C. Zhu, Y. Liu, F. Bai, Z.M. Cheng, W.K. Yuan // Journal of Supercritical Fluids.

- 2011. - Vol. 58. - No. 1. - P. 93-98.

132. Clark, K.A. Hot Water Seperation of Bitumen from Alberta Bituminous Sand / K.A. Clark, D.S. Pasternack // Industrial and Engineering Chemistry. - 1932. - Vol. 24. - No. 12. - P. 14101416.

133. Park, J.H. Extraction of bitumen with sub- and supercritical water / J.H. Park, S.H. Son // Korean Journal of Chemical Engineering. - 2011. - Vol. 28. - No. 2. - P. 455-460.

134. Meng, M. Extraction of tumuji oil sand with sub- and supercritical water / H. Hu, Q. Zhang, M. Ding // Energy and Fuels. - 2006. - Vol. 20. - No. 3. - P. 1157-1160.

135. Caniaz, R.O. Process intensification for heavy oil upgrading using supercritical water / R.O. Caniaz, C. Erkey // Chemical Engineering Research and Design. 2014. Vol. 92, № 10. P. 18451863.

136. Morimoto, M. Bitumen cracking in supercritical water upflow / M. Morimoto, Y. Sugimoto, S. Sato, T. Takanohashi // Energy & Fuels. - 2014. - Vol. 28. - No. 2. - P. 858-861.

137. Sato, T. Upgrading of bitumen with formic acid in supercritical water / T. Sato, S. Mori, M. Watanabe, M. Sasaki, N. // Journal of Supercritical Fluids. B.V., 2010. Vol. 55. - No. 1. - P. 232240.

138. Vilcaez J. Hydrothermal extractive upgrading of bitumen without coke formation / J. Vilcaez, M. Watanabe, N. Watanabe, A. Kishita, T. Adschiri // Fuel. - 2012. - Vol. 102. - P. 379-385.

139. Как местные нефтяники создают мультипликативный эффект для всей отечественной экономики [Электронный ресурс] // Техническая библиотека Neftegaz.ru. - 22 января 2021 г. - Режим доступа: [Electronic resource].

140. King, G.E. Thirty years of gas shale fracturing: what have we learned? / G.E. King // SPE annual technical conference and exhibition. OnePetro. - 2010.

141. Bhargava, S. Characterisation of some Australian oil shale using thermal, X-ray and IR techniques / S. Bhargava, F. Awaja, N.D. Subasinghe // Fuel. - 2005. - Vol. 84. - No. 6 SPEC. ISS. -P.707-715.

142. Aboulkas, A. Investigation on pyrolysis of Moroccan oil shale/plastic mixtures by thermogravimetric analysis / A. Aboulkas, K. El harfi, M. Nadifiyine, A. El bouadili // Fuel Processing Technology. - 2008. - Vol. 89. - No. 11. - P. 1000-1006.

143. Tao, S. Organic geochemistry and elements distribution in Dahuangshan oil shale, southern Junggar Basin: Origin of organic matter and depositional environment / S. Tao, D. Tang, H. Xu, J. Liang, X. Shi // International Journal of Coal Geology. - 2013. - Vol. 115. - P. 41-51.

144. Bushnev, D.A. Kerogen: chemical structure and formation conditions / D.A. Bushnev, N.S. Burdel'naya // Russian Geology and Geophysics. - 2009. - Vol. 50. - No. 7. - P. 638-643.

145. Tissot, B. Influence of nature and diagenesis of organic matter in formation of petroleum / B. Tissot, B. Durand, J. Espitalie, A. Combaz // AAPG bulletin. American Association of Petroleum Geologists. - 1974. - Vol. 58. - No. 3. - P. 499-506.

146. Guan, X.H. Three-dimensional structure of a huadian oil shale kerogen model: An experimental and theoretical study / X.H. Guan, Y. Liu, D. Wang, Q. Wang, M.-S. Chi, S. Liu, C.-G. Liu // Energy & Fuels. - 2015. - Vol. 29. - No. 7. - P. 4122-4136.

147. Behar, F. Role of NSO compounds during primary cracking of a Type II kerogen and a Type III lignite / F. Behar, F. Lorant, M. Lewan // Organic Geochemistry. - 2008. - Vol. 39. - No. 1. -P. 1-22.

148. Al Sandouk-Lincke, N.A. Alteration of organic material during maturation: a pyrolytic and infrared spectroscopic study of isolated bisaccate pollen and total organic matter (Lower Jurassic, Hils Syncline, Germany) / N.A. Al Sandouk-Lincke, J. Schwarzbauer, H. Volk, C. Hartkopf-Froder, D. Fuentes, M. Young, R. Littke // Organic geochemistry. - 2013. - Vol. 59. - P. 22-36.

149. Craddock, P.R. Evolution of kerogen and bitumen during thermal maturation via semi-open pyrolysis investigated by infrared spectroscopy / P.R. Craddock, T. Van Le Doan, K. Bake, M. Polyakov, A.M. Charsky, A.E. Pomerantz // Energy & Fuels. - 2015. - Vol. 29. - No. 4. - P. 21972210.

150. Agrawal, V. Molecular characterization of kerogen and its implications for determining hydrocarbon potential, organic matter sources and thermal maturity in Marcellus Shale / V. Agrawal, S. Sharma // Fuel. - 2018. - Vol. 228. - P. 429-437.

151. Vandenbroucke, M. Kerogen origin, evolution and structure / M. Vandenbroucke, C. Largeau // Organic Geochemistry. - 2007. - Vol. 38. - No. 5. - P. 719-833.

152. Burlingame, A.L. Fatty acids derived from the Green River Formation oil shale by extractions and oxidations - A review / A.L. Burlingame, P.A. Haug, H.K. Schnoes, B.R. Simoneit // Advances in organic geochemistry. 1969. - P. 85-129.

153. Pan, L. Study of the effect of mineral matters on the thermal decomposition of Jimsar oil shale using TG-MS / L. Pan, F. Dai, J. Huang, S. Liu, G. Li // Thermochimica Acta. - 2016. - Vol. 627629. - P. 31-38.

154. Li, S. Study of different kinetic models for oil shale pyrolysis / S. Li, Yue C. // Fuel Processing Technology. - 2004. - Vol. 85. - No. 1. - P. 51-61.

155. Zhang, Y. Interactive matching between the temperature profile and secondary reactions of oil shale pyrolysis / Y. Zhang, Z. Han, H. Wu, D. Lai, P. Glarborg, G. Xu // Energy and Fuels. - 2016. - Vol. 30. - No. 4. - P. 2865-2873.

156. Tisso, B. Petroleum formation and occurrence / B. Tisso, D. Welte // Springer-Verlag. -1978. - 538 p.

157. Leif, R.N. Ketones in hydrothermal petroleums and sediment extracts from Guaymas Basin, Gulf of California / R.N. Leif, B.R.T. Simoneit // Organic Geochemistry. - 1995. - Vol. 23. -No. 10. - P. 889-904.

158. Shock, E.L. Thermodynamics of organic transformations in hydrothermal fluids / E.L. Shock, P. Canovas, Z. Yang, G. Boyer, K. Johnson, K. Robinson, K. Fecteau, T. Windman, A. Cox // Thermodynamics of Geothermal Fluids. De Gruyter Mouton. - 2018. - Vol. 76. - P. 311-350.

159. Yang, Z. The central role of ketones in reversible and irreversible hydrothermal organic functional group transformations / Z. Yang, I.R. Gould, L.B. Williams, H.E. Hartnett, E.L. Shock // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2012. Vol. 98. P. 48-65.

160. Seewald, J.S. Organic-inorganic interactions in petroleum-producing sedimentary basins / J.S. Seewald // Nature. - 2003. - Vol. 426. - No. 6964. - P. 327-333.

161. Saeed, S.A. Hydrothermal conversion of oil shale: Synthetic oil generation and micro-scale pore structure change / S.A. Saeed, A.A. Al-muntaser, U. Taura, Y. Al-wahaibi // Fuel. - 2022. -Vol. 312. - No. March. - P. 122786.

162. Mikhailova, A.N. Comparative influence's research of the compound of metals carboxylates on the generation and composition of hydrocarbons from domanic deposits at steam-thermal effect in CO2 environment / A.N. Mikhailova, G.P. Kayukova, G.A. Batalin, V.M. Babayev, A.V. Vakhin // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. - P. 106699.

163. Каюкова, Г.П. Генерация углеводородов при гидротермальных превращениях органического вещества доманиковых пород / Г.П. Каюкова, А.М. Киямова, А.Н. Михайлова, И.П. Косачев, С.М. Петров, Г.В. Романов, Л.М. Ситдикова, И.Н. Плотникова, А.В. Вахин // Химия и технология топлив и масел. Общество с ограниченной ответственностью ТУМА ГРУПП. - 2016. - № 2. - С. 21-28.

164. Киямова, А.М. Состав высокомолекулярных компонентов нефте-и битумсодержащих пород и продуктов их гидротермальных превращений / А.М. Киямова, Г.П. Каюкова, Г.В. Романов // Нефтехимия. - 2011. - Т. 51. - № 4. - С. 243-253.

165. Mikhailova, A.N. Composition features of hydrocarbons and rocks of Domanic deposits of different oil fields in the Tatarstan territory / A.N. Mikhailova, G.P. Kayukova, A. V. Vakhin, A.A. Eskin, I.I. Vandyukova // Petroleum Science and Technology. - 2019. - Vol. 37. - No. 4. - P. 374-381.

166. Kayukova, G.P. Hydrothermal transformations of organic matter of carbon-rich domanik rock in carbon dioxide environment at different temperatures / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailov, I.P. Kosachev, V P. Morozov, A. V. Vakhin // Petroleum Chemistry. - 2020. - Vol. 60. - P. 278-290.

167. Popov, E. Laboratory investigations of hydrous pyrolysis as ternary enhanced oil recovery method for Bazhenov formation / E. Popov, A. Kalmykov, А. Cheremisin, A. Bychkov, T. Bondarenko, N. Morozov, I. Karpov // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - Vol. 156. - No. September 2016. - P. 852-857.

168. Stainforth, J.G. Practical kinetic modeling of petroleum generation and expulsion / J.G. Stainforth // Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol. 26. - No. 4. - P. 552-572.

169. Pan, Y. Characterization of free and bound bitumen fractions in a thermal maturation shale sequence. Part 1: Acidic and neutral compounds by negative-ion ESI FT-ICR MS / Y. Pan, M. Li, Y. Sun, Z. Li, P. Liu, B. Jiang, Y. Liao // Organic Geochemistry. Ltd. - 2019. - Vol. 134. - P. 1-15.

170. Kishita, A. Upgrading of bitumen by hydrothermal visbreaking in supercritical water with alkali / A. Kishita, S. Takahashi, H. Kamimura, M. Miki, T. Moriya, H. Enomoto // Journal of the Japan Petroleum Institute. - 2003. - Vol. 46. - No. 4. - P. 215-221.

171. Hyne, J.B. The future of heavy crude and tar sands / J.B. Hyne, J.W. Greidanus, J.D. Tyrer, D. Verona, C. Rizek, P.D. Clark, R.A. Clarke, J. Koo // In Proceedings of the 2nd International Conference, Caracas, Venezuela. - 1982. - Vol. 1. - P. 7-17.

172. Towfighi, J. Coke formation mechanisms and coke inhibiting methods in pyrolysis furnaces / J. Towfighi, M. Sadrameli, A. Niaei // Journal of Chemical Engineering of Japan. - 2002. -Vol. 35. - No. 10. - P. 923-937.

173. Xiao, Y. Understanding the kinetics and mechanisms of hydrocarbon thermal cracking: an ab initio approach / Y. Xiao, J.M. Longo, G.B. Hieshima, R.J. Hill // Industrial and Engineering Chemistry Research. - 1997. - Vol. 36. - No. 10. - P. 4033-4040.

174. Van Speybroeck, V. Ab initio study of radical addition reactions: Addition of a primary ethylbenzene radical to ethene (I) / V. Van Speybroeck, D. Van Neck, M. Waroquier, S. Wauters, M. Saeys, G.B. Marin // Journal of Physical Chemistry A. 2000. Vol. 104. - No. 46. P. 10939-10950.

175. Sabbe, M.K. Ab initio thermochemistry and kinetics for carbon-centered radical addition and P-scission reactions / M.K. Sabbe, A.G. Vandeputte, M.F. Reyniers, V. Van Speybroeck, M. Waroquier, G.B. Marin // Journal of Physical Chemistry A. - 2007. - Vol. 111. - No. 34. - P. 84168428.

176. Rahmani, S. Liquid-phase behavior during the cracking of asphaltenes / S. Rahmani, W. McCaffrey, J.A.W. Elliott, M.R. Gray // Industrial and Engineering Chemistry Research. - 2003. - Vol. 42. - No. 17. - P. 4101-4108.

177. Твердохлебов, В.П. Нефтяной кокс для алюминиевой промышленности. Технология и свойства / В.П. Твердохлебов, С.А. Храменко, Ф.А. Бурюкин, И.В. Павлов, С.Е. Прошкин // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. - 2010. - Т. 3. - №4. - С. 369-386.

178. 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. - Vol. 10. - No. 4. - P. 545-572.

179. Kapadia, P.R. A review of pyrolysis, aquathermolysis, and oxidation of Athabasca bitumen / P.R. Kapadia, M.S. Kallos, I.D. Gates // Fuel Processing Technology. - 2015. Vol. 131. - P. 270-289.

180. Berkowitz, N. Extraction of oil sand bitumens with supercritical water / N. Berkowitz, J. Calderon // Fuel Processing Technology. - 1990. - Vol. 25. - No. 1. - P. 33-44.

181. Chen, W. Water gas shift reaction for hydrogen production and carbon dioxide capture: A review / W. Chen, C. Chen // Applied Energy. - 2019. - No. June. - P. 114078.

182. Shah, A. Experimental Optimization of Catalytic Process In Situ for Heavy-Oil and Bitumen Upgrading / A. Shah, R.P. Fishwick, G.A. Leeke, J. Wood // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2011. - No. March. - P. 19-21.

183. 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 & Fuels. 2016. Vol. 30. - No. 11. P. 9050-9060.

184. Liu, Y. The effect of hydrogen donor additive on the viscosity of heavy oil during steam stimulation / Y. Liu, H. Fan // Energy and Fuels. - 2002. - Vol. 16. - No. 4. - P. 842-846.

185. Zhao, F. Study of catalytic aquathermolysis of heavy oil in the presence of a hydrogen donor / F. Zhao, Y. Liu, Y. Wu, X. Zhao, L. Tan // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2012. - Vol. 48. - No. 4. - P. 273-282.

186. Monin, J.C. Thermal cracking of heavy-oil/mineral matrix systems / J.C. Monin, A. Audibert // SPE Reservoir Engineering (Society of Petroleum Engineers). - 1988. - Vol. 3. - No. 4. -P.1243-1250.

187. Hu, M. Effect of calcite, kaolinite, gypsum, and montmorillonite on huadian oil shale Kerogen pyrolysis / M. Hu, Z. Cheng, M. Zhang, M. Liu, L. Song, Y. Zhang, J. Li // Energy and Fuels. 2014. - Vol. 28. - No. 3. - P. 1860-1867.

188. Montgomery, W. The effects of minerals on heavy oil and bitumen chemistry when recovered using steam-assisted methods / W. Montgomery, M.A. Sephton, J.S. Watson, H. Zeng // Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2014. - 2014. - Vol. 1. - P. 414420.

189. Nasyrova, Z. The catalytic effects of carbonate minerals on characteristics of heavy oil in hydrothermal reactions / Z. Nasyrova, A. Aliev, S. Petrov, A. Safiulina, I. Mukhamatdinov // Petroleum Science and Technology. - 2018. - Vol. 36. - No. 18. - P. 1439-1445.

190. 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. - No. 6.

- P.6488-6497.

191. Petrov, S.M. Low-temperature oxidation of heavy oil in carbonate medium using cobalt (III) acetylacetonate as catalyst / S.M. Petrov, G.P. Kayukova, A.I. Lakhova, I.M. Zaidullin, D.A. Ibragimova, N.Y. Bashkirtseva // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2017. - Vol. 53. - No. 4. - P. 501-510.

192. Каюкова, Г.П. Влияние природных минералов-пирита и гематита на преобразование органического вещества доманиковой породы в гидротермальных процессах / Г.П. Каюкова, А.Н. Михайлова, И.П. Косачев, А.А. Ескин, В.И. Морозов // Нефтехимия. - 2019.

- Т. 59. - № 1. - С. 28-38.

193. Каюкова, Г.П. Влияние каталитического эффекта минералов на гидротермальные преобразования тяжелой нефти / Г.П. Каюкова, И.М. Абдрафикова, И.Р. Сахибгареев, И.П. Косачев, Г.В. Романов // Технология нефти и газа. - 2012. - T. 5. - C. 43-48.

194. Fan, H. The catalytic effects of minerals on aquathermolysis of heavy oils / H. Fan, Y. Zhang, Y. Lin // Fuel. - 2004. - Vol. 83. - No. 14-15 SPEC. ISS. - P. 2035-2039.

195. Kayukova, G.P. Composition and distribution of microelements in rocks, extracts, and asphaltenes from domanik deposits of various lithologo-facial types of Romashkino oilfield / G.P. Kayukova, A.N. Mikhailova, B.I. Gareev, Z.R. Nasyrova, A.V. Vakhin // Petroleum Chemistry. - 2021.

- P. 576-587.

196. Jovancicevic, B. Evaluation of the effects of native minerals on the organic matter of Aleksinac oil shale based on the composition of free and bound bitumens / B. Jovancicevic, D. Vitorovic, M. Saban, H. Wehner // Organic geochemistry. - 1992. - Vol. 18. - No. 4. - P. 511-519.

197. Espitalie, J. Role of the mineral matrix during kerogen pyrolysis / J. Espitalie, K.T.J. Senga Makadi // Organic Geochemistry. - 1984. - Vol. 6. - P. 365-382.

198. Galimov, E.M. The hydrocarbon source of the super-giant oil Romashkinskoye field (Tatarstan) is an inflow from a crystalline basement or oil source sedimentary deposits / E.M. Galimov, A.I. Kamaleeva // Geochemistry (Russia). - 2015. - No. 2. - P. 103.

199. Галимов, Э.М. Источник углеводородов супергигантского нефтяного месторождения Ромашкино (Татарстан) - приток из кристаллического фундамента или нефтематеринские осадочные отложения / Э.М. Галимов, А.И. Камалеева // Геохимия. - 2015. -№ 2. - С. 103-122.

200. Муслимов, Р.Х. Нефтяные и газовые месторождения - саморазвивающие и постоянно возобновляемые объекты / Р.Х. Муслимов, И.Ф. Глумов, И.Н. Плотникова, В.А. Трофимов, Д.К. Нургалиев // Геология нефти и газа. - 2004. - No. 1. - P. 43-49.

201. Плотникова, И.Н. Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента Татарстана / И.Н. Плотникова // Санкт-Петербург: Недра. - 2004. - 171 с.

202. Трофимов, В.А. Что такое нефтеподводящие каналы / В.А. Трофимов, Е.А. Королев, И.А. Хузин // Материалы Всеросс. конф. с междунар. участок. «Дегазация Земли: Геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ, углеводороды и жизнь».- М.: ГЕОС. - 2010.

- С. 577-579.

203. Muslimov, R.K. New geological ideas are the basis of the progressive development of hydrocarbons mineral resource base in the old oil-producing regions of Russia in the XXI century / R.K. Muslimov // Georesursy. - 2012. - No. 5 (47). - P. 3-6.

204. Ананьев, В.В. Прогнозная оценка ресурсной базы мендым-доманиковых отложений как основного источника углеводородного сырья центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Н.В. Пронин // Геология нефти и газа. - 2007. - No. 1. - С. 32-38.

205. Khisamov, R.S. Assessment of reproducibility of estimate parameters based on core studies and well logging data for heavy oil reservoirs (Russian) / R.S. Khisamov, V.G. Bazarevskaya, S.A. Panina, R.R. Abusalimova, A.F. Abdrashitova, O.A. Grishanina // Oil Industry Journal. - 2017. -No. 6. - P. 18-21.

206. Муслимов, Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан Геология и разработка нефтяных месторождений / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Б. Хисамов, Л.М. Миронова, Н.С. Гатиятуллин, В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Б.В. Успенский, И.Н. Плотникова, Е.Д. Войтович // Казань: Изд-во "Фэн" Академии наук РТ. - 2007. - 524 с.

207. Ларская, Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ / Е.С. Ларская // Недра. - 1983. - 195 с.

208. Аминов, Л.З. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности структур (с применением математических методов и ЭВМ). / Л.З. Аминов, Г.А. Амосов, М.Д. Белонин, Н.С. Бескровный, Е.Д. Войтович, Ю.А. Жуков, К.П. Иванова, Н.М. Кругликов, Ю.И. Кузнецов, В С. Лазарев // Труды ВНИГРИ. - 1977. - № 389. - С. 1-187.

209. Аминов, Л.З. Методология и практика геолого-экономической оценки краевых систем древних платформ / Л.З. Аминов, М.Д. Белонин, В.И. Богацкий, А.П. Боровинских, В.И. Гайдеек, Г.А. Григорьев, Б.А. Лебедев, В.Н. Макаревич, В.И. Назаров, О.М. Прищепа // Санкт-Петербург: Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт

- 2000. - 211 с.

210. Хисамов, Р.С. Поиск альтернативных вариантов по повышению эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на Коробковском участке Бавлинского месторождения с использованием геолого-технологической модели / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, И.Н. Хакимзянов, Д.Т. Киямова // Георесурсы. - 2013. - № 4 (54). - С. 36-44.

211. Lemmon, E.W. National Institute of Standards and Technology: Gaithersburg M. Thermophysical properties of fluid systems [Electronic resource] / E.W. Lemmon, M.O. McLinden, D.G. Freid, P.J. Linstrom, Mallard, W. G. Eds. National Institute of Standards and Technology, Gaithersburg, E. W. Memmon, M. O. McLinden, D. G. Freid, P. J. Linstrom, W. G. Mallard, Eds. // NIST Chemistry WebBook, NIST Standard Reference Database. - 1998.

212. Reyes, T. Extraction of lignin from wood with supercritical alcohols / T. Reyes, S.S. Bandyopadhyay, B.J. McCoy // The Journal of Supercritical Fluids. - 1989. - Vol. 2. - No. 2-3. - P. 80-84.

213. Ивахнов, А.Д. Перспективные растворители для деполимеризации лигнина: устойчивость в сверхкритических условиях / А.Д. Ивахнов, Н.В. Ульяновский, С.А. Покрышкин, И.С. Шаврина, И.И. Пиковской, Д.С. Косяков // Сверхкритические флюиды: Теория и практика. - 2018. - Т. 13. - №3. - С. 109-113.

214. Xu, C., Conversion of lignin into bio-based chemicals and materials / C. Xu, F. Ferdosian // Springer. - 2017. - 156 p.

215. Hyde, J.R. Supercritical propanol, a possible route to composite carbon fibre recovery: A viability study / J.R. Hyde, E. Lester, S. Kingman, S. Pickering, K.H. Wong // Composites Part A: Applied Science and Manufacturing. - 2006. - Vol. 37. - No. 11. - P. 2171-2175.

216. Lalanne, P. Raman and infrared studies of hydrogen-bonding in supercritical ethanol / P. Lalanne, T. Tassaing, Y. Danten, M. Besnard // Journal of molecular liquids. 2002. Vol. 98. P. 203-214.

217. Huang, S. Reductive de-polymerization of kraft lignin for chemicals and fuels using formic acid as an in-situ hydrogen source / S. Huang, N. Mahmood, M. Tymchyshyn, Z. Yuan, C.C. Xu // Bioresource Technology. Ltd. - 2014. - Vol. 171. - P. 95-102.

218. Parthasarathy, P. Effect of hydrothermal carbonization reaction parameters on the properties of hydrochar and pellets / P. Parthasarathy, S.K. Narayanan // Environmental Progress & Sustainable Energy. - 2014. - Vol. 33. - No. 3. - P. 676-680.

219. Ovalles, C. Extra-heavy crude oil downhole upgrading process using hydrogen donors under steam injection conditions / C. Ovalles, C. Vallejos, T. Vásquez, J. Martinis, A. Perez-Perez, E. Cotte, L. Castellanos, Hz. Rodriguez // SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium Proceedings. - 2001. - Article 69692.

220. Chemodanov, A.E. Research of domanic source rock by pyrolytic gas chromatography-mass spectrometry method / A.E. Chemodanov, B.I. Gareev, G.A. Batalin, R.S. Gerasimov // Georesources. - 2019. - Vol. 21. - No. 1. P. 71-76.

221. Antipenko, V.R. Characteristics of thermal stability of oils of natural bitumens and crude oils / V.R. Antipenko, O.S. Bakanova, R.S. Kashapov // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University.

- 2019. - Vol. 330. - No. 5. - P. 152-160.

222. Batalin, O. Forms of free-hydrocarbon capture by kerogen / O. Batalin, N. Vafina // International Journal of Applied and Fundamental Research. - 2013. - No. 10. - P. 418-425.

223. Antipenko, V.R. Composition of products of analytical pyrolysis of resin and asphaltene fractions of usa oil / V.R. Antipenko, A.A. Grin'ko, V.N. Melenevskii // Petroleum Chemistry. - 2014.

- Vol. 54. - No. 3. - P. 178-186.

224. Глебовская, Е.А. Применение инфракрасной спектрометрии в нефтяной геохимии / Е.А. Глебовская // Ленинград: Недра. - 1971. - 140 с.

225. Ganz, H. Application of infrared spectroscopy to the classification of kerogentypes and the evaluation of source rock and oil shale potentials / H. Ganz, W. Kalkreuth // Fuel. - 1987. - Vol. 66.

- No. 5. - P. 708-711.

226. Iglesias, M.J. FTIR study of pure vitrains and associated coals / M.J. Iglesias, A. Jimenez, Laggoun- F. Defarge, I. Suarez-Ruiz // Energy & Fuels. ACS Publications. - 1995. - Vol. 9. - No. 3. -P. 458-466.

227. Lin, R. Studying individual macerals using ir microspectrometry, and implications on oil versus gas/condensate proneness and "low-rank" generation / R. Lin, G.P. Ritz // Organic Geochemistry.

- 1993. - Vol. 20. - No. 6. - P. 695-706.

228. Lis, G.P. FTIR absorption indices for thermal maturity in comparison with vitrinite reflectance R0 in type-II kerogens from Devonian black shales / G.P. Lis, M. Mastalerz, A. Schimmelmann, M.D. Lewan, B.A. Stankiewicz // Organic Geochemistry. - 2005. - Vol. 36. - No. 11.

- P. 1533-1552.

229. Geng, W. Analysis of carboxyl group in coal and coal aromaticity by Fourier transform infrared (FT-IR) spectrometry / W. Geng, T. Nakajima, H. Takanashi, A. Ohki // Fuel. - 2009. - Vol. 88. - No. 1. - P. 139-144.

230. Ibarra, J. FTIR study of the evolution of coal structure during the coalification process / J. Ibarra, E. Munoz, R. Moliner // Organic Geochemistry. 1996. Vol. 24. - No. 6-7. P. 725-735.

231. Chen, Y. Characterization of chemical functional groups in macerals across different coal ranks via micro-FTIR spectroscopy / Y. Chen, M. Mastalerz, A. Schimmelmann // International Journal of Coal Geology. - 2012. - Vol. 104. - P. 22-33.

232. Tagirzyanov, M.I. Method of unification of the relative measurement units for the concentrations of V (IV) and free radicals in crude oils and asphaltenes / M.I. Tagirzyanov, M.R. Yakubov, V.I. Morozov, S.G. Yakubova // Russian journal of applied chemistry. Springer. - 2005. -Vol. 78. - No. 7. - P. 1194-1196.

233. Nasyrova, Z.R. Hydrocarbon composition of products formed by transformation of the organic matter of rocks from tatarstan Domanik deposits in supercritical water / Z.R. Nasyrova, G.P. Kayukova, A.N. Mukhamadyarova, R. Jimasbe, B.I. Gareev, A.V. Vakhin // Petroleum Chemistry. -2022. - Vol. 62. - No. 2. - P. 199-213.

234. Kayukova, G.P. Generation of hydrocarbons by hydrothermal transformation of organic matter of Domanik rocks / G.P. Kayukova, A.M. Kiyamova, A.N. Mikhailova, I.P. Kosachev, S.M. Petrov, G. V. Romanov, L.M. Sitdikova, I.N. Plotnikova, A. V. Vakhin // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. Springer. - 2016. - Vol. 52. - No. 2. - P. 149-161.

235. Kayukova, G.P. Hydrothermal transformation of heavy oil and organic matter from carbonate rocks of oil fields of Tatarstan / G.P. Kayukova, I.P. Kosachev, A.N. Mikhailova, A. V. Vakhin, D R. Isakov // Petroleum Science and Technology. - 2019. - Vol. 37. - No. 5. - P. 528-534.

236. Ganz, H.H. IR classification of kerogen type, thermal maturation, hydrocarbon potential and lithological characteristics / H.H. Ganz, W. Kalkreuth // Journal of Southeast Asian Earth Sciences. - 1991. - Vol. 5. - No. 1-4. - P. 19-28.

237. Гринько А.А. Исследование стабильности нефтяных асфальтенов методом термической деструкции / А.А. Гринько, А.К. Головко // Химия в интересах устойчивого развития. - 2011. - Т. 19. - №3. - С. 327-334.

238. Бурдельная Н.С. Фрагмент химической структуры II и II-S типов керогена верхнеюрских и верхнедевонских отложений Восточно-Европейской платформы / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев // Геохимия. - 2010. - № 5. - С. 525-537.

239. Гилинская, Л.Г. Спектры ЭПР комплексов V (IV) и структура нефтяных порфиринов / Л.Г. Гилинская // Журнал структурной химии. - 2008. - T. 49. - № 2. - С. 259-268.

240. Vernadsky, V.I. Essays on geochemistry / V.I. Vernadsky // Selected Works. - 1934. - Vol. 1. - 425 p.