Интенсификация процесса окисления тяжёлой нефти с использованием каталитической композиции на основе феррита кобальта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Мехраби Каладжахи Сейедсаид

• Мехраби Каладжахи Сейедсаид
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Мехраби Каладжахи Сейедсаид

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Свойства тяжелой нефти

1.2 Состав тяжелой нефти

1.3 Облагораживание тяжёлой нефти в процессе окисления

1.3.1 Химизм процесса облагораживания тяжелой нефти

1.3.2 Процесс окисления нефти

1.3.3 Химические процессы, протекающие при окислении тяжелой нефти

1.4 Процесс инициирования окисления

1.4.1 Влияние органических инициаторов на окисление

1.4.2 Влияние водонасыщенности на окисление

1.5 Использование катализаторов в окислении тяжелой нефти

1.5.1 Водорасторимые и вододиспергированные катализаторы

1.5.2 Нефтерастворимые и нефтедиспергированные катализаторы

Выводы

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объект исследования

2.2 Синтез каталитической композиции Бе203, СоБе204, Бе203@олеиновой кислотой и СоБе204@олеиновой кислотой

2.3 Методы анализа нефти до и после окисления

2.4 Методы изучения процесса окисления тяжелой нефти

2.5 Методы характеристики синтезированных каталитических композиций

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЯ

3.1 Исследование низкотемпературного окисления (НТО) тяжелой нефти

3.2 Влияние инициаторов на окисление тяжелой нефти

3.3 Влияние каталитических композиций на окисление тяжелой нефти в жидкой фазе и в пористой среде в процессах облагораживание тяжелой нефти

3.3.1 Синтез частиц каталитической композиции

3.3.2 Характеризация частиц Fe2Oз и CoFe2O4

3.3.3 Характеризация частиц Fe2O3@олеиновой кислоты и CoFe2O4@олеиновой кислоты

3.3.4 Влияние каталитические композиции на окисление нефти в жидкой фазе

3.3.5 Анализ состава и структуры исследуемых каталитических композиций в процессе окисления при различных температурах

3.3.6 Окисление тяжелой нефти в пористых средах

3.3.7 Влияние каталитических композиций на окисление тяжелой нефти в экспериментах по облагораживанию тяжелой нефти в кварцевой трубе горения (УСТ)

3.4 Оценка влияния воды на процессы окисления тяжелой нефти

3.4.1 Влияние воды на начальню стадию НТО тяжелой нефти в жидкой фазе

3.4.2 Влияние воды на кинетику окисления тяжелой нефти в пористой среде

3.4.3 Влияние воды на количество получаемой нефти и ее свойства в результате окисления в пористой среде

3.4.4 Влияние каталитических композиций в присутствии воды на количество получаемой нефти и ее свойства в результате окисления в пористой среде

3.5 Техническое применение разработанной каталитической композиции

4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация процесса окисления тяжёлой нефти с использованием каталитической композиции на основе феррита кобальта»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследований. Рост мировой экономики приводит к увеличению глобального спроса на углеводороды как энергоносителя и исходного сырья для получения различных нефтехимических продуктов и материалов. Несмотря на развитие альтернативных источников энергии, в ближайшем будущем они не смогут полностью компенсировать потребность в больших объемах нефти, которая остается одним из основных энергоносителей в мире (на ее долю приходится около 30% мирового потребления энергии). Однако, большая часть запасов углеводородов как в России, так и в мире относится к тяжелым нефтям и битумам, которые имеют высокое содержание фракций смол и асфальтенов, определяющих повышенную вязкость углеводородного сырья и, как следствие, вызывающих сложности его добычи, транспортировки и переработки.

Существуют различные методы снижения вязкости и доли высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти. Один из них основан на окислении тяжелой нефти и природного битума в пористых средах. Этот метод может быть реализован как в пластовых условиях, так и на поверхности после стадии подготовки или транспортировки сырья. Суть этого метода состоит в разогреве нефти путем закачки воздуха, с целью инициации окислительных реакций и создания фронта горения. Возможность создания высоких температур, низкие теплопотери и необратимое снижение вязкости нефти являются неоспоримыми преимуществами этого метода перед широко распространёнными гидротермальными методами, основанными на использовании водяного пара или сверхкритической воды. Также использование процессов окисления является более экологичным методом по сравнению с паром, для получения которого необходимо сжигать большое количество топлива с образованием углекислого газа, обладающего парниковым эффектом.

Несмотря на явные преимущества метода окисления тяжелой нефти, он все еще не нашел широкого применения в индустрии. Промышленные испытания и лабораторные исследования показали, что могут возникнуть сложности с инициированием процесса окисления нефти и поддержанием стабильного фронта горения в пористых средах. Использование каталитических композиций на основе металлов с переменной валентностью может решить эти проблемы. Данное исследование посвящено разработке способа интенсификации реакций окисления нефти с использованием каталитической композиции, направленной на ускорении основных стадий процесса, с целью снижения вязкости получаемой нефти и уменьшения доли тяжелых смолисто-асфальтеновых компонентов в ее составе.

Степень разработанности темы. В ряде публикаций описывается разработка и оценка влияния различных катализаторов на реакции окисления тяжелой нефти с целью стабилизации фронта горения и получения нефти с более низким содержанием тяжелых фракций, таких как смолы и асфальтены, и более низкой вязкостью. Научно-технические исследования в этом направлении проводятся различными российскими и зарубежными исследовательскими организациями, такими как Институт нефтехимического синтеза им. Топчиева РАН, Институт проблем химической физики РАН, Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, Институт проблем нефти и газа РАН, Институт химии нефти СО РАН, Институт катализа им. Борескова СО РАН, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Сколковский институт науки и технологий, Казанский федеральный университет, Институт органической и физической химии им. А. Е. Арбузова, Казанский национальный исследовательский технологический университет, Томский государственный университет, ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Татнефть», АО «Зарубежнефть», Университет Альберты, Мексиканский институт нефти, Университет Калгари, Стэнфордский университет, Юго-западный нефтяной университет и др.

Несмотря на большое количество работ в этой области, основная часть из них посвящена исследованию катализаторов на основе водорастворимых солей и оксидов переходных металлов, которые обладают ограниченной каталитической активностью и плохо распределяются в жидкой фазе нефти. Кроме того, отсутствуют работы по разработке комплексных каталитических композиций, которые одновременно помогают снизить температуру начала окисления нефти, ускорить процесс горения, повысить коэффициент извлечения нефти и улучшить ее физико-химические параметры. Решение этих научно-технических задач требует проведения дополнительных исследований.

Цель работы - разработка способа снижения вязкости и доли высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти за счет интенсификации процессов окисления в пористой среде с применением каталитической композиции на основе феррита кобальта.

Основные задачи исследования В соответствии с целью работы были поставлены следующие задачи:

• Изучение стадии низкотемпературного окисления (НТО) тяжелой нефти методами ЭПР-, ЯМР- и ИК-спектроскопии.

• Подбор оптимальной инициирующей добавки среди различных пероксидов и карбоновых кислот для снижения начальной температуры стадии низкотемпературного окисления тяжелой нефти с использованием метода ЭПР-спектроскопии и установки для исследования тепловых эффектов в пористых средах.

• Синтез, характеризация и оценка свойств феррита кобальта и его композиции с инициирующей добавкой.

• Оценка эффективности полученных каталитических композиций на основе феррита кобальта в реакциях окисления тяжелой нефти для снижения вязкости нефти и доли высокомолекулярных компонентов с использованием комплекса физико-

химических методов исследования и экспериментальных установок для изучения процессов в пористых средах.

• Оценка влияния содержания воды на термохимические и кинетические параметры реакций окисления и свойства тяжелой нефти без использования инициирующих добавок и в присутствии наиболее эффективной каталитической композиции.

• Определение оптимального состава каталитической композиции и разработка способа ее применения для интенсификации процесса окисления тяжелой нефти в пористых средах при пластовых условиях.

Научная новизна исследований:

• Показано, что концентрация свободных радикалов, образующихся на начальной стадии процесса окисления тяжелой нефти, возрастает с температурой, причем высокое содержание асфальтенов в нефти приводит к более существенному изменению концентрации свободных радикалов с температурой.

• Показано, что среди изученных инициирующих добавок пероксидов и карбоновых кислот при одинаковой массовой концентрации в тяжелой нефти олеиновая кислота максимально снижает температуру начала процесса окисления и ускоряет стадию низкотемпературного окисления.

• Выявлено, что полученная в работе каталитическая композиция на основе феррита кобальта интенсифицирует реакции окисления тяжелой нефти (в первую очередь стадию высокотемпературного окисления) и является более эффективными катализатором по сравнению с оксидом железа.

• Выявлено, что за счет покрытия поверхности частиц феррита кобальта олеиновой кислотой повышается их диспергируемость и стабильность в углеводородной среде, снижается температура начала и энергия активация процесса окисления тяжелой нефти.

• Показано, что изменение водонасыщенности пористой среды влияет на протекание реакций окисления тяжелой нефти и свойства получаемого после обработки продукта. Оптимальное значение водонасыщенности для исследуемой системы составляет 20 %, ее дальнейшее увеличение приводит к снижению эффективности процесса.

• Показано, что предложенная технология интенсификации процесса окисления тяжелой нефти с использованием каталитической композиции на основе феррита кобальта позволяет снизить вязкость с 2071 мПас до 189 мПас и долю высокомолекулярных компонентов смол и асфальтенов с 20,9% и 5,9% до 9,4% и 2,1%, соответственно, а также увеличить содержание насыщенных углеводородов с 28,7% до 43,1%.

Теоретическая значимость. В работе проведено систематическое исследование окисления тяжелой нефти, включающее определение температурных, термохимических и кинетических параметров процесса и оценку влияния различных факторов на его протекание (скорость нагрева, наличие и состав породы и т.д.), а также анализ изменения свойств и состава нефти. Эти результаты могут быть использованы для дальнейшего развития теоретических основ процесса окисления углеводородов в пористых средах. Также в работе обоснована возможность применения каталитической композиции на основе феррита кобальта для интенсификации процесса окисления тяжелой нефти. Выявлен ряд закономерностей, учитывающих влияние содержания воды на кинетику реакций окисления.

Практическая значимость. На основе полученной закономерности между концентрацией свободных радикалов, образующихся в ходе процесса окисления, и температурой предложен способ мониторинга движения фронта горения в пористой среде.

Предложена эффективная каталитическая композиция на основе феррита кобальта для интенсификации процесса окисления тяжелой нефти и способ ее получения с использованием доступных источников сырья.

Разработанный способ интенсификации процессов окисления тяжелой нефти может быть успешно применен для снижения вязкости и доли высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки воздуха. Использование этой технологии в случае нефти позволяет перевести ее из сверхвязкой и тяжелой в высоковязкую и среднюю по плотности.

Определена оптимальная водонасыщенность пористой среды для интенсификации процессов окисления и снижения вязкости тяжелой нефти.

Методология и методы исследований. Электронный парамагнитный резонанс (ЭПР) был выбран для отслеживания изменений содержания стабильных свободных радикалов в тяжелой нефти на стадии низкотемпературного окисления. Для получения информации о структуре основных продуктов стадии низкотемпературного окисления были использованы методы ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и инфракрасной спектроскопии (ИК).

Установка для исследования тепловых эффектов в пористых средах (PMTEC) была применена для оценки температуры начала и температурного профиля процесса окисления тяжелой нефти при закачке воздуха в нефтенасыщенную породу. Дифференциальная сканирующая калориметрия (ДСК) высокого давления и термогравиметрия (ТГ), совмещенная с ИК-спектроскопией, позволили оценить температурные интервалы, тепловые эффекты, состав и количество газообразных продуктов основных стадий процесса окисления тяжелой нефти при различных термобарических условиях. Кинетические параметры реакций рассчитывались с использованием изоконверсионных методов. Исследование снижения вязкости и доли высокомолекулярных компонентов нефти при закачке воздуха в нефтенасыщенную пористую среду, включая оценку материального баланса и

эффективности каталитической композиции на основе феррита кобальта, проводилось на кварцевой трубе горения (УСТ). Для характеризации свойств полученной после обработки нефти использовался расширенный комплекс физико-химических методов: SARA-анализ, элементный анализ, хроматография, вискозиметр и плотномер. Для характеризации синтезированных наночастиц каталитических композиций, в том числе после применения, были использованы рентгеновская порошковая дифрактометрия (ХЯС), сканирующая электронная микроскопия (СЭМ), просвечивающая электронная микроскопия (ПЭМ), мессбауэровская спектроскопия и динамическое рассеяние света (ДРС).

Основные положения, выносимые на защиту:

Закономерности изменения концентрации свободных органических радикалов в ходе низкотемпературного окисления тяжелой нефти от температуры при различном содержании воды и добавках инициатора.

Результаты анализа структуры промежуточных продуктов низкотемпературного окисления тяжелой нефти методами ЯМР- и ИК-спектроскопии.

Снижение температуры начала стадии низкотемпературного окисления тяжелой нефти с использованием добавок различных пероксидов и карбоновых кислот.

Результаты исследования температурных и кинетических параметров процесса окисления тяжелой нефти в присутствии каталитической композиции на основе феррита кобальта.

Результаты исследования количества, свойств и состава получаемой нефти после окисления исходного углеводородного сырья в пористой среде в присутствии каталитической композиции на основе наночастиц оксида феррита кобальта.

Результаты по оценке влияния различного содержания воды на кинетику процессов окисления тяжелой нефти, ее состав и свойства после обработки.

Оптимальный состав и концентрация каталитической композиции на основе феррита кобальта для интенсификации процесса окисления тяжелой нефти.

Технология снижения вязкости и доли высокомолекулярных компонентов тяжелой нефти в пористой среде за счет процессов окисления при закачке воздуха и каталитической композиции.

Достоверность и обоснованность результатов.

Достоверность и обоснованность результатов определяется применением современного высокоточного оборудования и аттестованных методик. Эксперименты воспроизводились несколько раз и полученные данные подвергались статической обработке. Кинетические расчеты выполнялись с использованием специализированного программного обеспечения. Также некоторые результаты были получены с использованием нескольких экспериментальных методов, основанных на различных принципах работы.

Апробация материалов исследований.

Основные результаты работы представлены на всероссийских и международных научно-технических конференциях, в том числе Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (RPTC) в 2018 и 2019 годах, международный семинар-конференция «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery» (ThEOR2017, ThEOR2021), «SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference» в 2019 году, «International Multidisciplinary Scientific GeoConference Surveying Geology and Mining Ecology Management» (SGEM) в 2017, 2018 и 2019 годах и в Международной конференции «SPE Black Gold Symposium» в Уфе в 2017 и 2018 г.

Публикации.

По теме работы имеется 16 публикаций, из них 9 статей в ведущих рецензируемых научных изданиях, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций, 7 статей из которых представлены в журналах первого квартиля (Q1), и 7 публикациях в трудах конференций.

Объём и структура диссертации.

Диссертационная работа объемом заключения, содержит 79 рисунков, 29 наименований.

180 страниц состоит из 3 глав, введения и таблиц. Список литературы включает 159

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

При сокращении текущих запасов легких углеводородов и растущем спросе на энергию в мире тяжелая нефть и битумы становятся важным ресурсом в ближашей перспективе. Их доля составляет около 70 % от общего объема всех запасов жидких углеводородов, причем на природные битумы и нефтеносные пески приходится около 30%, тяжелую нефть 15% и сверхтяжелую нефть 25% [1].

Рисунок 1.1 - Доля тяжелых нефтей в общих мировых запасах нефти [1]

Основные месторождения тяжелой нефти находятся в Канаде и Венесуэле, а также России, США, Мексике, Китае и Омане (рис. 1.2). Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей). По этому показателю страна занимает третье место в мире.

Несмотря на большие запасы ее добыча и переработка пока осуществляются на низком уровне, что связано с необходимостью использования специальных дорогостоящих технологий. Тяжелая нефть имеет очень низкую подвижность в пласте, поэтому скорость ее добычи значительно ниже, чем для скважин с традиционной легкой нефтью. Один из таких наиболее часто используемых методов

повышения нефтеотдачи, как заводнение (закачка воды), является неэффективным из-за разницы в вязкости между двумя жидкостями.

Рисунок 1.2 - Распределение запасов тяжелой нефти в мире [2]

Основные проблемы переработки тяжелой нефти вызваны ее химическими свойствами, а также количеством тяжелых и высокомолекулярных компонентов. В результате теплового воздействия происходит быстрое образование кокса, что приводит к негативным последствиям. Также отрицательное влияние на переработку оказывают гетероатомы (сера, кислород и др.) и тяжелые металлы, входящие в состав компонентов тяжелой нефти. Таким образом, дальнейшие перспективы применения тяжелой нефти в первую очередь определяются возможностью снижения вязкости и доли высокомолекулярных компонентов в ее составе.

1.1 Свойства тяжелой нефти

Как уже было отмечено выше, тяжелая нефть по своим физико-химическим свойствам существенно отличается от легкой. Основными параметрами,

определяющими это различие, являются плотность и вязкость.

Отнесение нефти к тяжелой или легкой основано на значениях плотности. В качестве ее меры в нефтегазовой сфере используется плотность в градусах API, предложенная Американским институтом нефти [3]. Она является относительной величиной, рассчитываемой из плотности нефти при 60 °F. На ее основе проводится классификация нефти по типам. Так всемирная нефтяная конференция классифицирует тяжелую нефть как нефть с плотностью API ниже 22,3 oAPI [4]. Американский институт нефти определяет тяжелую нефть как нефть, имеющую индекс API, равный или меньший 20 градусов [4]. На основе индекса API выделяют четыре различных типа нефти, как показано в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Классификация нефти по плотности

Тип нефти °API г/см3

Легкая нефть °API >31 <0,870

Средняя нефть 22 < °API <31 0,870 до 0,920

Тяжелая нефть 10 < °API <22 0,920 до 1,000

Сверхтяжелая нефть и °API <10 1,000 до 1,100

природные битумы

Другим важным параметром тяжелой нефти является ее вязкость. Ее значение напрямую влияет на продуктивность коллектора, транспортировку и переработку углеводородного сырья. В соответствии с классификацией сырой нефти по вязкости она делится на маловязкую (<10 сП), нефть с повышенной вязкостью (10-100 сП), высоковязкую (100-10000 сП) и сверхвязкую (выше 10000 сП).

Хотя нет прямой зависимости между плотностью и вязкостью, снижение °АР1 обычно сопровождается увеличением вязкости (рис. 1.3) [5]. Тяжелая нефть имеет вязкость от нескольких сотен до десятков миллионов сантипуаз в пластовых условиях [6]. Таким образом, добыча тяжелой нефти и ее транспортировка по трубопроводам

почти всегда требуют дополнительных затрат и энергии, которые включают ее разогрев или разбавление более легкими растворителями, чтобы гарантировать приемлемые скорости потока [7].

Рисунок 1.3 - Общая зависимость вязкости от плотности в градусах °АР1 [5]

На рис. 1.4 приведены примеры изменения вязкости от температуры для различных типов нефтей. Для тяжелых нефтей наблюдается существенное снижение вязкости на несколько порядков с ростом значений Т и, следовательно, происходит увеличение ее подвижности [5].

Рисунок 1.4 - Изменение вязкости различных нефтей в зависимости

от температуры [5]

Влияние растворителя на вязкость тяжелой нефти показано на рис. 1.5. Можно отметить, что добавление небольшого количества растворителя (4 %) приводит к уменьшению вязкости в 2 раза [8].

Рисунок 1.5 - Вязкость разбавленной тяжелой нефти в зависимости от концентрации толуола для тяжелой нефти с вязкостью 16 °АР1 [8]

18

1.2 Состав тяжелой нефти

Особенностью химического состава тяжелой нефти является высокое содержание гетероатомных соединений (серо-, азот- и кислородсодержащих), металлов и высокомолекулярных компонентов [6]. Обычно молекулы, присутствующие в тяжелой нефти, содержат более пятнадцати атомов углерода в цепи, что делает процесс переработки более сложным и дорогостоящим [4]. В результате переработки смеси высокомолекулярных соединений тяжелой нефти получаются продукты с низким содержанием высокооктанового бензина и дизельного топлива. Несмотря на то, что количество соединений, содержащих гетероатомы, относительно невелико, влияние этих соединений на свойства нефти обычно сильно выражено.

Анализ SARA - наиболее широко используемый метод описания нефтяных фракций. Данный метод фракционного анализа классифицирует нефть на основе полярности фракций с помощью хроматографического метода, который разделяет нефть на четыре основные фракции. Эти фракции и дают название анализу: насыщенные (англ. saturates), ароматические (англ. aromatics), смолы (англ. resins) и асфальтены (англ. asphaltenes). Разделение нефти по фракциям с помощью SARA (Метод ASTM 893-69) выполняется с учетом полярности каждой из них с использованием различных растворителей и адсорбентов [9, 10]. Метод SARA воспроизводим и применим к широкому спектру нефтей и битумов, сланцев и нефтяных остатков. Поскольку свойства нефти часто меняются случайным образом с большим количеством переменных, состав SARA для некоторых нефтей может меняться, что отразится на свойствах нефти.

Тяжелые нефти обычно содержат большее количество асфальтенов и смол, чем обычная нефть [6], что напрямую влияет на процессы их извлечения,

транспортировки и переработки. В качестве подтверждения в табл. 1.2 приведен групповой состав нефтей разных типов.

Таблица 1.2 - Типичный SARA-состав нефти [11]

Образец Фракции SARA

Насыщенные Ароматические Смолы Асфальтены

Легкая нефть 1 67,70 23,52 8,29 0,49

Легкая нефть 2 65,51 24,60 9,21 0,68

Средняя нефть 69,30 20,10 9,50 1,10

Тяжелая нефть 1 11,40 37,20 37,30 14,10

Тяжелая нефть 2 30,74 40,21 19,72 9,33

Из представленных данных хорошо видно, что для легких и средних нефтей общее содержание смол и асфальтенов практически не превышает 10 %, в то время как для тяжелых нефтей оно существенно растет и составляет 29,.05 % и 51,40 %. Коллоидные свойства асфальтенов и смол были предметом интенсивных дискуссий в литературе [12]. Фракция смол несколько похожа на ароматическую фракцию (рис. 1.6а), но отличается более высокой молекулярной массой (средняя молекулярная масса смолы 360 Да (Дальтон) [13]). С практической точки зрения смолы можно определить как фракцию, растворимую в легких алканах, таких как н-пентан и н-гептан.

В ходе SARA-анализа асфальтеновая фракция первой осаждается из объема сырой нефти с использованием н- гептана. Асфальтены представляют собой сложные стурктуры, состоящие из полициклических ароматических кластеров с расчетной молекулярной массой 500-2000 г/моль (рис. 1.6б). Они относятся к наиболее тяжелой фракции сырой нефти с конденсированными ароматическими кольцами (больше, чем в смолах), алифатическими боковыми цепями и различными гетероатомами, что приводит к повышению полярности молекул асфальтенов [10]. В связи с этим асфальтены играют основную роль стабилизатора водонефтяной эмульсии [14].

20

а)

Рисунок 1.6 - Схематическая молекулярная структура (а) фракции смол

и (б) асфальтенов [14]

В табл. 1.3 показан типичный элементный состав SARA фракций одной из тяжелых нефтей. На основании данных можно сделать вывод, что тяжелые компоненты нефти, такие как смола и асфальтены, содержат больше гетероатомов, таких как азот, кислород и сера, по сравнению с легкими компонентами, такими как насыщенные и ароматические соединения.

Таблица 1.3 - Типичный элементный состав тяжелой нефти [11]

Фракция Весовой процент(%) Элементный состав (%)

C H N O S

Асфальтены 14,1 83,8 7,5 1,3 1,7 4,8

Смолы 37,3 82,8 8,9 1,5 2,0 4,3

Ароматические 37,2 84,3 10,0 < 0,3 1,1 4,0

Насыщенные 11,4 86,6 13,0 < 0,3 < 0,2 < 0,1

В табл. 1.4 показаны данные по соотношению Н/С для различных типов нефти и приведены значения молекулярной массы и плотности для них. Можно отметить, что для тяжелых нефтей и битумов из-за высокого содержания высокомолекулярных

соединений наблюдается высокое значение плотности и низкое значение отношения И/С, что ухудшает ее качество по сравнению с легкими нефтями.

Таблица 1.4 - Соотношение Н/С, молекулярная масса и плотность различных

сырых нефтей [12]

Тип нефти Молекулярная масса (г/мол) И/С Плотность (г/см3)

Битум 1 498 1,44 1,017

Битум 2 588 1,46 0,997

Тяжелая нефть 1 459 1,52 0,852

Тяжелая нефть 2 462 1,53 0,848

Тяжелая нефть 3 453 1,57 0,835

Легкая нефть 1 364 1,66 0,821

Содержание серы в исходной нефти колеблется от менее 0,05 до более 10 мас.%, но обычно находится в диапазоне 1-4 мас.%. Содержание серы в сырой нефти, особенно в тяжелой нефти, отрицательно влияет на процессы переработки, такие как каталитический крекинг и гидроочистка. Серосодержащие компоненты сырой нефти варьируются от простых меркаптанов до сульфидов и полициклических сульфидов. Меркаптаны состоят из алкильной цепи с группой ^Н на конце ^^И) (рис. 1.7) [15]. Примеры меркаптанов и сульфидов следующие:

СН3ЗН

Метил меркаптан

Рисунок 1. 7 - Структура меркаптанов

В сульфидах и дисульфидах атом серы замещает один или два атома углерода в цепи или R-S-S-R'). Эти соединения часто присутствуют в легких фракциях.

Сульфиды и дисульфиды также могут быть циклическими или ароматическими [15].

Рисунок 1.8 - Структура сульфидов [15]

Тиофены представляют собой полиядерные ароматические соединения, в которых атом серы замещает один или несколько атомов углерода в ароматическом кольце. Обычно они присутствуют в более тяжелых фракциях. Тиофены, присутствующие в нефти, имеют следующие формулы (рис. 1.9) [15]:

а со си)

Тиофен Бензотиофен Дибензотиофен

Нафтобензотиофен

Рисунок 1.9 - Структура тиофенов [15]

Соединения серы нежелательны в процессе нефтепереработки из-за их склонности к дезактивации катализатора при переработке сырой нефти. Они также обладают отравляющим действием и могут приводить к коррозии насосного оборудования и трубопроводов в процессе транспортировки [16].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мехраби Каладжахи Сейедсаид, 2023 год

Список литературы

1. Kornienko V. Application of neutron activation analysis for heavy oil production control / V. Kornienko, P. Avtonomov // Procedia-Social and Behavioral Sciences. -2015. - V. 195. - P. 2451-2456.

2. Chopra S. Introduction to this special section: heavy oil / S. Chopra, L. Lines // The Leading Edge. - 2008. - V. 27. - № 9. - P. 1104-1106.

3. Li D.D. Chemical compositions of improved model asphalt systems for molecular simulations / D.D. Li, Greenfield M. L. // Fuel. - 2014. - V. 115. - P. 347-356.

4. Trevisan O.V. Elements of a heavy oil technology development program / O.V. Trevisan, F.A. Fran?a, C.A Okabe., A.C. Lisboa // Terrae. - 2009. - V. 6. - № 1. -P. 21-29.

5. Thomas S. Enhanced oil recovery-an overview / S. Thomas // Oil & Gas Science and Technology-Revue de l'IFP. - 2008. - V. 63. - № 1. - P. 9-19.

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

7. Lanier D. Heavy oil-a major energy source for the 21st century / D. Lanier // 7th Unitar Heavy Crude & Tar Sands, Beijing, China. Int. - 1998. - № 1998.039.

8. Dehaghani A.H.S. An experimental study of diesel fuel cloud and pour point reduction using different additives / A.H.S. Dehaghani, R. Rahimi // Petroleum. -2019. - V. 5. - № 4. - P. 413-416.

9. Fan T. Evaluating crude oils by SARA analysis / T. Fan, J. Wang, J.S. Buckley // SPE/DOE improved oil recovery symposium. - Society of Petroleum Engineers, 2002.

10. Ashoori S. The relationship between SARA fractions and crude oil stability / S. Ashoori, M. Sharifi, M. Masoumi, M.M. Salehi // Egyptian Journal of Petroleum. -2017. - V. 26. - № 1. - P. 209-213.

11. Gateau P. Dilution des bruts lourds / P. Gateau, I. Hénaut, L. Barré, J. Argillier // Oil Gas Sci. Technol. Rev. IFP. - 2004. - V. 59. - № 5. - P. 503-509.

12. Loh W. Crude oil asphaltenes: Colloidal aspects / W. Loh, R.S. Mohamed, R.G. Santos // Encyclopedia of Colloid and Surface Science. New York: Taylor & Francis.

- 2007.

13. 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, I.S. Afanasiev, O.V. Petrashov, D.K. Nurgaliev // Processes. - 2020. - V. 8. - № 5. - P. 532.

14. Ojinnaka C.M. Formulation of best-fit hydrophile/lipophile balance-dielectric permittivity demulsifiers for treatment of crude oil emulsions / C.M. Ojinnaka, J.A. Ajienka, O.J. Abayeh, L.C. Osuji, R.U. Duru // Egyptian Journal of Petroleum. -2016. - V. 25. - № 4. - P. 565-574.

15. Fan Z. Upgrading and viscosity reducing of heavy oils by [BMIM][AlCl4] ionic liquid / Z. Fan, T. Wang, Y. He // Journal of Fuel Chemistry and Technology. - 2009.

- V. 37. - № 6. - P. 690-693.

16. Sadare O.O. Biodesulfurization of petroleum distillates—current status, opportunities and future challenges / O.O. Sadare, F. Obazu, M.O. Daramola // Environments. - 2017. - V. 4. - № 4. - P. 85.

17. Tamrakar P.K. Analysis of crude oil for its trace metal content / P.K. Tamrakar, K.S. Pitre // Indian Journal of Chemistry. - 2000. - V. 39. - P. 779-783.

18. Wilberforce J.O. Profile of heavy metals in crude oil commonly consumed for medicinal purposes in Abakaliki / J.O. Wilberforce // IOSR Journal of Pharmacy and Biological Sciences. - 2016. - V. 11. - № 3. - P. 43-44.

19. Zhao F. A review on upgrading and viscosity reduction of heavy oil and bitumen by underground catalytic cracking / F. Zhao, Y. Liu, N. Lu, T. Xu, G. Zhu, K. Wang // Energy Reports. - 2021. - V. 7. - P. 4249-4272.

20. Rahnema H. Combustion assisted gravity drainage-Experimental and simulation results of a promising in-situ combustion technology to recover extra-heavy oil / H. Rahnema, M. Barrufet, D.D. Mamora // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - V. 154. - P. 513-520.

21. Tadema H.J. Spontaneous ignition of oil sands / H.J. Tadema, J. Wiejdema // Oil Gas J.;(United States). - 1970. - V. 68. - №. 50.

22. Yao J. Application of In-situ combustion for heavy oil production in China: A Review / J. Yao, G. Li, J. Wu // J Oil Gas Petrochem Sci. - 2018. - V. 1. - № 3. - P. 69-72.

23. Ozerskii A.V. Oxidative cracking of oil refinery gases / A.V. Ozerskii, Y.S. Zimin, I.K. Komarov, A. Nikitin, I.V. Sedov, I.G. Fokin, V.I. Savchenko, V.S. Arutyunov // Russian Journal of Applied Chemistry. - 2019. - V. 92. - № 12. - P. 1745-1750.

24. Bazargan M. Measurement of in-situ combustion reaction kinetics with high Fidelity and consistent reaction upscaling for reservoir simulation / M. Bazargan // Stanford University. - 2014.

25. Castanier L.M. Upgrading of crude oil via in situ combustion / L.M. Castanier, W.E. Brigham // Journal of petroleum science and engineering. - 2003. - V. 39. - № 1-2. - P. 125-136.

26. Belgrave J.D. A comprehensive approach to in-situ combustion modeling / J.D. Belgrave, R.G. Moore, M.G. Ursenbach, D.W. Bennion // SPE Advanced Technology Series. - 1993. - Vol. 1. - № 01. - P. 98-107.

27. Fassihi M.R. Low-temperature oxidation of viscous crude oils / M.R. Fassihi, K.O. Meyers, P.F. Baslie // SPE reservoir engineering. - 1990. - V. 5. - № 04. - P. 609616.

28. Abu-Khamsin S.A. Reaction kinetics of fuel formation for in-situ combustion / S.A. Abu-Khamsin, W.E. Brigham, H.J. Ramey // SPE reservoir engineering. - 1988. - V. 3. - № 04. - P. 1308-1316.

29. Mamora D.D. New findings in low-temperature oxidation of crude oil / D.D. Mamora // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference. - OnePetro. - 1995.

30. Freitag N.P. Heavy oil production by in situ combustion-distinguishing the effects of the steam and fire fronts / N.P. Freitag, D.R. Exelby // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1998. - V. 37. - № 04. - P. petsoc-98-04-02

31. Moore R.G. Combustion/oxidation behavior of Athabasca oil sands bitumen / R.G. Moore, C.J. Laureshen, M.G. Ursenbach, S.A. Mehta, J.M. Belgrave // SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. - 1996. -V. 2. - № 06. - P. 565-571.

32. Déchelette B. Air injection-improved determination of the reaction scheme with ramped temperature experiment and numerical simulation / B. Déchelette, J.R. Christensen, O. Heugas, G. Quenault, J. Bothua // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2006. - V. 45. - №. 01. - P. petsoc-06-01-03.

33. Pusch G. Ignition mixture for initiating underground in-situ combustion / G. Pusch, R. Gedenk // пат. 4014721 США. - 1977.

34. Mamedov Y.G. Application of Improved Oil Recovery in the Soviet Union / Y.G. Mamedov, A.A. Bokserman // SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium. -1992. - V. 4.- P. spe-24162-ms

35. Chu C. A study of fireflood field projects (includes associated paper 6504) / C. Chu // Journal of Petroleum Technology. - 1977. - V. 29. - № 02. - P. 111-120.

36. Counihan T.M. A successful in-situ combustion pilot in the Midway-Sunset Field, California / T.M. Counihan // SPE California Regional Meeting. - 1977. - P. spe-6525-ms.

37. Yue L. Insights into mechanism of low salinity water flooding in sandstone reservoir from interfacial features of oil/brine/rock via intermolecular forces / L. Yue, W. Pu, S. Zhao, S. Zhang, F. Ren, D. Xu // Journal of Molecular Liquids. - 2020. - V. 313. - P. 113435.

38. Li J. Chemically assisted ignition technologies for a light oil air injection process / J. Li, S.A. Mehta, R.G. Moore, M.G. Ursenbach, E. Zalewski, K.V. Fraassen // Canadian International Petroleum Conference. - 2005. . - V. 47. - № 7. - P. petsoc-08-07-25.

39. Glushkov D.O. Ignition of composite liquid fuel droplets based on coal and oil processing waste by heated air flow / D.O. Glushkov, P.A. Strizhak // Journal of Cleaner Production. - 2017. - V. 165. - P. 1445-1461.

40. Forst W. Kinetics and Mechanism. A Study of Homogeneous Chemical Reactions / W. Forst // Journal of the American Chemical Society. - 1961. - V. 83. - № 23. - P. 4870-4870.

41. Sarathi P.S. In-situ combustion handbook-principles and practices / P.S. Sarathi // National Petroleum Technology Office (NPTO). - 1999. - № doe/pc/91008-0374.

42. Zaikov G.E. Effect of solvents on rates and routes of oxidation reactions / G.E. Zaikov, Z.K. Maizus // Advances in Chemistry- 1968. - V. 12. - P.150-164.

43. Freitag N.P. Chemical-reaction mechanisms that govern oxidation rates during in-situ combustion and high-pressure air injection / N.P. Freitag // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2016. - V. 19. - № 04. - P. 645-654.

44. Klinchev V.A. Laboratory Studies and Implementation of In-Situ Combustion Initiation Technology for Air Injection Process in the Oil Reservoirs / V.A. Klinchev, V.V. Zatsepin, A.S. Ushakova, S.V. Telyshev // Soc Pet Eng - SPE Russ Oil Gas Explor Prod Tech Conf Exhib. - 2014. -V. 2. - P. 962-83.

45.Ushakova A. Study of the Radical Chain Mechanism of Hydrocarbon Oxidation for in Situ Combustion Process. / A. Ushakova , V. Zatsepin, M. Varfolomeev, D. Emelyanov // J Combust. - 2017. - V. 11. - P.1-11.

46. Burger J.G. Chemical aspects of in-situ combustion-heat of combustion and kinetics / J.G. Burger // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1972. - V. 12. - № 05. -P. 410-422.

47. Castanier L.M. In-situ combustion / L.M. Castanier, W.E. Brigham // Society of Petroleum Engineers Handbook. - 2004.

48. Verma V.B. A theoretical investigation of forward combustion in a one-dimensional system / V.B. Verma, A.C. Reynolds, G.W. Thomas // SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition. - 1978.

49. Lapene A. Effects of steam on heavy oil combustion / A. Lapene, L. Castanier, G. Debenest, M.Y. Quintard, A.M. Kamp, B. Corre // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2009. - V. 12. - № 04. - P. 508-517.

50. Greaves M. Air injection into light and medium heavy oil reservoirs: combustion tube studies on West of Shetlands Clair oil and light Australian oil / M. Greaves, T.J. Young, S. El-Usta, R.R. Rathbone, S.R. Ren, T.X. Xia // Chemical Engineering Research and Design. - 2000. - V. 78. - №. 5. - P. 721-730.

51. Dietz D.N. Wet underground combustion, state of the art / D.N. Dietz // Journal of Petroleum Technology. - 1970. - V. 22. - № 05. - P. 605-617.

52. Burger J.G. Laboratory research on wet combustion / J.G. Burger, B.C. Sahuquet // Journal of Petroleum Technology. - 1973. - V. 25. - № 10. - P. 1137-1146.

53. Lee D.G. Effect of water on the low-temperature oxidation of heavy oil / D.G. Lee, N.A. Noureldin // Energy & Fuels. - 1989. - V. 3. - № 6. - P. 713-715.

54. Niu B. Low-temperature oxidation of oil components in an air injection process for improved oil recovery / B. Niu, S. Ren, Y. Liu, D. Wang, L. Tang, B. Chen // Energy & Fuels. - 2011. - V. 25. - № 10. - P. 4299-4304.

55. Lapene A. Effects of water on kinetics of wet in-situ combustion / A. Lapene, L.M. Castanier, G. Debenest, M.Y. Quintard, A.M. Kamp, B. Corre // SPE Western Regional Meeting. - 2009. - V. 3. - P. spe-121180-ms.

56. Adewusi V.A. Forward in situ combustion: oil recovery and properties / V.A. Adewusi, M. Greaves // Fuel. - 1991. - V. 70. - № 4. - P. 503-508.

57. Bagci A.S. Wet forward combustion for heavy oil recovery / A.S. Bagci // Energy Sources, Part A. - 2006. - V. 28. - № 3. - P. 221-232.

58. Prasad R.S. High-pressure combustion tube tests / R.S. Prasad, J.A. Slater // SPE Enhanced Oil Recovery Symposium. - 1986. - V. 4 - P. spe-14919-ms.

59. Bousaid S. Multiple-quenched fireflood process boosts efficiency / S. Bousaid // Journal of petroleum technology. - 1989. - V. 41. - № 11. - P. 1202-1209.

60. Moore R.G. Ramped temperature oxidation analysis of Athabasca Oil Sands bitumen / R.G. Moore, M.G. Ursenbach, C.J. Laureshen, J.M. Belgrave, S.A. Mehta // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1999. - V. 38. - № 13.

61. Weissman J.G. Down-hole catalytic upgrading of heavy crude oil / J.G. Weissman, R.V. Kessler, R.A. Sawicki, J.M. Belgrave, C.J. Laureshen, S.A. Mehta, R.G. Moore, M.G. Ursenbach // Energy & fuels. - 1996. - V. 10. - № 4. - P. 883-889.

62. Shah A.A. Experimental optimization of catalytic process in situ for heavy-oil and bitumen upgrading / A.A. Shah, R.P. Fishwick, G.A. Leeke, J. Wood, S.P. Rigby, M. Greaves // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2011. - V. 50. - № 11. - P. 33-47.

63. Ramirez-Garnica M.A. Increase heavy-oil production in combustion tube experiments through the use of catalyst / M.A. Ramirez-Garnica, D.D. Mamora, R. Nares, P. Schacht-Hernandez, A.A. Mohammad, M. Cabrera // Latin American & Caribbean Petroleum Engineering Conference. - 2007. - P. spe-107946-ms.

64. Bruggemann P. Behaviour of heavy metals in the partial oxidation of heavy fuel oil / P. Bruggemann, F. Baitalow, P. Seifert, B. Meyer, H. Schlichting // Fuel processing technology. - 2010. - V. 91. - № 2. - P. 211-217.

65. Chu Y. The oxidation of heavy oil to enhance oil recovery: The numerical model and the criteria to describe the low and high temperature oxidation / Y. Chu, C. Fan, Q. Zhang, C. Zan, D. Ma, H. Jiang, Y. Wang, F. Wei // Chemical Engineering Journal. - 2014. - V. 248. - P. 422-429.

66. Xia T. 3-D physical model studies of downhole catalytic upgrading of Wolf Lake heavy oil using THAI / T. Xia, M. Greaves // Canadian international petroleum conference.- 2001. - V. 41. - № 08. - P. petsoc-02-08-03.

67. Hashemi R. In situ upgrading of Athabasca bitumen using multimetallic ultradispersed nanocatalysts in an oil sands packed-bed column: Part 1. Produced liquid quality enhancement / R. Hashemi, N.N. Nassar, P. Pereira-Almao // Energy & fuels. - 2014. - V. 28. - № 2. - P. 1338-1350.

68. Drici O. Catalytic effect of heavy metal oxides on crude oil combustion / O. Drici, S. Vossoughi // SPE reservoir Engineering. - 1987. - V. 2. - № 04. - P. 591-595.

69. Nassar N.N. Iron oxide nanoparticles for rapid adsorption and enhanced catalytic oxidation of thermally cracked asphaltenes / N.N. Nassar, A. Hassan, L. Carbognani, F. Lopez-Linares, P. Pereira-Almao // Fuel. - 2012. - V. 95. - P. 257-262.

70. Qelebioglu D. The effects of metallic catalysts on light crude oil oxidation in limestone medium / D. Qelebioglu, S. Bagci // Fuel processing technology. - 2002. -V. 79. - № 1. - P. 29-49.

71. He B. Improved in-situ combustion performance with metallic salt additives / B. He, Q. Chen, L.M. Castanier, A.R. Kovscek // SPE western regional meeting. - 2005. -V. 3. - P. spe-93901-ms.

72. Kok M.V. Characterization and kinetics of light crude oil combustion in the presence of metallic salts / M.V. Kok, S. Bagci // Energy & fuels. - 2004. - V. 18. - № 3. - P. 858-865.

73. Pu W.F. Thermal characteristics and combustion kinetics analysis of heavy crude oil catalyzed by metallic additives / W.F. Pu, P.G. Liu, Y.B. Li, F.Y. Jin, Z.Z. Liu // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2015. - V. 54. - № 46. - P. 1152511533.

74. Shokrlu Y.H. Enhancement of the efficiency of in situ combustion technique for heavy-oil recovery by application of nickel ions / Y.H. Shokrlu, Y. Maham, X. Tan, T. Babadagli, M. Gray // Fuel. - 2013. - V. 105. - P. 397-407.

75. Hart A. Down-hole heavy crude oil upgrading by CAPRI: Effect of hydrogen and methane gases upon upgrading and coke formation / A. Hart, G. Leeke, M. Greaves, J. Wood // Fuel. - 2014. - V. 119. - P. 226-235.

76. Weissman J.G. Down-hole catalytic upgrading of heavy crude oil / J.G. Weissman, R.V. Kessler, R.A. Sawicki, J.M. Belgrave, C.J. Laureshen, S.A. Mehta, R.G. Moore, M.G. Ursenbach // Energy & fuels. - 1996. - V. 10. - № 4. - P. 883-889.

77. Hashemi R. Enhanced heavy oil recovery by in situ prepared ultradispersed multimetallic nanoparticles: A study of hot fluid flooding for Athabasca bitumen recovery / R. Hashemi, N.N. Nassar, P. Pereira-Almao // Energy & Fuels. - 2013. -V. 27. - № 4. - P. 2194-2201.

78. Nishiyama Y. Deposition of carbon and its hydrogenation catalyzed by nickel / Y. Nishiyama, Y. Tamai // Carbon. - 1976. - V. 14. - № 1. - P. 13-17.

79. Mochida I. Carbonization of aromatic hydrocarbons—IV: Reaction path of carbonization catalyzed by alkali metals / I. Mochida, E.I. Nakamura, Maeda K., K. Takeshita // Carbon. - 1976. - V. 14. - № 2. - P. 123-129.

80. Nassar N.N. Metal oxide nanoparticles for asphaltene adsorption and oxidation / N.N. Nassar, A. Hassan, P. Pereira-Almao // Energy & Fuels. - 2011. - V. 25. - № 3. - P. 1017-1023.

81. Nassar N.N. Comparative oxidation of adsorbed asphaltenes onto transition metal oxide nanoparticles / N.N. Nassar, A. Hassan, P. Pereira-Almao // Colloids and surfaces A: Physicochemical and Engineering aspects. - 2011. - V. 384. - № 1-3. -P. 145-149.

82. Nassar N.N. Kinetics of the catalytic thermo-oxidation of asphaltenes at isothermal conditions on different metal oxide nanoparticle surfaces / N.N. Nassar, A. Hassan, G. Luna, P. Pereira-Almao // Catalysis today. - 2013. - V. 207. - P. 127-132.

83. Rezaei M. Thermocatalytic in situ combustion: Influence of nanoparticles on crude oil pyrolysis and oxidation / M. Rezaei, M. Schaffie, M. Ranjbar // Fuel. - 2013. - V. 113. - P. 516-521.

84. Bata T.P. Effect of biodegradation and water washing on oil properties / T.P. Bata, U.A. Lar, N.K. Samaila, H.U. Dibal, R.I. Daspan, L.C. Isah, A.A. Fube, S.Y. Ikyoive, E.H. Elijah, J.J. Shirputda // AIMS Geosciences. - 2018. - V. 4. - № 1. - P. 21-35.

85. Abuhesa M.B. Comparison of conventional and catalytic in situ combustion processes for oil recovery / M.B. Abuhesa, R. Hughes // Energy & Fuels. - 2009. -V. 23. - № 1. - P. 186-192.

86. Butler R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen / R.M. Butler // GravDrain Incorporated. - 1997.

87. Varfolomeev M.A. Effect of copper stearate as catalysts on the performance of in-situ combustion process for heavy oil recovery and upgrading / M.A. Varfolomeev, Yuan C., A.V. Bolotov, I.F. Minkhanov, S. Mehrabi-Kalajahi, E.R. Saifullin, M.M. Marvanov, E.R. Baygildin, R.M. Sabiryanov, A. Rojas, D.A. Emelianov, A.A. Al-Muntaser, B.G. Ganiev, A.T. Zaripov, A.N. Beregovoi, D.K. Shaihutdinov // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - V. 207. - P. 109125.

88. Jia H. In situ catalytic upgrading of heavy crude oil through low-temperature oxidation / H. Jia, P.G.Liu, W.F. Pu, X.P. Ma, J. Zhang, L. Gan // Petroleum Science.

- 2016. - V. 13. - № 3. - P. 476-488.

89. Talipov S. Catalytic oxidation of heavy crude oil using copper based catalyst for in-situ combustion enhanced oil recovery / S. Talipov, S. Mehrabi-Kalajahi, C. Yuan, M. Varfolomeev // International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM.

- 2019. - V. 19. - № 1.2. - P. 683-688.

90. Yuan C. Copper stearate as a catalyst for improving the oxidation performance of heavy oil in in-situ combustion process / C. Yuan, M.A. Varfolomeev, D.A. Emelianov, M.A. Suwaid, A.A. Khachatrian, V.L. Starshinova, I.R. Vakhitov, A.A. Al-Muntaser // Applied Catalysis A: General. - 2018. - V. 564. - P. 79-89.

91. Galukhin A. Manganese oxide nanoparticles immobilized on silica nanospheres as a highly efficient catalyst for heavy oil oxidation / A. Galukhin, R. Nosov, A. Eskin, M. Khelkhal, Y. Osin // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2019. - V. 58. - № 21. - P. 8990-8995.

92. Khelkhal M.A. Comparative kinetic study on heavy oil oxidation in the presence of nickel tallate and cobalt tallate / M.A. Khelkhal, A.A. Eskin, I.I. Mukhamatdinov, D.A. Feoktistov, A.V. Vakhin // Energy & Fuels. - 2019. - V. 33. - № 9. - P. 91079113.

93. Yuan C. Mechanistic and kinetic insight into catalytic oxidation process of heavy oil in in-situ combustion process using copper (E) stearate as oil soluble catalyst / C. Yuan, D.A. Emelianov, M.A. Varfolomeev, N.O. Rodionov, M.A. Suwaid, I.R. Vakhitov // Fuel. - 2021. - V. 284. - P. 118981.

94. Zhao S. Low-temperature combustion characteristics of heavy oils by a self-designed porous medium thermo-effect cell / S. Zhao, W. Pu, M.A. Varfolomeev, C. Yuan, S. Mehrabi-Kalajahi, E.R. Saifullin, K. Sadikov, S. Talipov // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - V. 195. - P. 107863.

95. Vutolkina A.V. Hydrodeoxygenation of guaiacol via in situ H2 generated through a water gas shift reaction over dispersed NiMoS catalysts from oil-soluble precursors: Tuning the selectivity towards cyclohexene / A.V. Vutolkina, I.G. Baigildin, A.P. Glotov, A.A. Pimerzin, A.V. Akopyan, A.L. Maximov, E.A. Karakhanov // Applied Catalysis B: Environmental. - 2022. - V. 312. - P. 121403.

96. Kok M.V. Low-temperature oxidation reactions of crude oils using TGA-DSC techniques / M.V. Kok, M.A. Varfolomeev, D.K. Nurgaliev // J Therm Anal Calorim. - 2020. - V.141. - P. 775-81.

97.Yuan C. Low-temperature combustion behavior of crude oils in porous media under air flow condition for in-situ combustion (ISC) process / C. Yuan, K. Sadikov, M.A. Varfolomeev, R. Khaliullin, W. Pu, A. Al-Muntaser // Fuel. - 2020. - V. 259. - P. 116293.

98. Khelkhal M.A. Thermal Study on Stabilizing the Combustion Front via Bimetallic Mn@Cu Tallates during Heavy Oil Oxidation / M.A. Khelkhal, A.A. Eskin, D.K. Nurgaliev, A.V. Vakhin // Energy and Fuels. - 2020. - V. 34. - № 5. - P. 5121-5127.

99. Романов Г.В. О превращениях тяжелой нефти в пласте с применением катализаторов окисления / Г.В. Романов, Д.Н. Борисов, М.Р. Якубов, С.М. Петров, Г.П. Каюкова, Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, И.И. Иванова, К.И. Якубсон // Международная научно-практическая конференция "Высоковязкие нефти и природные битумы проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений," 2012. - C. 102-104.

100. Романов Г.В. Изучение низкотемпературного окисления высоковязких нефтей в условиях, приближенных к пластовым / Г.В. Романов, Д.Н. Борисов, М.Р. Якубов, С.М. Петров, Г.П. Каюкова, В.А. Альфонсов, Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов // Нефть Газ Новации. - 2012. - T.11. C. 56-9.

101. Охотникова Е.С. Высокомолекулярная фракция асфальтенов и ее влияние на структуру и устойчивость окисленных битумов / Е.С. Охотникова, Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова, В.И.Морозов, И.Н. Фролов // Нефтехимия. - 2011. - T. 3. - P. 199-203.

102. Бурнина М.А. К вопросу о добычи 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 Технологического Университета. - 2017. - T. 18. - № 17. C. - 31-36.

103. Федотова Н.А. Совершенствование технологий производства нефтяных окисленных битумов / Н.А. Федотова, Е.А. Емельянычева // Технологии и оборудование химической, биотехнологической и пищевой промышленности. - 2019. - С. 100-104.

104. Likhterova N.M. Transformations of the Components of Heavy Petroleum Feedstock by Ozone / N.M. Likhterova, V.V. Lunin, V.N. Torkhovskii, A.V. Fionov, A. Kollin // Chem Technol Fuels Oils. - 2004. -V. 404. - № 40. - P. 248255.

105. Лукьянов О.В. Разработка технологии внутрискважинного каталитического окисления легких алкановых углеводородов / О.В. Лукьянов, А.В. Семенов, М.А. Шагеев, Б .Я. Маргулис, А.Ф. Шагеев, Д.Н. Борисов, Г.В. Романов, А.А. Маерле, И.И. Иванова, Р.С. Яруллин // Нефть Газ Новации. - 2012. - № 11. -C. 52-55.

106. Копытов М.А. Сравнительный анализ продуктов термического разложения и биохимического окисления смол и асфальтенов, выделенных из высоковязкой нефти Усинского месторождения / М.А. Копытов, А.А. Гринько, Д.А. Филатов, Л.К. Алтунина // Башкирский Химический Журнал. - 2013 . - №2 3. -C. 41-47.

107. Шишкин Ю.Л. Определение количества и качества органического вещества пород, генетического потенциала керогена термическими, оптическими и механическими методами / Ю.Л. Шишкин // Геология, Геофизика и Разработка Нефтяных и Газовых Месторождений. - 2009. - № 3. - С. 39-49.

108. Игнатенко В.Я. Окислительная функционализация асфальтенов тяжелой нефти / В.Я. Игнатенко, Ю.В. Костина, С.В.Антонов, С.О. Ильин // Журнал Прикладной Химии. - 2018. - Т. 91. - № 11. - С. 1626-1632.

109. Savchenko V.I. Development of modern gas and oil chemistry processes based on the results of fundamental research in chemical physics / V.I. Savchenko, S.M. Aldoshin // Pet Chem. - 2010. - T. 50. - C. 255-265.

110. Кудряшов С.И. Новые подходы к физическому моделированию методов увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов на основе закачки пара и воздуха высокого давления / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, П.А. Гришин, А.Н. Черемисин, М.Ю. Спасенных, Е.Ю. Попов // Нефтяное Хозяйство. - 2017. - № 8. - С. 25-29.

111. Ушакова А.С. Построение модели реакций окисления нефти для внутрипластового горения по результатам исследований методом дифференциальной сканирующей калориметрии / А.С. Ушакова // Нефтяное Хозяйство. - 2014. - № 1. - С. 58-61.

112. Клинчев В.А. Разработка нефтяных месторождений путем закачки воздуха в пласт / В.А. Клинчев, В.В. Зацепин, А.С. Ушакова, С.В. Телышев // Нефтяное Хозяйство. - 2014. - № 8. - С. 76-80.

113. Загидуллин С.Х. Газожидкостной реактор для получения окисленных нефтяных битумов / С.Х. Загидуллин, В.Ю. Жуков, В.И. Якунин, В.А. Крылов // Патент на изобретение RU 2369433 C1. - 2009.

114. Мушреф Х.Ш. Обоснование выбора нефтяного остатка оптимальной глубины отбора для получения окисленных дорожных битумов, удовлетворяющих нормативным требованиям / Х.Ш. Мушреф, Э.Г. Теляшев, Ю.А. Кутьин // Башкирский Химический Журнал. - 2013. - Т. 20. - № 2. - С. 55-59.

115. Sviridenko N.N. Effect of pre-oxidation of dispersed catalysts on heavy oil cracking / N.N. Sviridenko, A.S. Akimov // Pet Sci Technol. - 2022. - C. 1-15.

116. Афанаскин В.И. Адаптация модели внутрипластового горения / В.И. Афанаскин, Р.М. Кац // Oil Gas J Russ. - 2012. - № 7. - С. 18-22.

117. Nizaev R.K. Simulation of Interbedding Processes with Air Injection into Oil Deposits with Various Geological and Physical Characteristics / R.K. Nizaev, G.V. Aleksandrov // Georesursy. - 2016. - № 18. - С. 51-54.

118. Филатов Д.А. Биогенное окисление высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения и ее гетероорганических соединений / Д.А. Филатов, Е.Б. Кривцов, Н.Н. Свириденко, А.К. Головко, Л.К. Алтунина // Нефтехимия. -2017. -№ 57. - С. 386-393.

119. Khansari Z. Detailed Study of Low-Temperature Oxidation of an Alaska Heavy Oil / Z. Khansari, I.D. Gates, N. Mahinpey // Energy & Fuels. - 2012. - № 26. - P. 1592-1597.

120. Montiel C. Petroleum biotechnology: Technology trends for the future / C. Montiel, R. Quintero, J. Aburto // African J Biotechnol. - 2010. - № 8. - P. 2653-2566.

121. Wei W. Detailed analysis of Toe-to-Heel Air Injection for heavy oil production / W. Wei, J. Wang, S. Afshordi, I.D. Gates // J Pet Sci Eng. - 2020. - № 186. - P. 106704.

122. Lapene A. Kinetics Oxidation of Heavy Oil. 1. Compositional and Full Equation of State Model / A. Lapene, G. Debenest, M. Quintard, L.M. Castanier, M.G. Gerritsen, A.R. Kovscek // Energy and Fuels. - 2011. - № 25. - P. 4886-4896.

123. Varfolomeev M.A. Contribution of thermal analysis and kinetics of Siberian and Tatarstan regions crude oils for in situ combustion process / M.A. Varfolomeev, R.N. Nagrimanov, A.V. Galukhin, A.V. Vakhin, B.N. Solomonov, D.K. Nurgaliev, M.V. Kok // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. - 2015. - V. 122. - № 3. - P. 1375-1384.

124. Eaton G.R. Quantitative EPR / G.R. Eaton, S.S. Eaton, D.P. Barr, R.T. Weber // Vienna: Springer Vienna; 2010.

125. Yuan C. Oxidation behavior and kinetics of light, medium, and heavy crude oils characterized by thermogravimetry coupled with fourier transform infrared

spectroscopy / C. Yuan, D.A. Emelianov, M.A. Varfolomeev // Energy & Fuels. -2018. - V. 32. - № 4. - P. 5571-5580.

126. Matsnev M.E. SpectrRelax: An application for Mossbauer spectra modeling and fitting / M.E. Matsnev, V.S. Rusakov // AIP Conference Proceedings. - American Institute of Physics. - 2012. - V. 1489. - № 1. - P. 178-185.

127. Abramoff M.D. Image processing with ImageJ / M.D. Abramoff, P.J. Magalhaes, S.J. Ram// Biophotonics international. - 2004. - V. 11. - № 7. - P. 36-42.

128. Biktagirov T.B. Electron paramagnetic resonance study of rotational mobility of vanadyl porphyrin complexes in crude oil asphaltenes: Probing the effect of thermal treatment of heavy oils / T.B. Biktagirov, M.R. Gafurov, M.A. Volodin, G.V. Mamin, A.A. Rodionov, V.V. Izotov, A.V. Vakhin, S.B. Orlinskii // Energy & Fuels. - 2014. - V. 28. - № 10. - P. 6683-6687.

129. Андреева Л.Н. Сингенетические особенности некоторых нефтей сибири / Л.Н. Андреева, Л.В. Цыро, Ф.Г.Унгер // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2007. - № 1. - C. 87-95.

130. Kushnarev D.F. Investigation of the composition of crude oils and condensates from the south of the Siberian platform using 1H and 13C NMR spectroscopy / D.F. Kushnarev, T.V. Afonina, G.A. Kalabin, R.N. Presnova, N.I. Bogdanova // Petroleum Chemistry USSR. - 1989. - V. 29. - № 3. - P. 149-159.

131. Mehrabi-Kalajahi S. New insight in crude oil oxidation study: Using nuclear magnetic resonance spectroscopy / S. Mehrabi-Kalajahi, M. Abaas, M.A. Varfolomeev, K. Khayarov, A. Klimovitskii // International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM. - 2018. - V. 18. - № 1.4. - P. 635-640.

132. Rakhmatullin I.Z. Stereodynamics of some pyridoxine derivatives / I.Z. Rakhmatullin, L.F. Galiullina, A.A. Balandina, M.R. Garipov, A.D. Strelnik, A.S. Galiullina, Y.G. Shtyrlin, V.V. Klochkov // Magnetic Resonance in Chemistry. -2017. - V. 55. - № 4. - P. 304-311.

133. Mondal S. A NMR method for the estimation of hydrogen content for all petroleum products / S. Mondal, R. Kumar, V. Bansal, M.B. Patel // Journal of Analytical Science and Technology. - 2015. - V. 6. - № 1. - P. 1-10.

134. Qing W. 1H NMR and 13C NMR studies of oil from pyrolysis of Indonesian oil sands / W. Qing, J. Chunxia, G.Jianxin, G. Wenxue // Energy & Fuels. - 2016. - V. 30. - № 3. - P. 2478-2491.

135. Kok M.V. Kinetic analysis of oxidation behavior of crude oil SARA constituents / M.V. Kok, O. Karacan, R. Pamir // Energy & fuels. - 1998. - V. 12. - № 3. - P. 580-588.

136. Domínguez R. A comprehensive review on lipid oxidation in meat and meat products / R. Domínguez, M. Pateiro, M. Gagaoua, F.J. Barba, W. Zhang, J.M. Lorenzo //Antioxidants. - 2019. - V. 8. - № 10. - P. 429.

137. Papuc C. Mechanisms of oxidative processes in meat and toxicity induced by postprandial degradation products: A review / C. Papuc, G.V. Goran, C.N. Predescu, V. Nicorescu // Comprehensive Reviews in food science and food safety. - 2017. -V. 16. - № 1. - P. 96-123.

138. Hascakir B. Description of In-situ Oil Upgrading Mechanism for In-situ Combustion Based on a Reductionist Chemical Model / B. Hascakir // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 2015. - P. spe-175086-ms.

139. Kok M. Catalytic effects of metallic additives on the combustion properties of crude oils by thermal analysis techniques / M. Kok, A. Iscan // Journal of thermal analysis and calorimetry. - 2001. - V. 64. - № 3. - P. 1311-1318.

140. Shallcross D.C. Modifying in-situ combustion performance by the use of water-soluble additives / D.C. Shallcross, C.F. De los Rios, L.M. Castanier, W.E. Brigham // SPE reservoir engineering. - 1991. - V. 6. - № 03. - P. 287-294.

141. Pu W. Effect of oil-solubility catalysts on the low-temperature oxidation of heavy crude oil / W. Pu, Z. Liu, J. Ni, H. Fan // Petroleum Science and Technology. - 2019.

- V. 37. - № 4. - P. 461-470.

142. Adebiyi F.M. Multielement analysis of Nigerian bitumen by TXRF spectrometry and the physical constants characterization of its hydrocarbon component / F.M. Adebiyi, O.I. Asubiojo, T.R. Ajayi // Fuel. - 2006. - V. 85. - № 3. - P. 396-400.

143. Sadri F. Magnetic CoFe2O4 nanoparticles as an efficient catalyst for the oxidation of alcohols to carbonyl compounds in the presence of oxone as an oxidant / F. Sadri, A. Ramazani, A. Massoudi, M. Khoobi, V. Azizkhani, R. Tarasi, L. Dolatyari, B.K. Min // Bulletin of the Korean Chemical Society. - 2014. - V. 35. - № 7. - P. 20292032.

144. Narkiewicz U. Catalytic decomposition of hydrocarbons on cobalt, nickel and iron catalysts to obtain carbon nanomaterials / U. Narkiewicz, M. Podsiadly, R. J^drzejewski, I. Pelech // Applied Catalysis A: General. - 2010. - V. 384. - № 1-2.

- P. 27-35.

145. Solaimany Nazar A. A Study on the Adsorption and Catalytic Oxidation of Asphaltene onto Nanoparticles / A. Solaimany Nazar, F. Amin // Journal of Petroleum Science and Technology. - 2017. - V. 7. - № 2. - P. 21-29.

146. Dong C. Revealing the highly catalytic performance of spinel CoMn2O4 for toluene oxidation: involvement and replenishment of oxygen species using in situ designed-TP techniques / C. Dong, Z. Qu, Y. Qin, Q. Fu, H. Sun, X. Duan // ACS Catalysis.

- 2019. - V. 9. - № 8. - P. 6698-6710.

147. Debnath B. Oxygen-defect-rich cobalt ferrite nanoparticles for practical water electrolysis with high activity and durability / B. Debnath, S. Parvin, H. Dixit, S. Bhattacharyya // ChemSusChem. - 2020. - V. 13. - № 15. - P. 3875-3886.

148. Deniz-Paker M. Investigation of the combustion characteristics of Bati Raman oil with sand / M. Deniz-Paker, M. Cinar // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - V. 157. - P. 793-805.

149. Pauling L. The crystal structures of hematite and corundum / L. Pauling, S.B. Hendricks // Journal of the American Chemical Society. - 1925. - V. 47. - № 3. -P. 781-790.

150. Dale B.W. Mossbauer spectroscopy / B.W. Dale // Contemporary Physics. - 1975. - V. 16. - № 2. - P. 127-146.

151. Hu W. Catalytic decomposition of oleic acid to fuels and chemicals: Roles of catalyst acidity and basicity on product distribution and reaction pathways / W. Hu, H. Wang, H. Lin, Y. Zheng, S. Ng, M. Shi // Catalysts. - 2019. - V. 9. - № 12. - P. 1063.

152. Pu W. Comparison of different kinetic models for heavy oil oxidation characteristic evaluation / W. Pu, Y. Chen, Y. Li, P. Zou, D. Li // Energy & Fuels. - 2017. - V. 31. - № 11. - P. 12665-12676.

153. Vyazovkin S. ICTAC Kinetics Committee recommendations for analysis of multistep kinetics / S. Vyazovkin, A.K. Burnham, L.Favergeon, N. Koga, E. Moukhina, L.A. Perez-Maqueda, N. Sbirrazzuoli // Thermochimica Acta. - 2020. - V. 689. -P. 178597.

154. Amrollahi Biyouki A. Pyrolysis and oxidation of asphaltene-born coke-like residue formed onto in situ prepared NiO nanoparticles toward advanced in situ combustion enhanced oil recovery processes / A. Amrollahi Biyouki, N. Hosseinpour, N.N. Nassar // Energy & fuels. - 2018. - V. 32. - № 4. - P. 5033-5044.

155. Nassar N.N. Iron oxide nanoparticles for rapid adsorption and enhanced catalytic oxidation of thermally cracked asphaltenes / N.N. Nassar, A. Hassan, L. Carbognani, F. Lopez-Linares, P. Pereira-Almao // Fuel. - 2012. - V. 95. - P. 257-262.

156. Tarboush B.J.A. Oxidation of asphaltenes adsorbed onto NiO nanoparticles / B.JA. Tarboush, M.M. Husein //Applied Catalysis A: General. - 2012. - V. 445. - P. 166171.

157. Amanam U.U. Analysis of the effects of copper nanoparticles on in-situ combustion of extra heavy-crude oil / U.U. Amanam, A.R. Kovscek // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - V. 152. - P. 406-415.

158. Mehrabi-Kalajahi S. Improving heavy oil oxidation performance by oil-dispersed CoFe2O4 nanoparticles in In-situ combustion process fo r enhanced oil recovery / S. Mehrabi-Kalajahi, M.A. Varfolomeev, C. Yuan, A.L. Zinnatullin, N.O. Rodionov, F.G. Vagizov, Y.N Osin., L.S. Yakimova // Fuel. - 2021. - V. 285. - P. 119216.

159. Mehrabi-Kalajahi S. Oil-Dispersed a-Fe2O3 Nanoparticles as a Catalyst for Improving Heavy Oil Oxidation / S. Mehrabi-Kalajahi, M.A. Varfolomeev, C. Yuan, N.O. Rodionov, A.L. Zinnatullin, F.G. Vagizov, Y.N. Osin // Energy & Fuels.

- 2021. - V. 35. - № 13. - P. 10498-10511.

160. Yuan C. Catalytic combustion of heavy oil using y-Fe2O3 nanocatalyst in in-situ combustion process / C. Yuan, N. Rodionov, S. Mehrabi-Kalajahi, D.A. Emelianov, A.L. Zinnatullin, M.A. Varfolomeev, R. Zairov, A. Stepanov, A.R. Mustafin, A. Al-Muntaser, F.G. Vagizov // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2022. -V. 209. - P. 109819.

161. Mehrabi-Kalajahi S. Catalytic in-situ combustion process in the presence of metal oxide particles / S. Mehrabi-Kalajahi, M.A. Varfolomeev, C. Yuan // International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM. - 2019. - V. 19. - № 1.2. - P. 677-682.

162. Mehrabi-Kalajahi S. Study of catalyst effect on heavy crude oil oxidation process in enhancing oil recovery / S. Mehrabi-Kalajahi, M. Abaas, M.A. Varfolomeev // International Multidisciplinary Scientific GeoConference: SGEM. - 2018. - V. 18.

- № 1.4. - P. 827-833.

163. Sadikov K. A new, fast, and efficient method for evaluating the influence of catalysts on in-situ combustion process for heavy oil recovery / K. Sadikov, C. Yuan, S. Mehrabi-Kalajahi, M.A. Varfolomeev, S.A. Talipov // SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition. - 2018. - P. spe-193758-ms.

164. Kok M.V. The effect of water on combustion behavior of crude oils / M.V. Kok, M.A. Varfolomeev, D.K. Nurgaliev // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - V. 186. - P. 106700.

165. Mehrabi-Kalajahi S. EPR as a complementary tool for the analysis of low-temperature oxidation reactions of crude oils / S. Mehrabi-Kalajahi, M.A. Varfolomeev, C. Yuan, D.A. Emelianov, K.R. Khayarov, A.I. Klimovitskii, A.A. Rodionov, S.B. Orlinskii, M.R. Gafurov, I.S. Afanasiev, G.D. Fedorchenko, E.V. Lubnina // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - V. 169. - P. 673-682.

166. Mehrabi-Kalajahi S. Using EPR Technique for Monitoring of ISC Processes and Reservoirs Temperature in Enhanced Oil Recovery / S. Mehrabi-Kalajahi, M.A. Varfolomeev, C. Yuan, W. Pu, A. Rodionov, S. Orlinskii, R. Wang, M.R. Gafurov // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - 2018. - P. spe-191548-18rptc-ms.

167. Mehrabi-Kalajahi S. Effect of Different Water Content and Catalyst on the Performance of Heavy Oil Oxidation in Porous Media for In Situ Upgrading / S. Mehrabi-Kalajahi, F. Hadavimoghaddam, M.A. Varfolomeev, R. Salari, A.L. Zinnatullin, F.G. Vagizov // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2022. - V. 61. - № 26. - P. 9234-9248.

168. Akin S. Spontaneous imbibition characteristics of diatomite / S. Akin, J.M. Schembre, S.K. Bhat, A.R. Kovscek // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2000. - V. 25. - № 3-4. - P. 149-165.