Изменение состава тяжёлых нефтей в условиях, моделирующих паротепловое воздействие на пласт тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.13, кандидат химических наук Петров, Владимир Александрович

• Петров, Владимир Александрович
• кандидат химических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат химических наук Петров, Владимир Александрович

Введение

1. ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР)

1.1 Общая характеристика тяжелых нефтей

1.2 Основные методы интенсификации добычи нефти

1.2.1 Паротепловое воздействие

1.2.2 Циклические паротепловые обработки скважин

1.2.3 Внутрипластовое горение

1.3 Современные представления об изменениях, происходящих в нефтях при использовании тепловых методов добычи

1.3.1 Исследования внутрипластового преобразования нефти под действием теплового воздействия

1.3.2 Исследования с применением модельного эксперимента по паротепловому воздействию на нефть

1.4 Задачи исследования

2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Объекты исследования

2.2 Методы исследования

3 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРОДУКТОВ АКВАТЕРМОЛИЗА УСИНСКОЙ НЕФТИ

3.1 Выход, молекулярная масса, элементный и компонентный состав

3.2 Изменение спектральных характеристик

3.3 Групповой и индивидуальный состав компонентов масел

3.4 Сопоставление состава нефтей, преобразованных в лабораторном эксперименте и в пластовых условиях

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изменение состава тяжёлых нефтей в условиях, моделирующих паротепловое воздействие на пласт»

Актуальность темы. В последние годы большое внимание уделяется процессам добычи и переработки тяжелых, высокосмолистых, высоковязких нефтей, доля которых в структуре запасов и объемов добычи углеводородного сырья возрастает [1]. В частности, мировой суммарный объем тяжелых высоковязких нефтей оценивается в 810 млрд. т., а объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости около 162,3 млрд. т. [2]. Суммарный объем добычи тяжелых высоковязких нефтей постоянно возрастает. К 2005 году он составлял уже 440 млн. тонн.

Основным препятствием при добыче таких нефтей является их аномально высокая вязкость (до нескольких тысяч мПа-с), и как следствие этого, малая подвижность в пластовых условиях. Для увеличения коэффициента извлечения тяжелых высоковязких нефтей широко используются термические методы, в частности, ВГ, а также закачка горячей воды или пара в нагнетательные скважины, паровые циклические обработки добывающих скважин [3-6].

Воздействие на пластовую нефть перечисленными выше теплоносителями может сопровождаться не только изменением ее физических свойств, например, снижением вязкости, но и приводить к изменению состава нефти за счет ее акватермолиза. При повышении температуры выше некоторого предела будет происходить частичное разложение нефти с образованием газов, а также с изменением ее элементного, группового и фракционного составов, что будет сказываться на коэффициенте извлечения нефти, а также на качестве добываемого сырья применительно к его дальнейшей транспортировке и переработке.

Для выявления изменений состава и свойств нефтей при использовании термических методов увеличения нефтеотдачи используются два подхода. Первый заключается в исследовании проб нефти и газа, отобранных на разных участках месторождения и на разных этапах его эксплуатации в режиме закачки теплоносителя [7-9]. Второй заключается в проведении лабораторных экспериментов по акватермолизу нефтей или их фракций в условиях, в той или иной мере моделирующих ПТВ и ВГ [9-18]. Необходимость лабораторного моделирования обусловлена тем, что изменение состава нефти в пласте под действием паротеплового фактора может нивелироваться вовлечением в процесс добычи ранее не извлеченной нефти из низкопроницаемых участков залежи.

Промысловые наблюдения и лабораторные эксперименты как правило проводятся на нефтях конкретных, интересующих исследователей месторождений, причем различные авторы используют различные методические подходы и различную аналитическую базу. Это не позволяет выявить общие черты и особенности поведения изученных нефтей в одинаковых условиях эксперимента.

По нашему мнению, в качестве объектов исследования было бы целесообразным использовать тяжелые высоковязкие нефти, существенно отличающиеся возрастом и литологией вмещающих пород, а также своими свойствами, в частности, вязкостью, температурой застывания, элементным и компонентным составом, то есть содержанием серы и азота, соотношением и суммарным содержанием смол и АСФ.

Важным представляется и то, чтобы месторождения нефти, которые выбраны в качестве объекта исследования, играли значительную роль в структуре запасов и объемов добычи тяжелых нефтей на территории соответствующих нефтеносных провинций и стран. Наконец, для добычи нефтей на этих месторождениях должны использоваться тепловые методы.

Исходя из литературных данных [8, 12, 15, 19, 20, 21-27] мы пришли к заключению, что перечисленным требованиям удовлетворяют нефти Усинского месторождения (Россия, Республика Коми), и месторождения Шугуаньг Ляохэ (Китай). Информация о составе жидких продуктов лабораторного акватермолиза усинской нефти практически отсутствует. Для нефтей нефтеносной провинции Ляохэ полученная информация гораздо шире, однако наиболее подробно охарактеризованы продукты, полученные при температуре 240°С.

Цель работы. Изучение изменений состава высоко- и малосернистых тяжелых нефтей в условиях, моделирующих паротепловые методы повышения нефтеотдачи.

Для достижения цели необходимо было решить следующие задачи:

• Осуществить акватермолиз в реакторе периодического действия в интервале температур 150-350 °С тяжелой высокосернистой нефти Усинского месторождения и тяжелой малосернистой нефти Ляохэ Шугуаньг месторождения, а также их смеси с добавками, моделирующими состав нефтевмещающих пород;

• Установить характер изменения состава и свойств жидких продуктов акватермолиза, а также выделенных из них компонентов (АСФ, МС, БС и СБС) по сравнению с составом и свойствами исходных нефтей;

• Выявить общие черты и особенности поведения изученных нефтей при лабораторном термолизе в среде водяного пара;

• Провести сопоставительный анализ результатов термолиза нефтей в среде водяного пара и их безводного термолиза.

Научная новизна.

• Впервые установлены общие черты и особенности изменения состава тяжелых высоковязких нефтей, существенно отличающихся возрастом и литологией нефтевмещающих пород, содержанием серы, азота, соотношением и суммарным содержанием смол и АСФ, при лабораторном акватермолизе в интервале температур 150-350 °С;

• Впервые выявлен характер изменения элементного, группового и компонентного составов нефти, а также индивидуального состава и относительного содержания некоторых классов углеводородных и гетероорганических соединений (алканы, гопаны, moho-, би- и трициклические ароматические углеводороды, бензо- и дибензотиофены) при лабораторном акватермолизе нефти Усинского месторождения в условиях, моделирующих ПТВ на пласт.

Научная и практическая значимость полученных результатов.

• Проведенное исследование позволило установить, что ПТВ на пласт приводит к акватермолизу нефтей с образованием газов и обогащенных кислородсодержащими структурными фрагментами веществ, что может способствовать более эффективному извлечению нефти из пласта. В то же время, к числу отрицательных эффектов акватермолиза нефтей относится образование агрессивных газов, способных вызвать коррозию оборудования, а также нерастворимых продуктов карбонизации, способных кольматировать поровое пространство пород коллектора;

• наблюдается сходство состава нефти Усинского месторождения, добытой с использованием ПТВ на опытном участке ПТВ-3 с составом жидких продуктов акватермолиза, полученных в лабораторном эксперименте;

• Полученные результаты могут быть использованы для прогнозирования изменения качества нефтей, добываемых методом ПТВ.

Основные положения, выносимые на защиту.

• Превращение тяжелых нефтей в условиях, моделирующих ПТВ на пласт, сопровождается увеличением в их составе доли ароматических и кислородсодержащих структурных фрагментов, САВ, изменением содержания азота и серы, а также образованием газов и нерастворимых продуктов карбонизации;

• Вода при паротепловом воздействии на пласт является не только теплоносителем, но оказывает влияние на состав образующихся продуктов.

Работа выполнена в соответствии с планом научно-исследовательских работ ИХН СО РАН на 2004-2006 гг. «Разработка научных основ прогноза состава и свойств углеводородного сырья Сибири по данным о природе нефтей и родственных природных объектов, глубокой переработки тяжелого нефтяного сырья и нефтяных попутных газов с применением новых методов инициирования химических реакций», ГР № 01200404459 и на 2007-2009 гг. «Разработка научных основ селективных превращений углеводородного сырья (природных газов, тяжелых и высокопарафинистых нефтей, природных битумов) в термокаталитических и сорбционных процессах по данным исследования особенностей химического состава и структуры его компонентов», ГР № 01.2.007 04214.

Заключение диссертации по теме «Нефтехимия», Петров, Владимир Александрович

ВЫВОДЫ

1. Показано, что в лабораторных экспериментах по термолизу в среде водяного пара в условиях, моделирующих паротепловое воздействие на пласт, высоко сернистая тяжелая усннская нефть и малосернистая тяжелая нефть месторождения Ляохэ Шугуаньг в интервале температур 150—350 °С подвергаются гидротермальному превращению, которое сопровождается образованием газов, в том числе Н28, нерастворимых продуктов карбонизации (карбено-карбоидов), а также изменением элементного, функционального и компонентного состава нефти.

2. Суммарный выход газов и карбено-карбоидов при увеличении температуры акватермолиза возрастает для усинской нефти от 7,40 до 14,78 % мае., для нефти Ляохэ Шугуаньг - от 2,50 до 7, 28 % мае. Образование продуктов карбонизации начинается с 200 °С Повышение температуры акватермолиза увеличивает их выход с 0,50 до 2,50 % мае.

3. Акватермолиз сопровождается деазотированием усинской нефти и обессериванием нефти Ляохэ Шугуаньг, что обусловлено различиями группового состава гетероатомных соединений соответствующих нефтей. Жидкие продукты акватермолиза отличаются от исходных нефтей большей ароматичностью. В их составе возрастает доля азотистых оснований и кислородсодержащих структурных фрагментов, включая амиды и сульфоксиды, увеличивается содержание смолисто-асфальтеновых веществ, в том числе асфальтенов, уменьшается содержания масел. Изменяется соотношение бензольных и спирто-бензольных смол. Изменение удельного показателя поглощения перечисленных компонентов свидетельствует об изменении их состава и молекулярной структуры.

4. Лабораторный акватермолиз исследованных нефтей приводит к заметному изменению индивидуального состава некоторых классов соединений и их относительного содержания в маслах. В частности, в составе алканов в 2—3 раза увеличивается доля высокомолекулярных, в том числе твердых гомологов. В продуктах акватермолиза усинской нефти среди производных нафталина возрастает доля алкилзамещенных гомологов. Соотношение фенантрена и нафталина возрастает более чем на порядок. Увеличивается отношение содержания три- и моноароматических стеранов. Изменение состава различных классов соединений в продуктах акватермолиза обусловлено их генерацией при деструкции смолисто-асфальтеновых веществ исходных нефтей.

5. Выявленные направления гидротермального превращения нефтей могут способствовать их более легкому вытеснению из пласта при использовании паротеплового воздействия за счет существенного увеличения газового фактора, образования веществ, обогащенных кислородсодержащими структурными фрагментами и, по-видимому, обладающих ярко выраженными поверхностпо-активными свойствами. К числу отрицательных эффектов относится образование агрессивных газов, способных вызвать коррозию оборудования, а также нерастворимых продуктов карбонизации, способных кольматировать поровое пространство пород коллектора.

6. Проведение акватермолиза в присутствии минеральных добавок, моделирующих состав нефтевмещающих пород, для обеих нефтей приводит к усилению эффекта ароматизации нефтей. Мрамор усиливает эффект деазотирования усинской нефти, а песчаник эффект обессеривания нефти Ляохэ Шугуаньг. Влияние минеральной добавки на выход газообразных продуктов проявляется по разному. Мрамор снижает, а песчаник увеличивает их скорее всего за счет минералов алюмосиликатной природы.

7. Сопоставительный анализ результатов лабораторного акватермолиза и безводного термолиза изученных нефтей свидетельствует о том, что вода при паротепловом воздействии на пласт является не только теплоносителем, но оказывает влияние на состав образующихся продуктов. Она способствует более эффективному газообразованию, деазотированию усинской нефти, но снижает эффект обессеривания нефти Ляохэ Шугуаньг. В присутствии воды возрастает эффект ароматизации нефтей. Вода, по-видимому, способствует окислительному превращению спирто-бепзольных смол в асфальтены, либо препятствует термической деструкции асфальтенов с преимущественным образованием спирто-бензольных смол. В присутствии воды из смолисто-асфальтеновых веществ изученных нефтей генерируется больше высокомолекулярных алканов и нафталинов или подавляется их крекинг при использованной температуре опыта.

Список литературы диссертационного исследования кандидат химических наук Петров, Владимир Александрович, 2008 год

1. Баркан Е.С. Нетрадиционные источники углеводородного сырья / Е.С. Баркан, В.М. Безруков, Г.Д. Гинсбург, И.С. Гольдберг, В.В. Грибков, Е.М. Каплан, Б.А. Клубов, Н.М. Кругликов, И.А. Лагунова, Ю.Э.Петрова, В.А. Соловьев. Москва: Недра, 1989.-223 с.

2. Максутов Р. Освоение запасов высоковязких нефтей в России. / Р. Максутов, Г.Орлов, А.Осипов // Технологии ТЭК. 2005. - №6. - С. 36-40.

3. Гольберг И.С. Природные битумы СССР (Закономерности формирования и размещения). Л.: Недра, 1981. - 190 с.

4. Муслимов Р.Х. Состояние и развитие современных методов увеличения нефтеизвлечения в Татарии / Р.Х. Муслимов, Р.Н. Дияшев II Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. (Сборник научных трудов). — М.: Наука, 1992. С. 19— 23.

5. Гарушев А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей. (Тематический научно-технический обзор. Сер. "Добыча"). ВНИИОЭНГ, 1973. - 88 с.

6. Байбаков Н.К. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / Н.К.Байбаков, А.Р.Гарушев, Д.Г.Антониади-М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 181 с.

7. Вигдергауз М.С. Продукты термического воздействия на битуминозный пласт. Саратов: Сарат. ун-т, 1986. - 102 с.

8. Каюкова Г.П. Влияние паротеплового метода добычи на свойства высокомолекулярных компонентов тяжелой Ашальчинской нефти / Г.П. Каюкова, Г.П. Курбский, Е.В. Лифанова, Р.К. Габитова, Л.М. Петрова, Г.В. Романов // Нефтехимия. -1993. Т.ЗЗ. - №1. - С. 19-29.

9. Рузин JI.M. Образование сероводорода при разработке нефтяных залежей / Л.М. Рузин, Л.В. Коновалова, А.В. Петухов // Геология нефти и газа. 1988. - № 7. — С. 43-46.

10. Рузин Л.М Генерация углекислого газа при паротепловой обработке карбонатных коллекторов, содержащих высоковязкую нефть / Л.М. Рузин, О.Е. Плешкова, Л.В. Коновалова // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 11. - С. 59-62.

11. Рузин Л.М. Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт / Л.М. Рузин, А.К. Цехмейстрюк // Нефтяное хозяйство. 1993. — № 10. - С. 32-36.

12. Рузин Л.М. Исследование влияния паротеплового воздействия на разработку карбонатных коллекторов / Л.М. Рузин, В.Н. Басков, Г.С. Гуревич // Нефтяное хозяйство. -1999.-№9.-С. 42-44.

13. Каюкова Г.П. Химия и геохимия пермских битумов Татарстана. / Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Р.Х. Муслимов, Н.П. Лебедев, Г.А.Петров М.: Наука, 1999. -304 с.

14. Hongfu Fan. The catalytic effects of minerals on aquathermolysis of heavy oils. / Fan Hongfu, Zhang Yi, Lin Yujuan // Fuel. 2004. - V.83. - № 14-15. - P. 2035 - 2039.

15. Haoquan Hu. Extraction of Huadian oil shale with water in sub- and supercritical states. / Haoquan Hu, Jun Zhang, Shucai Guo, Guohua Chen // Fuel. 1999. - V.78. - № 6. - P. 645-651.

16. Schaffie M. Geochemical alteration of crude oils during thermal recovery processes / M. Schaffie, M. Ranjban // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2000. -V. 26.-P. 57-65.

17. Karacan C.O. Change of physical and thermal decomposition properties of in situ heavy oil with steam temperature / C.O. Karacan, E. Okandan // Petrol. Sci. and Technol. — 1997. V.l 5. -№5-6. - P. 429-443.

18. Hongfu Fan. The study on composition changes of heavy oils during steam stimulation processes. / Fan Hongfu, Liu Yongjian, Zhang Liying, Zhao Xiaofei // Fuel. 2002. — V.81. — № 13.-P 1733 - 1738.

19. Yang G. Production of High-Grade asphalt from Liaohe crude oil. / G. Yang, K. Huo // Petroleum science and Technology 2006. - V. 24 - № 2 - P. 235-242.

20. Huang H. Influence of biodégradation on carbazole and benzocarbazole distributions in oil columns from the Liaohe basin. / H. Huang, B.F J. Bowler, T.B.P. Oldenburg, S.R. Larter //Organic Geochemistry. 2003. - V. 34. - P. 951-969 .

21. Huang H. The effect of biodégradation on polycyclic aromatic hydrocarbons in reservoired oils from the Liaohe basin, NE China. / H. Huang, B.F.J. Bowler, T.B.P. Oldenburg, S.R. Larter // Organic Geochemistry. 2003. - V. 34. - P. 951-969 .

22. Шкандратов В.В. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / В.В. Шкандратов, C.B. Буракова, С.О. Урсегов, Г.А. Тарасов // Нефтяное хозяйство. — 2007. — №8. -С. 84-88.

23. Бакиров Э.А. Геология нефти и газа. Учебное пособие. / Э.А Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин, А.К. Мальцева, Э.Л. Рожков. М.: Недра, 1980. - 245 с.

24. Жузе Н.Г. Тяжелые нефти Российской Федерации: геология, запасы, их качество / Н.Г. Жузе, Н.М. Кругликов // Геология нефти и газа. 1998. - №3. — с. 2—7.

25. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянс. М.: Наука, 2000. - 414 с.

26. Халимов Э.М. Характеристика высоковязких нефтей и условия залегания их скопления / Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Фердман, Н.И. Мессинева, Л.Н. Новикова // Геология нефти и газа. 1985. - №9. — с. 53-57.

27. Schabron J.F. Non-pyrolytic heat induced deposition from heavy oils / J.F. Schabron, A.T. Pauli, J.F. Rovavi Jr. // Fuel. 2001. - V.80. - № 7. - P. 919 - 928.

28. Богомолов А. И. Химия нефти и газа: (Учебное пособие для вузов) / А.И. Богомолов, А.А. Гайле, В.В. Громова, А.Е. Драбкин, В.А. Проскуряков, Д.А. Розенталь, М.Г. Рудин, A.M. Сыроежко (Под ред. В.А. Проскурякова и А.Е. Драбкина). Л.: Химия, 1981.-359 с.

29. Баженова O.K. Геология и геохимия нефти и газа / O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов. М.: Изд-во МГУ, 2000. - 384 с.

30. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений. Избранные труды (1958-2000) М.: ИГиРГИ, 2001. - 656 с.

31. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. М.: ИПК Издательство стандартов. 2002.

32. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. М.: Мир, 1981.-501 с.

33. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. - 264 с.

34. Полищук Ю.М. Физико-химические свойства нефти: статистический анализ пространственных и временных изменений. / Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2004. 109 с.

35. Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтяных дисперсных систем -М.: МИНГ и ГП, 1981.-91 с.

36. Thomas S. Enhanced oil recovery an overview // Oil and Gas Science and Technology - Rev. IFP. - 2008. - V. 63. - № l. p. 919.

37. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. — 314 с.

38. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 308 с.

39. Антониади Д.Г. Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ / Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, А.Р. Гарушев // Нефтяное хозяйство. 1993. -№10. - С. 24-29.

40. Семкин В.И. Влияние теплоносителя на состав извлекаемой нефти / В.И. Семкин, Т.Н. Юсупова, Л.М. Петрова, Т.Р. Фосс, Г.В. Романов // Нефтехимия. 1996. -Т.36. - №6. - С. 547-554.

41. Gould K.A. Influence of thermal processing on the properties of Cold Lake asphaltenes. 2. Effect of steam treatment during oil recovery. // Fuel. — 1983. V.62. - № 3. -P. 370-372.

42. Jacobson Jana M. Structural group analysis of changes in Peace River bitumen caused by thermal recovery / Jana M. Jacobson, R. Murray // Fuel. — 1987. — V.66. — №6 -P.754—758.

43. Байбаков H.K. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. М.: Недра, 1988. - 344 с.

44. Huizinga B.J. The role of minerals in the thermal alteration of organic matter III. Generation of bitumen in laboratory experiments / B.J. Huizinga, E. Tannenbaum, I.R. Kaplan // Organic Geochemistry. - 1987. - V. 11. - № 6. - P. 591-604.

45. Янгуразова З.А. Перспективные технологии извлечения природного битума. / З.А. Янгуразова, P.M. Абдулхаиров, С.Ю. Зыкова // НефтьГазПромышленность. 2006. -№6. - С. 24-30.

46. Hongfu F. Studies on the synergetic effects of mineral and steam on the composition changes of heavy oils / F. Hongfu, L. Yong-Jian, Z. Li-Guo // Energy & Fuels. -2001.-V. 15.-№6.-P. 1475-1479.

47. Liu Yongjian The effect of hydrogen donor additive on the viscosity of heavy oil during steam stimulation / Yongjian Liu, Hongfu Fan // Energy & Fuels. 2002. - V. 16. - № 4. -P. 842-846.

48. Киямова A.M. Преобразование асфальтеновых компонентов нефти и природных битумов при гидротермальных процессах / A.M. Киямова, Г.П. Каюкова,

49. B.И. Морозов, И.И. Вандюкова, Д.А. Ксенофонтов, Р.Х. Храмченкова // Химия нефти и газа: Материалы VI Международной конференции. Томск: Изд-во ИОА СО РАН, 2006.1. C.184-187.

50. Lu S. The geochemical characteristics of heavy oil and its recovery in Liaohe Basin, China / S. Lu, W. He, H. Huang // Organic Geochemistry. 1990. - V. 16 - № 1- 3. -P. 437-449.

51. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие) / Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой. Л.: Недра, Ленинградское отделение, 1984.-431 с.

52. Большаков Г.Ф. Азоторганические соединения нефти. Новосибирск: Наука, 1988.-213.

53. Большаков Г.Ф. Сероорганические соединения нефти. — Новосибирск: Наука, 1986.-С. 222.

54. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии. Л.: Недра, 1971. — 140 с.

55. ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания.- М.: Стандартинформ. 2006.

56. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. -М.: Государственный комитет СССР по управлению качеством продукции и стандартам.

57. Патент RU 2131971 Устройство для измерения вязкости / А.В. Богословский, М.А. Полуэктов // БИ № 17, 1999.

58. Лукьянов В.И. Аномалии спектральных свойств нефтей и нефтяных фракций в видимой области / В.И. Лукьянов, В.Р. Антипенко // Химия нефти и газа: Материалы V Международной конференции. Томск: Изд-во ИОА СО РАН, 2003. - С. 65-67.

59. Peters K.E. The Biomarkers Guide. Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments. / K.E. Peters, J.M. Moldowan. Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice Holl, 1993.-363 p.

60. Nytoft H.P. C26-C34 28-norhopanes in sediments and petroleum. / H.P. Nytoft, J.A. Вojesen-Koefoed, F.G. Christiansen // Organic Geochemistry. 2000. - V.31. - P. 25-39.

61. Bost F.D. Aerobic biodégradation of hopanes and norhopanes in Venezuelan crude oils. / F.D. Bost, R. Frontera-Suau, TJ. McDonald, K.E. Peters, P.J. Morris // Organic Geochemistry. 2002. - V. 32. - P. 105-114,

62. Philp R.P. Fossil fuel biomarkers. Application and spectra. Amsterdam Oxford. -New York - Tokyo: Elsevier, 1985. - 294 p.

63. Ратов A.H. Физико-химическая природа структурообразования в высоковязких нефтях и природных битумах и их реологические различия // Нефтехимия. — 1996. Т.36. -№3. - С. 195-208.

64. Камьянов В.Ф. Основные закономерности в составе и строении высокомолекулярных компонентов тяжелых нефтей и природных битумов / В.Ф. Камьянов, JLB. Горбунова, И.Г. Шаботкин // Нефтехимия. 1996. - Т.36. - №1. - С. 3-9.

65. Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / В.В. Девликамов, И.Л. Мархасин, Г.А. Бабалян М.: Недра, 1970. - 160 с.

66. Большаков Г.Ф. Инфракрасные спектры аренов. — Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1989. — 230 с.

67. Дайер Д.Р. Приложения абсорбционной спектроскопии органических соединений. М.: Химия, 1970. - 164 с.

68. Sofer Z. Hydrous pyrolysis of Monterey asphaltenes // Org. Geochem. 1988. -V. 13.-№4-5.-P. 939-946.

69. Гордадзе. Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. М.: ИГиРГИ, 2002. - 336 с.

70. Гордадзе Г.Н. Генерация насыщенных углеводородов-биомаркеров при термолизе смол и асфальтенов нефтей / Г.Н. Гордадзе, Г.В. Русинова // Нефтехимия. — 2003 Т. 43. - №5. - С. 342-355.

71. 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.

72. Антипенко В.Р. Превращение смолисто-асфальтеновых веществ в условиях, моделирующих термические методы повышения нефтеотдачи / В.Р. Антипенко, О.А. Голубина, Г.С. Певнева, В.В. Савельев // Нефтехимия. 2006. - Т. 46. - №6. - С. 419^-27.

73. Антипенко В.Р. Состав продуктов гидротермального превращения асфальтита / В.Р. Антипенко, О.А. Голубина, И.В. Гончаров, С.В. Носова, Ю.В. Рокосов // Известия Томского политехнического университета. 2005. — Т. 308. - №6. — С. 122-127.

74. Summons R.E. Identification of arylisoprenoids in source rock and crude oils: Biological markers for the green sulfur bacteria. / R.E. Summons, T.G. Powell. // Geochim. Cosmochim. Acta. 1987. -V. 51. -№ 3 - P. 557-566.

75. Summons R.E. Chlorobiaceae in Palaeozoic Seas revealed by biological markers, isotopes and geology. / R.E. Summons, T.G. Powell. // Nature. 1986. - V.319, - P. 763-765.

76. Определитель бактерий Берджи. В 2-х т., Т.1: Пер. с англ. / Под ред. Дж. Хоулта, Н. Крига, П. Снита, Дж. Стейли, С. Уилльямса. М.: Мир, 1997. - 432 с.

77. Камьянов В.Ф. Гетероатомные компоненты нефтей. / В.Ф. Камьяиов, B.C. Аксенов, В.И. Титов. Новосибирск: Наука, 1983. — 238 с.

78. Katritzky A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 14. Mercaptans and Sulfonic Acids / A.R. Katritzky, M. Siskin, A.R. Lapucha, F.J. Luxem, J.V. Greenhill // Energy & Fuels. 1990. - V. 4. - № 5. - P. 572-577.

79. Katritzky A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 13. Sulfides and Disulfides / A.R. Katritzky, M. Siskin, A.R. Lapucha, J.V. Greenhill // Energy & Fuels. 1990. - V. 4. - № 5. - P. 562-571.

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

81. Song Z. Hydrous pyrolysis transformation of organic sulfur compounds: Part 1. Reactivity and chemical changes / Z. Song, M. Wang, B.D. Batts, X. Xiao //Organic Geochemistry. 2005. - V. 36. - P. 1523-1532 .

82. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987.-181 с.

83. Мельникова JI.A. Структурно-групповой состав сероорганических соединений и углеводородов дистиллята 200-360 °С Усинской нефти / JI.A. Мельникова, Н.К. Ляпина, Л.П. Карманова//Нефтехимия. 1980. -Т.20. -№4. - С. 612-618.

84. Мельникова Л.А. Сероорганические соединения и углеводороды дистиллята 360-410 °С тяжелой Усинской нефти / Л.А. Мельникова, Н.К. Ляпина, Е.С. Бродский, Л.П. Карманова// Нефтехимия. 1981. - Т.21. -№1. - С. 149-155.

85. Карманова Л.П. Сероорганические соединения и углеводороды дистиллята 65-200 °С Усинской нефти / Л.П. Карманова, Н.К. Ляпина, Л.Л. Флорова, B.C. Шмаков, А.Ю. Поберий // Нефтехимия. 1985. - Т.25. -№1. - С. 115-121.

86. Katritzky A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 18. Six-Membered Heterocycles with One Nitrogen Atom: Pyridine, Quinoline,

87. Acridine, and Phenanthridine Systems / A.R. Katritzky, M. Siskin, A. Lapucha // Energy & Fuels. 1992. - V. 6. - № 6. - P. 439^50.

88. Katritzky A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 3. 2-Subsstituted Pyridines / A.R. Katritzky, M. Siskin, A. Lapucha // Energy & Fuels. 1990. - V. 4. - № 5. - P. 506-510.

89. Katritzky A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 19. Pyrroles and Indoles / A.R. Katritzky, M. Siskin, F. J. Luxem, R. Murugan, J.V. Greenhill // Energy & Fuels. 1992. - V. 6. - № 4. - P. 450^55.

90. Katritzky A.R. Aqueous High-Temperature Chemistry of Carbo- and Heterocycles. 4. Substituted Pyridines / A.R. Katritzky, M. Siskin, A. Lapucha // Energy & Fuels. 1990. - V. 4. - № 5. - P. 510-514.

91. Katritzky A.R. Reaction in high-Temperature aqueous media / A.R. Katritzky, D.A. Nicholas, M. Siskin, R. Murugan, M. Balasubramanian //Chemical reviews. 2001. - V. 101 -№ 4. - P. 837-892.

92. Siskin M. Aqueous Organic Chemistry. 1. Aquathermolysis: Comparison with Thermolysis in the Reactivity of aliphatic compounds / M. Siskin, G. Brons, A.R. Katritzky, M. Balasubramanian // Energy & Fuels. 1990. - V. 4. - № 5. - P. 475^182.

93. Kartitzky A.R. Aquathermolysis: Reactions of Organic Compounds with Superheated water / A.R. Kartitzky, S.M. Allin, M. Siskin // Accounts of Chemical Research. -1996. V. 28 - №8. - P.399^106.

94. Siskin M. A review of the reactivity of organic compounds with oxygen-contaning functionality in Superheated water / M. Siskin, A.R. Kartitzky // Journal of analytical and applied pyrolysis. 2000. - V. 54. - № 1-2. - P. 193-214.

95. Siskin M. Reactivity of Organic Compounds in Superheated water: General Backgrounds / M. Siskin, A.R. Kartitzky // Chemical reviews. 2001. - V. 101. - № 4. - P. 825-835.

96. Галкин А.А. Вода в суб- и сверхкритических состояниях универсальная среда для осуществления химических реакций / А.А. Галкин, В.В. Лунин // Успехи химии. - 2005. - Т.74. - №1. - С. 24-40.