Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Гидротермальные превращения высокомолекулярных компонентов нефте-и битумсодержащих пород

Диссертация: Гидротермальные превращения высокомолекулярных компонентов нефте-и битумсодержащих пород
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В связи со снижением запасов легкой нефти в ведущих нефтедобывающих районах, встает вопрос об альтернативных источниках углеводородного сырья. В Республике Татарстан к таким источникам относятся тяжелые нефти и природные битумы пермских отложений, нефти карбонатных коллекторов, слабоизученные битуминозные доманиковые отложения верхнего девона и остаточные нефти длительно разрабатываемых… Читать ещё >

Гидротермальные превращения высокомолекулярных компонентов нефте-и битумсодержащих пород (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Список основных сокращений и условных обозначений
  • ГЛАВА. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ И
  • ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ОСВОЕНИЯ (литературный обзор)
    • 1. 1. Состав и классификация тяжелого углеводородного сырья jq
      • 1. 1. 1. Природные битумы пермских отложений
      • 1. 1. 2. Остаточные нефти длительно разрабатываемых пластов 15 1Л .3 Тяжелые нефти карбонатных отложений
      • 1. 1. 4. Доманиковые битуминозные породы
      • 1. 1. 5. Современное представление о смолисто-асфальтеновых веществах
    • 1. 2. Оценка перспективных методов освоения альтернативных источников углеводородного сырья 30 1.2.1 Тепловые методы добычи
    • 1. 3. Гидротермальные системы
      • 1. 3. 1. Химический состав гидротермальной нефти
      • 1. 3. 2. Гидротермальные превращения как метод моделирования природных и техногенных процессов
  • ГЛАВА. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 2. 1. Характеристика объекта
    • 2. 2. Методы и схема исследования
      • 2. 2. 1. Моделирование гидротермальных процессов
      • 2. 2. 2. Определение содержания органического вещества в породах
      • 2. 2. 3. Методы исследования экстрактов из пород
      • 2. 2. 4. Методы исследования асфальтенов
  • ГЛАВА. СОСТАВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ НЕФТЕ- И БИТУМСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД И ПРОДУКТОВ ИХ
  • ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ
    • 3. 1. Характеристика органического вещества пород
    • 3. 2. Природные битумы пермских отложений
    • 3. 3. Тяжелые нефти карбонатных отложений
    • 3. 4. Доманиковые битуминозные породы верхнего девона
    • 3. 5. Остаточные нефти продуктивных отложений среднего и верхнего девона
  • ГЛАВА. ГИДРОТЕРМАЛЬНЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОВ
    • 4. 1. Состав и свойства асфальтенов после их гидротермальной обработки
    • 4. 2. Состав жидких продуктов гидротермальных превращений асфальтенов
    • 4. 3. Особенности парамагнитных свойств асфальтенов нефтей разновозрастных отложений и продуктов их гидротермальных превращений

Актуальность темы

В связи со снижением запасов легкой нефти в ведущих нефтедобывающих районах, встает вопрос об альтернативных источниках углеводородного сырья. В Республике Татарстан к таким источникам относятся тяжелые нефти и природные битумы пермских отложений, нефти карбонатных коллекторов, слабоизученные битуминозные доманиковые отложения верхнего девона и остаточные нефти длительно разрабатываемых продуктивных пластов отложений верхнего и среднего девона. Это сырье, обогащенное тяжелыми углеводородами, асфальтеновыми компонентами, сероорганическими соединениями и металлокомплексами, темпы и объемы освоения, которого зависят от знания его состава, процессов протекающих в пластах, и совершенствования системы методов и технологии разработки месторождений.

В ближайшие годы при извлечении тяжелых нефтей и природных битумов все большую роль будут играть тепловые методы и флюидные технологии, включающие гидротермальные процессы. Гидротермальные процессы широко распространены в природных условиях, а также при добыче тяжелых нефтей и битумов с применением горячей воды и водяного пара с различными комбинациями ПАВ и газов. При использовании тепловых методов присутствующее в пластах органическое вещество, включающее подвижные углеводороды (нефть, битум, битумоид) и нерастворимое, неподвижное органическое вещество — кероген, будет вовлекаться не только в физические процессы, но и в химические превращения. Однако химическая сторона этих процессов изучена недостаточно, технологические приемы в полной мере не отработаны и не адаптированы к конкретному виду углеводородного сырья.

В этом плане исследования направленные на глубокое изучение состава и свойств высокомолекулярных компонентов ~ органического вещества альтернативных источников углеводородного сырья и выявление закономерностей их преобразования в гидротермальных процессах, являются важными и актуальными для разработки научных основ создания эффективных технологий добычи и переработки тяжелого углеводородного сырья.

Работа выполнена в соответствии с планами научно-исследовательских работ Института органической и физической химии им. А. Е. Арбузова КазНЦ РАН по теме: «Исследование изменения состава и свойств нефти в связи с ее преобразованием в природных и техногенных условиях и создание веществ, регулирующих образование, разрушение и осаждение нефтяных дисперсных систем» № ГР 0120.604 062 (2006;2008 гг.), а также в рамках выполнения проекта по АН РТ № 08−83−72 (2003;2005гг.) «Изыскание путей реализации нефтегенерационного потенциала битуминозных пород и улучшение качеств тяжелой нефти при взаимодействии с гидротермальными флюидами». Работа «Исследование влияния гидротепловых воздействий на эффективность извлечения тяжелых углеводородов из битуминозных пород» поддержана грантом Фонда содействия отечественной науке по программе «Лучшие аспиранты РАН» за 2007;2008 гг.

Цель работы:

Выявление закономерностей изменения состава углеводородных и смолисто-асфальтеновых компонентов нефтеи битумсодержащих пород и оценка возможности извлечения из них углеводородов при гидротермальных процессах.

Задачи исследований: — определить содержание растворимого и нерастворимого органического вещества в нефтеи битумсодержащих образцах пород из отложений пермского возраста, среднего карбона, верхнего и среднего девона территории Татарстана;

— моделирование гидротермального воздействия на органическое вещество пород в проточном реакторе при температуре 360 °C в восстановительной среде;

— оценить эффективность извлечения нефтяных флюидов из пород и особенности изменения их компонентного, углеводородного, структурно-группового и микроэлементного составов под воздействием гидротермальных факторов;

— выявить особенности изменения структуры и свойств асфальтенов при гидротермальных процессах.

Научная новизна.

Выявлены закономерности гидротермальных превращений состава и свойств высокомолекулярных компонентов альтернативных источников углеводородного сырья, включающих битумы пермских отложений, тяжелые нефти карбонатных коллекторов, битуминозные породы доманиковых отложений и остаточные нефти из отложений верхнего и среднего девона. В составе исследованных нефтяных флюидов снижается содержания смолисто-асфальтеновых компонентов и увеличивается содержание легких углеводородов;

Впервые, выявлены отличительные особенности гидротермальных превращений органического вещества битуминозной доманиковой породы, обусловленные деструкцией нерастворимого керогена, являющегося дополнительным источником углеводородных и гетероатомных соединений, что приводит к обогащению продуктов гидротермальных опытов н-алканами, н-алкенами и смолисто-асфальтеновыми компонентами. Асфальтеновые вещества состоят из двух фракций, различающихся степенью ароматичности, содержанием гетероатомов, микроэлементов, ванадилпорфириновых комплексов, концентрацией свободных радикалов и растворимостью в органических растворителях;

Получены новые данные об изменении состава и свойств асфальтенов при гидротермальных процессах и о составе жидких продуктов их деструкции;

Получены данные о разной миграционной и адсорбционной способности н-алканов с четным и нечетным числом атомов углерода, образующихся при их генерации из битуминозных пород в проточной гидротермальной системе;

Практическая значимость.

Данные о содержании органического вещества в битуминозных и нефтесодержащих породах и составе извлекаемых из них углеводородов свидетельствуют о перспективах освоения альтернативных источников углеводородного сырья с применением гидротермальных технологий;

Информация о закономерностях гидротермальных превращений высокомолекулярных компонентов тяжелых нефтей и природных битумов может быть использована при прогнозировании качества добываемого сырья при его дальнейшей переработке;

Полученные данные о направлениях изменения структуры и свойств асфальтенов при гидротермальных процессах необходимо учитывать для регулирования свойств нефтяных дисперсных систем в технологических процессах, а также при создании новых нефтепродуктов на их основе.

Основные положения, выносимые на защиту:

— совокупность новых данных об изменении состава углеводородных и смолисто-асфальтеновых компонентов нефтеи битумсодержащих пород из разновозрастных отложений в условиях гидротермальных превращений;

— особенности генерации углеводородов в гидротермальных процессах деструкции нерастворимого органического вещества — керогена битуминозных доманиковых пород;

— состав и свойства асфальтенов и жидких продуктов их деструкции в гидротермальных процессах;

— оценка эффективности извлечения углеводородов из исследованных пород в зависимости от типа нефтяного флюида и возраста вмещающих отложений.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях: Всероссийская научная конференция «Разработка месторождений полезных ископаемых» (Санкт-Петербург, 2004 г.), Международная конференция «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (Казань, 2005 г.), VI Международная конференция «Химия нефти и газа» (Томск, 2006 г.), IV-ая Всероссийская научно-практическая конференция «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2007 г.), Международная научно-практическая конференция «Нефтепереработка — 2008» (Уфа, 2008 г.), итоговые научные конференции Казанского научного центра РАН (Казань, 2005;2007 гг.).

Публикации.

По материалам диссертации опубликовано 9 работ: в виде 4 статей в центральных журналах и 5 статей в сборниках трудов и материалах Международных конференций.

Структура и объем диссертации

.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка литературы. Работа изложена на 162 страницах печатного текста, содержит 28 таблиц, 56 рисунков.

Список литературы

включает 186 наименований.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Впервые на природных нефтеи битумсодержащих образцах пород из разновозрастных отложений территории Татарстана показано, что гидротермальное воздействие в проточной системе в восстановительной среде приводит к снижению растворимого и нерастворимого органического вещества в породах и улучшению качества извлекаемых углеводородных флюидов, вследствие закономерного снижения содержания смолисто-асфальтеновых компонентов и увеличения доли более легких углеводородов, а также снижения количества общей серы, ванадилпорфириновых комплексов и микроэлементов.

2. Выявлены отличительные особенности гидротермальных превращений органического вещества доманиковой битуминозной породы за счет превращения нерастворимого керогена в углеводороды. Деструкция керогена сопровождается генерацией высокомолекулярных углеводородов и асфальтеновых компонентов, которые состоят из двух фракций, различающихся степенью ароматичности, содержанием гетероатомов, микроэлементов, ванадилпорфириновых комплексов, концентрацией свободных радикалов и растворимостью в органических растворителях. В составе продуктов деструкции керогена идентифицированы гомологические ряды н-алканов и н-алкенов, среди которых преобладают гомологи с четным числом атомов углерода.

3. Установлено, что гидротермальное воздействие приводит к структурированию асфальтенов в направлении их карбонизации, о чем свидетельствует снижение в асфальтенах содержания гетероатомов, микроэлементов, ванадилпорфириновых комплексов, парафиновых структур, а также увеличение степени ароматичности и концентрации свободных радикалов. Наличие в составе жидких продуктов гидротермальной конверсии асфальтенов бензольных и спирто-бензольных смол, н-алканов и н-алкенов состава Сю-С3о, диэтили дибутилфталатов, полициклических насыщенных углеводородов и непредельных органических кислот подтверждает процессы их деструкции по наименее устойчивым связям,.

4. Выявлено сходство структур и свойств асфальтенов, подвергшихся гидротермальной обработке, и нерастворимых карбонизированных веществ, генерированных в аналогичных условиях керогеном доманиковой породы, что указывает на их генетическое единство и единый механизм образования в условиях протекания природных и техногенных процессов.

5. Проведена дифференциация нефтей из продуктивных разновозрастных комплексов Татарстана по парамагнитному показателю R*/V4' и содержанию V4+ на три типа, в соответствии с возрастом нефтевмещающих отложений. Показано, что увеличение концентрации свободных радикалов и снижение содержания ванадилпорфириновых комплексов в асфальтенах, подвергшихся гидротермальным преобразованиям, делает их подобными по парамагнитным свойствам асфальтенам нефтей глубинных горизонтов.

6. Остаточный нефтяной потенциал исследованных нефтеи битумсодержащих пород из разновозрастных отложений Татарстана с различным содержанием органического вещества и типом нефтяных флюидов может быть успешно реализован путем извлечения дополнительного количества нефтяных углеводородов с применением гидротермальных методов.

Показать весь текст

Список литературы

  1. И.В. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. Учебник для вузов / И. В. Высоцкий, В. И. Высоцкий, В. Б. Оленин. — М.: Недра, 1990. — 405 с.
  2. А.Р. Тяжелые нефти и битуминозные пески гарантированный источник обеспечения энергоресурсами в будущем / А. Р. Гарушев // Нефтепромысловое дело. — 1993. — № 10. — С. 3−6.
  3. Г. Г. Природные битумы дополнительный источник увеличения углеводородных ресурсов / Г. Т. Вахитов, И. М. Климушкин // Геология нефти и газа. -1981. — № 1. — С. 27−32
  4. Р.Х. Проблема добычи тяжелых нефтей и природных битумов Татарстана / Р. Х. Муслимов // Газ. Нефть. Бизнес Татарстана. 2007. — № 2. -С. 7−12.
  5. В.М. Природные битумы: состояние ресурсов — особенности освоения возможности использования / В. М. Губницкий // Геология нефти и газа. 1997. — № 2. — С. 14−18.
  6. Р.З. Развитие технологий подготовки и использования природных битумов месторождений Татарстана / Р. З. Сахабутдинов, Ф.Р.
  7. , Т.Ф. Космачева и др. // Нефтяное хозяйство. 2007. — № 7. — С. 92−96.
  8. И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов / И. В. Николин // Наука — фундамент решения технологических проблем развития России. 2007. — № 2. — С. 54−68.
  9. Р.Х. Повышение роли методов увеличения нефтеотдачи в обеспечении воспроизводства запасов нефти / Р. Х. Муслимов // Георесурсы. 2007. — № 3 (22). — С. 2−7.
  10. Н.И. Экономическая целесообразность освоения месторождений природных битумов / Н. И. Искрицкая // Нефть. Газ. Промышленность. 2007. — № 1 (29). — С. 38−41.
  11. Ю.М. Использование методов увеличения нефтеотдачи пласта требует взвешенного подхода / Ю. М. Масленцев, B.JI. Кащавцев // Наука и техника. 2001. — № 8. — С. 27−30.
  12. P.P. Техника и технологии интенсификации добычи нефти на объектах ОАО «Татнефть» / P.P. Ибатуллин, Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. Г. Ибрагимов и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 4. — С. 39−42.
  13. А.В. Типы залежей нефти и газа в карбонатных отложениях / А. В. Овчаренко // Геология нефти и газа. 1981. — № 3. — С. 32−36.
  14. К.Ф. Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области / К. Ф. Родионова. М.: Недра, 1967. — 357 с.
  15. В.В. Состояние сырьевой базы промышленности России / В. В. Шеленов // Нефтяное хозяйство. 2004. — № 4. — С.16−17.
  16. Н.П. Нефтегазовый комплекс России. Состояние и перспектива XXI века / Н. П. Запивалов // Наука и технология углеводородов. 2000. -№ 6.-С. 46−51.
  17. И.М. Битуминозность пермских отложений Татарстана / И. М. Акишев, Ф. С. Гилязова // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: материалы Междунар. симпозиума. С. Петербург: ВНИГРИ, 1992. — Т.1. — С. 5−6.
  18. Г. П. Химия и геохимия пермских битумов Татарстана / Г. П. Какжова, Г. В. Романов, Р. Х. Муслимов и др. М.: Наука, 1999. — 304 с.
  19. Sadler K.W. An EUB Review of In Situ Oil Sands Bitumen Production / K.W. Sadler // SPE International Heavy Oil Symposium. Canada: Calgary, 1995. — P. 3240−3249.
  20. Г. П. Технологические качества природных битумов Татарстана в зависимости от химических и геохимических характеристик их состава / Т. П. Каюкова, A.M. Киямова, Г. В. Романов и др. // Нефтяное хозяйство. -2008.-№ 1.-С. 22−27.
  21. О.С. Возможность освоения ресурсов природных битумов в Татарстане / О. С. Виноградова // Нефтегазовая вертикаль. 2008. — № 5.- С. 12−18.
  22. А.К. Технология переработки природных энергоносителей / А. К. Мановян. М.: Химия, 2004. — 465 с.
  23. Р.Х. Нетрадиционные залежи нефти — существенный потенциал дальнейшего развития старых нефтедобывающих регионов / Р. Х. Муслимов // Георесурсы. 2005. — № 1 (16). — С. 2−8.
  24. Э.М. Промышленные запасы и ресурсы природных битумов и сверхвысоковязких нефтей России- перспективные геотехнологии их освоения / Э. М. Халимов, Н. В. Колесникова // Геология нефти и газа.- 1997. -№ 3, — С. 4−9.
  25. В.А. Основы генетической классификации битумов / В. А. Успенский, О. А. Радченко, Е. А. Глебовская, и др. // Труды ВНИГРИ, выпуск 230. JL: Ленинградское отделение, 1964. — 267 с.
  26. В.Н. Геология кау сто биолитов / В. Н. Муратов. М.: Высшая школа, 1970. — 359 с.
  27. Klubov В.А. A new scheme for the formation and classification of bitumens / B.A. Klubov // Petroleum Geology. 1993. — V. 16. — № 3. — P. 346−358.
  28. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. — С. 260−261.
  29. И.Ш. Природные битумы тяжелое нефтяное сырье: классификация, процессы битумогенеза, особенности состава и свойств /
  30. И.Ш. Хуснутдинов // Химия и химическая технология. 2004. — Т.47. — № 4. -С. 3−9.
  31. Г. П. Геохимия нефтей Татарии / Г. П. Курбский. М.: Наука, 1987. — 168 с.
  32. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Р. Г. Галеев. М.: КУбК, 1997. — 352 с.
  33. P.P. Химия природных энергоносителей. Учебное пособие / P.P. Фасхутдинов, Ш. Т. Азнабаев, Р. А. Фасхутдинов и др. Уфа: УГНТУ, 2003. — 89 с.
  34. Abedi J. Unusual retrograde condensation and asphaltene precipitation in a model heavy oil system / J. Abedi, S. Seyfaie, J.M. Shaw // Petroleum Science&Technoiogy. 1998. — № 16 (4). — P. 209−226.
  35. Strausz O.P. About the Colloidal Nature of Asphaltenes and the MW of Covalent Monomeric Units / O.P. Strausz, P. Peng, J. Murgich // Energy & Fuels. 2002. — V. 16 (4). — P. 809−822.
  36. C.A. Технология глубокой переработки нефти и газа / С. А. Ахметов. Уфа: Гилем, 2002. — 672 с.
  37. И. С. Основные закономерности формирования и размещения битумов на территории СССР. (Закономерности формирования и размещения скоплений природных битумов) / И. С. Гольберг. JL: ВНИГРИ, 1979. — 190 с.
  38. Петрова J1.M. Формирование состава остаточных нефтей / JI.M. Петрова. -Казань: Фэн, 2008. 204 с.
  39. В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений / В. П. Тронов. Казань: Фэн, 2004. — 584 с.
  40. Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений / Р. Х. Муслимов. Казань: КГУ, 2002. — 596 с.
  41. Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов / Н. Н. Михайлов. М.: Недра, 1992. — 270 с.
  42. Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант. М.: Мир, 1982.- 704 с.
  43. С.П. Особенности нефтегазообразования в карбонатных отложениях различного генезиса / С. П. Левшунова // Генезис нефти и газа: материалы VII Междунар. конф. М.: ГЕОС, 2003. — С. 176−177.
  44. Г. П. Особенности состава и свойств нефтей по разрезу продуктивных толщ в Татарстане / Г. П. Каюкова, Г. П. Курбский, Т. Н. Юсупова и др. // Геология нефти и газа. 1993. — № 5. — С. 37−43.
  45. С.П. Генезис тяжелых нефтей в карбонатных отложениях / С. П. Левшунова // Геология нефти и газа. 2001. — № 1. — С. 6−10.
  46. В.И. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти в карбонатных отложениях среднего карбона / В. И. Троепольский, Э. З. Бадамшин, В. М. Смелков.- Казань: КГУ, 1981.- 120 с.
  47. Г. П. Превращение тяжелой нефти и органического вещества карбонатных коллекторов под влиянием гидротермальных процессов / Г. П. Каюкова, Л. З. Нигмедзянова, А. Г. Романов и др. // Нефтехимия. -2005. Т. 45. — № 5. — С. 252−261.
  48. К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и газовых месторождений Среднего Поволжья / К. Б. Аширов. М.: Недра, 1965.- 172 с.
  49. В.И. Влияние теплоносителя на состав извлекаемой нефти / В. И. Семкин, Т. Н. Юсупова, Л. М. Петрова и др. // Нефтехимия. 1996. — Т.36.- № 6. С. 547−554.
  50. А.Г. Изменение нефтей при фильтрации через породы / А. Г. Милешина, М. К. Калинко, Г. И. Сафонова. М.: Недра, 1983. — 171 с.
  51. Т.А. Генетические основы классификации нефтей / Т. А. Ботнева. -М.: Недра, 1987.- 199 с.
  52. С.П. О необходимости внешних источников водорода для образования углеводородов в осадочных породах / С. П. Левшунова // Геология нефти и газа. 1995. — № 12. — С. 22−27.
  53. М.И. Особенности генерации, миграции и аккумуляции углеводородов доманиковых формаций / М. И. Зайдельсон, Е. Л. Суровиков, И. Л. Казмин и др. // Геология нефти и газа. 1990. — № 6. — С. 2−6.
  54. . Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. М. Вельте. -М.: Мир, 1981.-504 с.
  55. Д.А. Генерация углеводородных и гетероатомных соединений высокосернистым горючим сланцем в процессе водного пиролиза / Д. А. Бушнев, Н. С. Бурдельная, С. Н. Шанина и др. // Нефтехимия. 2004. — Т. 44. — № 6. — С. 449−458.
  56. Д.А. Изменение состава битумоида и химической структуры керогена сернистого горючего сланца при водном пиролизе / Д. А. Бушнев, Н. С. Бурдельная, А. В. Терентьев // Доклады академии наук. Геохимия. -2003. Т. 389. — № 3. — С. 360−364.
  57. Rajeshwar К. Thermal analysis of coal, oil shales and oil sands / K. Rajeshwar
  58. Thermochimica Acta. 1983. — V. 63. — № 1. — p. 97−112.
  59. Vucelic D. Thermanalytical characterization of Aleksinac oil shale kerogen / D. Vucelic, V.D. Krmanovic, V. Vucelic et al. // J. of Thermal Analysis. 1990. -V. 36.-P. 2465−2473.
  60. Г. Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии / Г. Н. Гордадзе. М.: ИГиРГИ, 2002. — 336 с.
  61. Г. Н. Генерация насыщенных углеводородов биомаркеров при термолизе смол и асфальтенов нефтей / Г. Н. Гордадзе, Г. В. Русинова // Нефтехимия. — 2003. — № 5. — С. 342−355.
  62. В.Н. Химия нефти и искусственного жидкого топлива / В. Н. Эрих, К. В. Пажитнов. Л.: Недра, 1955. — 510 с.
  63. Е.В. Химия горючих ископаемых / Е. В. Соболева, A.M. Гусева. М.: МГУ, 1998.-204 с.
  64. С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти / С. Р. Сергиенко, Б. А. Таимова, Е. И. Талалаев. М.: Наука, 1979. — 273 с.
  65. Ю.В. Химия высоко-молекулярных соединений нефти / Ю. В. Поконова. Л.: ЛГУ, 1980. — 172 с.
  66. Victorov A.I. Modeling of asphaltene polydispersity and precipitation by means of thermodynamic model of self-assembly / A.I. Victorov, N.A. Smirnova // Fluid Phase Equilibria. 1999. — V. 158−160. — P. 471−480.
  67. Branco V.M. Asphaltene flocculation and collapse from petroleum fluids / V.M. Branco, G.A. Mansoori, L.C. Xavier et al. // Petroleum Science and Engineering. 2001. — № 32. — P. 217−230.
  68. Camacho-Bragado G.A. Fullerenic structures derived from oil asphaltenes / G.A. Camacho-Bragado, P. Santiago, M. Marin-Almazo // Carbon. 2002. — № 40. — P. 2761−2766.
  69. Pina A. Characterisation of asphaltenes and modelling of flocculation — state of the art / A. Pinal, P. Mougin, E. Behar // Oil & Gas Science and Technology. -2006. -V. 61. -№ 3. P. 319−343.
  70. З.И. Нефтяные дисперсные системы / З. И. Сюняев, Р. З. Сюняев, Р. З. Сафиева. М.: Химия, 1990. — 226 с.
  71. Badre S. Molecular size and weight of asphaltene and asphaltene solubility fractions from coals, crude oils and bitumen / S. Badre, C.C. Goncalves, K. Norinaga et al. // Fuel. 2006. — V. 85(1). — P. 1−11.
  72. А.Ф. Химия нефти / А. Ф. Добрянский. JL: Гостоптехиздат, 1961.-224 с.
  73. В.Р. Превращение смолисто-асфальтеновых веществ в условиях, моделирующих тепловые методы повышения нефтеотдачи / В. Р. Антипенко, О. А. Голубина, Г. С. Певнева и др. // Нефтехимия. -2006. Т. 46. — № 6. — С. 419−427.
  74. Ф.Г. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов / Ф. Г. Унгер, JI.H. Андреева. Новосибирск: Наука, 1995. -192 с.
  75. Р.Н. Парамагнетизм нефтей и пород Прикаспия / Р. Н. Насиров. -М.: Недра, 1993.- 123 с.
  76. И.А. Исследование структуры нефтяных асфальтенов методом ЭПР / И. А. Посадов, М. Б. Дусидман, Ю. В. Поконова // Исследования в области химии и технологии продуктов переработки горючих ископаемых (выпуск 2). Л.: ЛГУ, 1975. — С. 9−12.
  77. Н.Х. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России / Н. Х. Жданов // Нефтяное хозяйство. 2008. — № 1. — С. 58−61.
  78. Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения / Р. Х. Муслимов // Геология нефти и газа. 2007. — № 1. — С. 3−10.
  79. P.P. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений / P.P. Ибатуллин, Н. Г. Ибрагимов, Ш. Ф. Тахаутдинов. -М.: Недра, 2004. 292 с.
  80. Н.М. Повышение нефтеотдачи пластов путем закачки СО2 на месторождениях США / Н. М. Байков // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 6.- С. 111−113.
  81. Ю.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов / Ю. А. Поддубный, С. А. Жданов // Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 4.-С. 19−25.
  82. Н.К. Состояние применения третичных методов нефтеотдачи в России и бывшем СССР / Н. К. Праведников, В. Е. Кащавцев // Нефтяное хозяйство. 1993. — № 10. — С. 16−20.
  83. Evdokimov I.N. Bifurcated correlations of the properties of crude oils with their asphaltene content / I.N. Evdokimov // Fuel. 2005. — V. 84. — P. 13−28.
  84. В.Г. Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе разработки / В. Г. Изотов, JI.M. Ситдикова // Георесурсы. 2007. -№ 3.-С. 21−23.
  85. Mokhatab S. Applications of nanotechnology in oil and gas E&P / S. Mokhatab, M.A. Fresky, M.R. Islam // Journal of Petroleum Technology.- 2006. № 4. — P. 12−25.
  86. P.A. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов / Р. А. Максутов, Г. И. Орлов, А. В. Осипов // Нефтяное хозяйство. 2007. — № 2. — С. 34−37.
  87. Н.К. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев, Д. Г. Антониади и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — 181 с.
  88. M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М. Л. Сургучев. М.: Недра, 1985. — 308 с.
  89. Д.Г. Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ / Д. Г. Антониади, Ф. Г. Аржанов, А. Р. Гарушев и др. // Нефтяное хозяйство. 1993. — № 10. — С. 24−29.
  90. И.Д. Внутрипластовое горение / И. Д. Амелин. М.: Недра, 1980. -230 с.
  91. А.Б. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения / А. Б. Золотухин. М.: МИНГ, 1986. — 73 с.
  92. Ramey HJ. A Current Look at Thermal Recovery / HJ. Ramey // Fuel. 2000. -№ 31.-P. 2739−2746.
  93. .П. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. П. Бурже, М. Сурио, М. Комбарну. М.: Недра, 1988. — 424 с.
  94. В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей / В. И. Кудинов. М.: Нефть и газ, -1996. — 284 с.
  95. Kamath V.A. Simulation study of steam-assisted gravity drainage process in ugnu tar sand reservoir / V.A. Kamath, D.G. Hatzignatiou // Western Regional Meeting held in Anchorage. Alaska: U.S.A., 1993. — P. 75−89.
  96. Mendoza H.A. SAGD, pilot test in Venezuela / H.A. Mendoza, J.J. Finol, R.M. Butler // Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Caracas. Venezuela: — 1999. — P. 21−29.
  97. Butler R. Thermal Recovery of Oil and Bitumen / R. Butler. New-Jersey. -1991.-249 p.
  98. P.C. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей / Р. С. Хисамов // Георесурсы, 2007. № 3. — С. 8−10.
  99. ПО.Бенч А. Р. Закономерности изменения состава высоковязкой нефти, добываемой с помощью паротеплового воздействия (на примере
  100. Усинского месторождения Республики Коми) / А. Р. Бенч, З. П. Склярова // Химия нефти и газа: материалы III Междунар. конф. Томск: STT, 1997. -Т. 1. — С. 70−72.
  101. Заявка на пат. РФ 2 003 108 598/03. Способ повышения интенсивности добычи природного газа или нефти / Шарыгин B.C., заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Институт Севзапэнергосетьпроект- заявл. 24.03.2003- опубл. 20.09.2004.
  102. Simoneit B.R.T. Petroleum generation, an easy and widespread process in hydrothermal systems / B.R.T. Simoneit // Appl. Geochemistry. 1990. — V. 5. -P. 3−48.
  103. Н.Н. Состав и образование гидротермальной нефти (обзор) / Н. Н. Рокосова, Ю. В. Рокосов, С. И. Усков // Нефтехимия. 2001. — Т. 41. -№ 1.-С. 3−16.
  104. М.В. Гидротермальные системы в недрах нефтегазоносных бассейнов и проблемы поисков залежей в фундаменте / М.В. Багдасарова
  105. Прогноз нефтегазонасности фундамента молодых и древних платформ: материалы Междунар. практич. конф. Казань: КГУ, 2001. — С. 9−12.
  106. М.В. Роль гидротермальных процессов при формировании коллекторов нефти и газа / М. В. Багдасарова // Геология нефти и газа. -1997. № 9.-С. 28−33.
  107. Н.В. Гидротермальные образования в океанах / Н. В. Короновский // Соросовский образовательный журнал. 1999. — № 10. — С. 55−62.
  108. А.Д. Гидротермальные процессы в погребенных палеорифтах Западной Сибири и их роль в доломитизации известняков и насыщении пород фундамента нефтью / А. Д. Коробов, JI.A. Коробова // Геология нефти и газа. 2005. — № 3. — С. 37−46.
  109. Ю.В. О новых направлениях исследований в органической геохимии / Ю. В. Рокосов // Нефтехимия. 1997. — Т. 1. — № 1. — С. 17−21.
  110. Н.Н. Моделирование превращений органического вещества в гидротермальную нефть (обзор) / Н. Н. Рокосова, Ю. В. Рокосов, С. И. Усков и др. // Нефтехимия. 2001. — Т. 41. — № 4. — С. 243−257.
  111. А.А. Пиролиз эйкозана в сверхкритической воде / А. А. Востриков, Д. Ю. Дубов, С. А. Псаров // Известия академии наук. Серия химическая. 2001. — № 8. — С. 1406−1408.
  112. Lewan M.D. Experiments on the role of water in petroleum formation / M.D. Lewan // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1997. — № 17. — P. 3691−3723.
  113. Симонейт Б.Р. Т. Основные направления геохимии / Б.Р. Т. Симонейт. М.: Наука, 1995.-236 с.
  114. Научно-технического совета Министерства нефтяной промышленности. -М.: Наука, 1973. С. 167−173.
  115. А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник / А. А. Александров, Б. А. Григорьев. М.: МЭИ, 1999. -168 с.
  116. А.А. Вода в суб- и сверхкритическом состояниях — универсальная среда для осуществления химических реакций / А. А. Галкин, В. В. Лунин // Успехи химии. 2005. — Т. 74. — № 1. — С. 24−40.
  117. Shaw J.M. Toward common generalized phase diagrams for asphaltene containing hydrocarbon fluids / J.M. Shaw // Fuel Chemistry Division Preprints. 2002. -№ 47(1). — P. 1813−1817.
  118. Mansoori G.A. Asphaltene deposition and its role in petroleum production and processing / G.A. Mansoori, T.S. Jiang, S. Kawanaka // The Arabian journal for Science and Engineering. 1988. — V. 13. — № 1. — P. 17−33.
  119. Yui S.M. Mild hydrocracking of bitumen-derived coker and hydrocracker heavy gas oils: kinetics, product yields, and product propertied / S.M. Yui, E.C. Sanford // lnd. Eng. Chem. Res. 1989. — V. 28. — P. 1278−1284.
  120. Shen L., Zhang D.K. An experimental study of oil recovery from sewage sludge by low-temperature pyrolysis in a fluidized-bed / L. Shen, D.K. Zhang // Elsevier Science Ltd. 2003. — V. 34. — P. 465−472.
  121. Dickinson W. Horizontal radials enhance oil productions from a thermal project / W. Dickinson, E. Dickinson, H. Dykstra et al. // Oil & Gas Journal. 1992. -№ 4.-P. 116−124.
  122. Lewan M.D. Sulphur-radical control on petroleum formation rates / M.D. Lewan // Geological Survey. 1998. — № 8. — P. 164−166.
  123. Моделирование процессов катагенеза OB и нефтегазообразование / Под ред. Е. А. Глебовской. Л.: Недра, 1984. -139 с.
  124. 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.
  125. Butz T. Application of petroleum asphaltenes in cracking under hydrogen / T. Butz, H.H. Oelert//Fuel. 1995.- V 74. -№ 11.-P. 1671−1676.
  126. A.M. Генерация углекислого газа при паротепловой обработки карбонатных коллекторов, содержащих тяжелую нефть / A.M. Рузин, О. Е. Плешкова, JI.B. Коновалова // Нефтяное хозяйство. 1990. — № 11. — С. 5962
  127. О.В. Превращение природных битумов при их термолизе / О. В. Ковалева // Нефтехимия. 2004. — Т. 44. — № 6. — С. 459−465.
  128. М.С. Продукты термического воздействия на битуминозный пласт / М. С. Вигдергауз. Саратов: Сарат. Ун-т, 1986. — 102 с.
  129. Ocalan R. In sutu combustion model development and its applications for laboratory studies / R. Ocalan, M.V. Kok // Fuel. 1995. — Vol. 74. — № 11. — P. 1632−1635.
  130. Zhou Z. Hydrothermal stability of the clay minerals from the Clearwater reservoirs at cold lake, Alberta / Z. Zhou, W.D. Gunter, B. Kadatz et al. // 6th Unitar Intern, conf. on Heavy Crude & Tar Sands. USA. — 1995. — P. 27−35. .
  131. Fan H. The catalytic effects of minerals on aquathermolysis of heavy oils / H. Fan, Y. Zhang, Y. Lin // Fuel. 2004. — № 83. — P. 2035−2039.
  132. Г. П. Влияние паротеплового метода добычи на свойства высокомолекулярных компонентов тяжелой Ашальчинской нефти / Г. П. Каюкова, Г. П. Курбский, Е. В. Лифанова и др. // Нефтехимия. 1993. -№ 1. — С. 19−29.
  133. Г. П. Превращения природных битумов при гидротермальных процессах / Г. П. Каюкова, A.M. Киямова, Л. З. Нигмедзянова и др. // Нефтяное хозяйство. 2007. — № 2. — С. 105−109.
  134. Г. П. Превращение остаточной нефти продуктивных пластов Ромашкинского месторождения при гидротермальном воздействии / Г. П. Каюкова, A.M. Киямова, Л. З. Нигмедзянова и др. // Нефтехимия. 2007. -Т. 47.-№ 5.-С. 349−361.
  135. A.M. Трансформация асфальтеновых компонентов нефти и природных битумов при гидротермальной обработке в открытой системе / A.M. Киямова, Г. П. Каюкова, В. И. Морозов и др. // Технология нефти и газа.-2007.-№ 1.-С. 40−47.
  136. Д. Термические превращения асфальтенов / Д. Спейд // Нефтехимия. 1989. — № 6. — С. 723−730.
  137. М.И. Деструктивная гидрогенизация высоковязкой нефти с помощью синтез-газа / М. И. Байкенов, Б. Т. Ермагамбетов, В. А. Хрупов и др. // Химия и технология топлив и масел. 1994. — № 4. — С. 4−6.
  138. Lanxiong Y. Sandstone heavy oil reservoir alteration and its influence in steam injection recovery of Liaohe oil field / Y. Lanxiong, Y. Huixian, L. Zhichang // 7th Unitar Intern, conf. on Heavy Crude & Tar Sands. China. — 1998. — V. 2. -P. 1243−1252.
  139. Mendez Z. Laboratoiy results of the effect of sodium silicate in steam injection processes / Z. Mendez, B. Meza, E. Manrique et al. // 6th Unitar Intern, conf. on Heavy Crude & Tar Sands. USA. — 1998. — Vol. 2. — P. 363−374.
  140. Graff R.A. Modification of coal by subcritical steam: pyrolysis and extraction yields / R.A. Graff, S.D. Brandes // Energy & Fuels. 1987. — № 1. — P. 84−88.
  141. Katritzky A.R. Aquathermolysis: reactions of organic compounds with superheated water / A.R. Katritzky, S.M.A. Siskin // Accounts of chemical research. 1996. — № 29. — P. 399−406.
  142. Meredith W. Trapping hydropyroliysates on silica and their subsequent thermal desorption to facilitate rapid fingerprinting by GC-MS / W. Meredith, C.A. Russell, M. Cooper // Organic Geochemistry. 2004. — № 35. — P. 73−89.
  143. Katritzky A.R. Aqueous high-temperature chemistry of carbo- and heterocycles. Sulfides and disulfides / A.R. Katritzky, S.M.A. Siskin, A.R. Lapucha et al. // Energy & Fuels. 1990. — V.4. — № 5. — P. 562−571.
  144. О.П. Химический состав нефти. Обнаружение и идентификация непредельных углеводородов / О. П. Паренаго // Нефтехимия. 1999. — Т. 39.-№ 5.-С. 328−338.
  145. М.Б. Общая характеристика строения непредельных углеводородов нефтей по данным спектроскопии ЯМР! Н и ЗС / М. Б. Смирнов, В. А. Мелихов, О. П. Паренаго и др. // Нефтехимия. 1993. — Т. 33.-№ 6.-С. 482−487.
  146. М.Б. Изучение непредельных соединений в дистиллятных фракциях олефинсодержащих нефтей методом ЯМР 'Н / М. Б. Смирнов, В. А. Мелихов, Е. Б. Фролов и др. // Нефтехимия. 1992. — Т. 32. — № 6. — С. 483−489.
  147. Yusupova T.N. Distribution and composition of organic matter in oil-and bitumen-containing rocks in deposits of different ages / T.N.Yusupova, L.M.Petrova, R.Z.Mukhametshin et al. //J. Therm. Anal. Cal. 1999. -V. 55. -P. 107.
  148. Т.Н. Применение термического анализа для диагностики твердых битумов / Т. Н. Красавина, И. С. Оношко // Литология и полезные ископаемые. 1969. — № 3. — С. 3−9.
  149. Современные методы исследования нефтей: справ.-метод. пособие / Под ред. А. И. Богомолова, М. Б. Темянко, A.M. Хотынцевой. Л.: Недра, 1984. -431 с.
  150. И.Н. Химия нефти / И. Н. Дияров, И. Ю. Батуева, А. Н. Садыков и др. -М: Химия, 1990.- 240 с.
  151. Ал.А. Углеводороды нефти / Ал.А. Петров. М.: Наука, 1984. — 264 с.
  152. В.А. Геохимические исследования и методы прогноза при поисках и разведке нефти и газа. Учебное пособие / В. А. Чахмахчев. М.: РГУ нефти и газа, 2002. — 222 с.
  153. Hong Z. The quotations and origin of Сю+ n-alkanes in crude oils and source rocks / Z. Hong, H. Guanghui, Z. Cuishan et al. // Organic Geochemistry. -2003. -№ 34. -P.1037−1046.
  154. Ahmed M. Changes in the molecular composition of crude oils during their preparation for GC and GC-MS analysis / M. Ahmed, C.G. Simon // Organic Geochemistry. 2004. — № 35. — P.137−155.
  155. Г. П. Дифференциация нефтей Ромашкинского месторождения по биомаркерным параметрам / Г. П. Каюкова, A.M. Миннегалиева, А. Г. Романов и др. // Нефтехимия. 2006. — Т. 46. — № 5. — С. 341−351.
  156. Ал.А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России / Ал.А. Петров // Нефтехимия. 1995. — Т.35. — № 1. — С. 25−37.
  157. М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов / М. В. Дахнова // Геология нефти и газа.- 2007.- № 2.- С. 81 — 89.
  158. В.И. Рентгеноструктурные исследования небитуминозной части рассеянного органического вещества осадочных пород / В. И. Дубовик, О. П. Четверикова // Доклады АН СССР. -1974. Т.219. — № 2. — С.454−457.
  159. Порай-Кошиц М. А. Основы структурного анализа химических соединений / М.А. Порай-Кошиц. М.: Высшая школа, 1989. — 192 с.
  160. С.А. Классификация многомерных наблюдений. / С. А. Айвазян, З. И. Бежаева, О. В. Староверов. М.: Статистика, 1974. -238 с.
  161. Н.К. Новые нефти Казахстана и их использование: Металлы в нефтях / Н. К. Надиров, А. В. Котова, В. Ф. Камьянов и др. Алма-Ата: Наука, 1984.-448 с.
  162. С.А. Микроэлементы в нафтидах и их использование при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений / С. А. Пунанова //Нефтехимия.-2001. -Т.41. -С. 185−193.
  163. Р.А. Закономерности распределения ванадия, никеля и их порфириновых комплексов в нефтяных компонентах / Р. А. Галимов, Л. Б. Кривоножкина, В. В. Абушаева и др. // Нефтехимия. 1990. — Т.30. — № 2. -С. 170−174.
  164. Lopez L. V/Ni ratio in maltene and asfhaltene fractions of crude oils from the west Venezuelan basin: correlation studies / L. Lopez, L.S. Monaco, F. Galarraga et al. // Chemical Geology. 1995. -V.l 19. — № 1−4. — P. 255./>
  165. Golubev Y.A. Observations and morphological analysis of supermolecular structure of natural bitumens by atomic force microscopy / Y.A. Golubev, O.V. Kovaleva, N.P. Yushkin // Fuel. 2008. — № 87. — P. 32−38.
  166. Zhang C. Thermal and catalytic conversion of asphaltenes / C. Zhang, C.W. Lee, R.A. Keogh et al. // Fuel. 2001. — V. 80. — P. 1131−1146.
  167. Trejo F. Precipitation, fractionation and characterization of asphaltenes from heavy and light crude oils / F. Trejo, G. Centeno, J. Ancheyta // Fuel. 2004. -№ 83. — P. 2169−2175.
  168. И.Н. Нефтегазовые нанотехнологии для разработки и эксплуатации месторождений / И. Н. Евдокимов, А. П. Лосев // Учебное пособие РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. М., — 2007. — 4.1. — 58 с.
  169. Ю.М. Изучение состава твердых углеводородов в асфальто-смоло-парафиновых отложениях методом дифференциальной сканирующей калориметрии / Ю. М. Танеева, Т. Н. Юсупова, Д. А. Халикова и др. // Технологии нефти и газа. 2007. — № 1. — С. 72−76.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!