CC BY
169
УДК 622.276
А. И. Хамидуллина, Д. А. Ибрагимова, С. М. Петров, З. Р. Закирова
ВЛИЯНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ И КАТАЛИТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДОБЫЧИ НА СОСТАВ И СВОЙСТВА ИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ
Ключевые слова: акватермолиз, Thai-Capri, SAGD, VAPEX.
Рассматриваются каталитические методы апгрейдинга нефти по качеству, составу и вязкости, методы Thai-Capri, SAGD,VAPEX, акватермолиз, адсорбционное удаление асфальтенов из нефти на различных наноча-стицах оксидов металлов. Учитываются решения возможных проблем при добыче нефти и битуминозных
Keywords: aquathermolysis, Thai-Capri, SAGD, VAPEX.
We consider upgrading oil catalytic methods for quality, composition and viscosity methods Thai-Capri, SAGD, VAPEX, akvatermolysis, adsorptive removal of asphaltenes from the crude oil at different metal oxide nanoparticles. Taking into account the decision of possible problems in oil and tar sands.
В настоящее время развитие нефтяной промышленности РФ обусловлено состоянием ее минерально-сырьевой базы углеводородного сырья, значительную часть которой составляют трудноизвле-каемые запасы, такие как высоковязкие нефти, природные битумы и нефтеносные пески. Актуальность технологий добычи тяжелых нефтей и природных битумов растет, так как запасы этих ресурсов превышают запасы обычной (легкой) нефти. Транспортировка и обработка тяжелой нефти осложнена из-за высокой вязкости и ухудшенного состава нефти. Поэтому разрабатываемые в настоящий момент технологии большей частью обращены на снижение вязкости (апгрейдинг нефти). В своей статье мы хотим остановиться на каталитических методах ап-грейдинга нефти по вязкости и составу, т. е. улучшение выхода светлых, уменьшение содержания ас-фальтосмолистых компонентов и уменьшение вязкости. Рассматриваются методы Thai-Capri, SAGD, VAPEX, N-Solv, CCS и акватермолиз.
Многие ученые считают, что асфальтены являются ответственными за многие проблемы, связанные с освоением тяжелыхвысоковязких нефтей. Nasaar и др[5,6] исследовали адсорбционное удаление асфальтенов из тяжелых растворов нефти на различных типах наночастиц оксида металлов. Результаты показали, что значительное количество асфальтенов адсорбировалось на наночастицах в течение очень короткого времени. Исследования этих ученых показали, что различные наночастицы проявляют эффективность в каталитической паровой газификации адсорбированных асфальтенов. Данные полученные этими учеными могут быть применимы для освоения нефтеносных песков, потому что удаление асфальтенов адсорбцией и его последующей газификацией каталитическим паром позволит улучшить качество нефти. Таким образом, этот процесс является экономически эффективным и экологически чистым методом, который существенно сокращает выбросы газов, а так же производит ценные конечные продукты.
Следующий метод - парогравитационный дренаж (SAGD), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный
способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через неф-тенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитацион-ного воздействия начинается со стадии предпрогре-ва, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтена-сыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения [7].
Несмотря на то, что на сегодняшний день технология SAGD является самым успешным термическим процессом увеличения извлечения нефти, используемая на битуминозных песках и тяжелых нефтяных пластах, она обладает следующими недостатками:
1. Необходимы большие объемы воды (на 0,16 м3 битума приходится 1,1 м3 воды).
2. Около 25 м3природного газа необходимо для выработки 1 м3 битума [8].
песков.
Один из «холодньк» методов добычи битума предполагает вместо закачки пара - обработку битума в пласте растворителем (метод УЛРБХ) -закачка растворителя в пласт в режиме гравитаци-оннного дренажа. В этом способе используются пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи низки [7].
Все эти методы имеют два существенных недостатка:
• достаточно высокая себестоимость получаемой нефти;
• ущерб, наносимый окружающей среде в процессе добычи.
Новая технология к-8о1у, представляющая собой модифицированный метод закачки растворителя в пласт, позволяет увеличить добычу нефти из нефтеносных песков, снизить себестоимость нефти и свести воздействие на окружающую среду к минимуму.
В технологии м-8о1у в качестве растворителя используется природный газ (пропан), что требует значительно меньше энергии по сравнению с использованием пара. Растворитель нагревают до невысокой температуры (~50°С) и закачивают в нефтеносный песок. Растворитель разлагает битум. Самые тяжелые компоненты битума остаются под землей, а более легкая нефть и растворитель, пригодный для повторного использования, поднимаются наверх. Кроме того, масса получается менее вязкой, чем при традиционном подземном способе, и ее можно сразу транспортировать по нефтепроводу.
Сама идея использовать газ в качестве растворителя для извлечения нефти была предложена в 70-х годах прошлого века. Но из-за низкой скорости процесса растворения битума по сравнению со скоростью движения газа в пласте технология оказалась не применимой. Развитие современных технологий добычи позволили довести идею до практически реализуемого и коммерчески привлекательного метода разработки.
Использование технологии горизонтального бурения скважин, адаптированной для использования в нефтеносных песках, позволило увеличить площадь контакта с породой и соответственно ускорить процесс растворения битума, а также увеличить темп отбора нефти. Модернизация самой технологии к-бо1у посредством нагревания растворителя, а также очистки его от примесей метана позволило значительно повысить эффективность процесса. Было выяснено, что присутствие метана в пласте значительно ухудшает процесс теплообмена на границе растворитель-битум. А использование чистого растворителя, нагретого до умеренной температуры, обеспечивает очень эффективный механизм по удалению метана из пласта.
Испытание технологии на битумных залежах Атабаски показало значительно более высокую
эффективность метода N-solv по сравнению с методом VAPEX, а также довольно широко используемым методом8ЛОБ.
Технология N-Solv - это «чистая» технология разработки битумных песков:
• нет необходимости в использовании воды;
• значительно снижает выбросы парниковых газов (на 85%)
Технология N-Solv обеспечивает практическую применимость для разработки залежей тяжелой нефти и природного битума:
• подходит для выработки маломощных коллекторов;
• для начала добычи требуются меньшие капиталовложения;
• не требует дальнейшей модернизации и адаптации;
• требования к агенту закачки ниже по сравнению с технологией SAGD [9].
Следующий метод Toe-to-HeelAirInjection' является новой технологией добычи ВВН и ПБ путем горения с вертикальной воздухонагнетательной скважиной и горизонтальной добывающей (THAI). Грейвс и Кся [10] в своей работе подробно описывают технологию THAI. Этот процесс основан на принципе сгорания в пласте малой части нефти за счет чего происходит добыча и мобилизация тяжелой и неподвижной части нефти. Главной особенностью является то, что используется горизонтальная добывающая скважина вместо вертикальной добывающей скважины.
Кся и др. [11] пишут, что термический крекинг тяжелой нефти, происходящий во время процесса, не только помогает нефтеотдаче, но также дополнительно улучшает свойства нефти. Исследования показали, что такие проблемы, как сжигание больших объемов природного газа для производства пара и обработки огромного количества воды можно избежать с технологией THAI. По исследованиям Ричарда, Филиппа и Эмиля [12] 85% исходной нефти можно восстановить с THAI по сравнению с OOIP для SAGD и CSS 40-50% и 20-25% соответственно. Кся и др. [11] наблюдали значительное сокращение в нефти тяжелых металлов, как Ni и Va, и агрессивных элементов, таких как сера.
Метод THAI-CAPRIразработан нефтяным научно-исследовательским институтом (PRI) [11, 13].Целью их исследования былоулучшение свойств тяжелой нефти путем кольцевого размещения катализатора вокруг перфорированной горизонтальной добывающей скважины. Этот каталитический реактор показан на рисунке 1. Реакция термического крекинга происходит в зоне подвижной нефти и кокса. Подвижная зона нефти и кокса содержит воду (пар), нефть и газы горения, так же монооксиды углерода и небольшое количество непрореагировав-шего кислорода.
Как полагают Hajdo, Hallam, Vorndran [14], источником водорода являются реакции газификации и конверсии водяного пара.
Таким образом, по мнению Вайсмана и Мура [15,16] THAI-CAPRI создает идеальные условия для каталитического улучшения свойств нефти.
Фрснт гашнпшш Хаподхи ХЪр^^прлЕжщггю
гор Het™ И® 7ÏÎK3IÔÏ ] -; ' Ь
лась при некаталитическом горении в присутствие воды.
Воздух к вода ДЛЯ ЕСТфЫЮа
Колыггвэй от-иш^тор
Рис. 1 - СхемапроцессаТЫА1-САРМ
Некоторые возможные реакции обогащения в процессе THAI-CAPRI были описаны Xia и Grives [11]:
а) термический крекинг (пиролиз): Тяжелый остаток^-легкая нефть+кокс (1)
б) Окисление кокса (HTO): кокс+02^С0+С02+Н20 (2)
в) Окисление тяжелого остатка: Тяжелый остаток+02^С0+С02+Н20 (3)
г) Отторжение углерода: CHx^CHx1+C(x1>x) (4)
д) Добавление водорода: CHx+H2^CHx1(x1>x) (5) Haijo считает [6], что в основном из реакций
газификации углеводородов и водяного пара можно получить водород.
е) Газификация углеводородов: CHX ^ C +x/2H2
C+H20(steam)^C0+H2 (6)
C + C02 ^ C0
ж) Конверсия водяного пара: C0+H20^C02+H2 (7)
Проблема в процессе CAPRI - это продление срока службы катализатора в течение достаточного времени для обработки наступающего фронта реакций.
Не смотря на то, что процесс ТНА1уже используется для улучшения свойств и состава тяжелой нефти и битума, он нуждается в оптимизации по нескольким направлениям:
1) изменение давления в сторону уменьшения
2) изучения механизмов химических реакция при различных реакционных средах
3) изучение роли металлов в процессе в качестве потенциальных ядов или катализаторов.
Рассматриваются результаты разработки битуминозных песков Атабаски с помощью микрореактора CAPRI на основе упакованного катализатора вокруг горизонтальной добывающей скважины THAI (как показано на рис. 2).
В свете подобных исследований, становится актуальным вопрос сравнения технологий обычного и каталитического горения в пласте в процессах извлечения нефти. Авторы статьи [17] провели эксперименты на месте горения, используя в качестве объекта исследования нефть средней плотности марки Clair (19,8 ° API) при низком давлении в топливном элементе. Испытания проводились для каталитического и некаталитического процесса, сухого и влажного прямого горения. Результаты показали, что присутствие катализатора способствует горению, однако самая высокая добыча нефти наблюда-
Сечение трубопр' вода
Катализатор
Нефтеносная порода
Рис. 2 - Схема THAI-CAPRI скважинаокружен-ная гравийно-упакованным «катализатором»
В этой статье [17] используется метод Huff и Puff. В этом процессе вводят перегретую воду в скважину для снижения вязкости сырой нефти. Процесс используется в коммерческих целях для извлечения тяжелой нефти уже с 1960-ых годов и с тех пор он применяется для восстановления тяжелых нефтей и битуминозных песков, как песков Атабаски, битуминозного песка Калифорнии, тяжелой нефти Ориноко и т.д. [18]. Блок- схема этого процесса представлена на рис. 3.
S рак Cloned well
ЕШ Пмирпии
■ ' ' ' ' iH^I
щтт
1 Т£ЖЭШЕ СЫрЕЛ НёЙТЬ. 3. ЗоН£ Е£ГСНК- 3 Зона СПИЩЕНОфСаННОГО п-ЕрЕ. 4 Эош г^рЕ,5 Т^чк ыааю н {нидаиофоинный лар
Рис. 3 - Упрощенная схема последовательности операций процесса Хаффа и Паффа, используемой в промышленных масштабах для освоения тяжелых сырых нефтей
Процесс Хафф и Пафф состоит из трех эта-
пов: 1. 2. 3.
впрыска перегретого пара в скважину; прогревание в течение нескольких дней; добыча нефти. Хайн [19] впервые назвал термический крекинг в присутствии воды акватермолизом. Этот процесс обычно используется для добычи и транспортировки тяжелой сырой нефти. Впрыск пара передает тепловую энергию углеводородам. Эта тепловая энергия разбивает большие молекулы на меньшие, и как следствие, замечено снижение вязкости и улучшение реологических свойств тяжелых нефтей. Хайн и др. [20] предложили следующую химическую реакцию для акватермолиза: КСНгСНгБСН^ШО^/ЖСЩ+СОг+Нг+НгБ+СНф
Из-за того, что связь С^ разрывается, вязкость тяжелой сырой нефти снижается. Сераоргани-
ческим соединениям не разорваться одним путем, как показано выше, только сложной последовательностью шагов. Водород поступает из воды и может принять участие в модернизации тяжелой нефти, и, следовательно, улучшить качество нефти. При подачи пара CO2 можно получить из тяжелой нефти и из металлов карбонаты.
Преимущества акватермолиза:
1. снижение вязкости, и, следовательно, улучшение ее реологических свойств;
2. обессеривание;
3. гидрирование, и, следовательно, повышение качества тяжелой нефти.
Пункты 1 и 3 вместе повышают добычу и транспортировку нефти из резервуаров на НПЗ. Каталитический процесс не требует дополнительного места, т. к. он может происходить внутри резервуаров. Тем не менее, по мнению Мухаммеда А.А. и Сонга Г. [20,21] в нефтяных месторождениях на месте залегания должен быть использован катализатор и донор водорода в зависимости от свойств тяжелой нефти и конечных требований.
Хайн [19] исследовал акватермолиз тяжелой нефти из тиолана и тиофена. Сераорганические компоненты тяжелой нефти реагируют с водой таким же образом, как модельные соединения. Однако, производство газов акватермолизом из тиолана почти в 10 раз выше, чем из тиофена. Таким образом, производство газов из тяжелых нефтяных углеводородов зависит от количества соединений серы, присутствующих в нефти. Хайн и др. [19] заметили, что производство H2S является одинаковым для канадских и венесуэльских тяжелых сырых нефтей, хотя содержание серы в первом 5% масс, а во втором только 2,3% масс. Это указывает на то, что реакционная способность соединений серы венесуэльской нефти больше, чем у канадской нефти. Вязкость канадской тяжелой нефти первоначально увеличилась во время акватермолиза при более низкой температуре (200 или 240°С). Предполагается, что хоть вязкость тяжелой нефти увеличивается, средняя молекулярная масса не изменяется, указывая, что увеличение вязкости не является результатом полимеризации в ходе реакции. Увеличение вязкости (вместо уменьшения) на начальном этапе объясняет, что даже при низкой температуре, может быть небольшое производство легких углеводородов. Потеря этих легких углеводородов может увеличить вязкость жидкости. Однако эта небольшая потеря может не иметь большого влияния на среднюю молекулярную массу. Если акватермолиз проводят в течение длительного времени, например, 60-90 дней даже при более низкой температуре 240°С, вязкость снижается так как ожидается. Когда реакцию проводят при температуре 300°С, вязкость обычно падает с продолжительностью реакции. Однако противоположная тенденция наблюдается при испытании ак-ватермолиза на венесуэльской тяжелой нефти. Вязкость конечного продукта постепенно снижается со временем. Rivas и др.[22] заметили обратную тенденцию. Вязкость битума из CerroNegro (венесуэльского) уменьшилась после 3 дней реакции, а после 20 дней реакции начала увеличиваться. В этом слу-
чае был использован водный раствор сульфата никеля в качестве добавки для акватермолиза.
После того, как Кларк [22-27] изучил аква-термолиз на нескольких ароматических и алифатических соединениях серы, стало ясно, что снижение вязкости в основном идет за счет расщепления связи С-8. Отсюда возникает вопрос, может ли акватермо-лиз быть применен к тяжелым сырым нефтям, имеющим низкое содержание серы. В месторождении в Северо-Восточной части Китая Ляохэ содержание серы в нефти не более 0,5%масс. Поэтому процесс акватермолиза интересует китайских исследователей по отношению к малосернистым нефтям. Российские ученые так же проявляют интерес к процессам преобразования к термическим и термокаталитическим преобразованиям высоковязких нефтей и природных битумов, как с высоким содержанием серы, так и с низким [28-30].
Саниер [31] предлагает другие процессы, такие как термическая обработка, разбавление легких фракций, эмульсии и т.п., для снижения вязкости и облегчения транспортировки нефти. Выше указывалось, что акватермолиз является термическим процессом. Свободные радикалы могут быть сгенерированы во время разрушения из больших связей. Иногда, эти свободные радикалы участвуют в реакциях полимеризации и образуют более крупные молекулы. Это приводит к производству более вязких материалов вместо снижения вязкости. Поэтому предлагается использование различных минералов и катализаторов для того, чтобы ингибировать образование свободных радикалов и улучшить снижение вязкости.
Хайн [19] для исследования акватермолиза использовал два типа реакторов: кварцевая трубка, и сосуд, изготовленный из стали с высоким содержанием никеля и кобальта. Результаты показали, что снижение вязкости в сосуде было более заметно, чем в кварцевой трубке. Именно тогда стало очевидным, что металлы (N1 или Со) оказывают влияние на акватермолиз. Катализаторы, используемые, для акватермолиза, можно условно разделить на четыре категории: минеральные, водорастворимые катализаторы, маслорастворимые катализаторы, и рассеянные катализаторы. Часто используются растворители в качестве доноров водорода вместе с катализаторами.
Обработка и производство битуминозных песков сталкивается с рядом проблем:
- снижение капитальных и эксплуатационных затрат
- ухудшение качества синтетического сырья для удовлетворения жестких требований рынка
- сокращение потребления природного газа для производства Н2
- снижение объемов разбавителя, необходимо для достижения битумных спецификаций для перевозки
- сокращение выбросов парниковых газов, особенно выбросов С02.
Тем не менее, учли [1-3] целый ряд возможных решений, особенно для минимизации производства
водорода из природного газа и потребление разбавителя, а именно:
- использование вязкости редукторов;
- развитие новых источников водорода, например, газификация угля/кокса;
- подогрев трубопровода;
- частичная или полная модернизация в области;
- возврат контуров разбавителя.
В качестве заключения стоит отметить, что сравнение термических и каталитических методов добычи позволило выделить особенности влияния водной среды, температуры и катализаторов на состав и свойства извлекаемой нефти.
Литература
1) Pereira, P.; Romero, T.; Velasquez, J.; Tusa, A.; Rojas, I.; Camejo, W.; Rosa-Brussin, M. U.S. Patent 6,030,522, 2000.
2) Pereira, P.; Marzin, R.; Zacarias, L.; Cordova, J.; Carrazza, J.; Marino, M. U.S. Patent 5,885,441, 1999.
3) Carrazza, J.; Pereira, P.; Martinez, N. U.S. Patent 5,688,741, 1997.
4) Nashaat N. Nassar, Azfar Hassan, Pedro Pereira-Almao. Application of Nanotechnology for Heavy Oil Upgrading: Catalytic Steam Gasification/Cracking of Asphaltenes/ En-ergy&Fuels 2011, 25, 1566-1570.
5) Nassar, N. N.; Hassan, A.; Pereira-Almao, P. Energy Fuels 2011, 25, 1017-1023.
6) Nassar, N. N. Energy Fuels 2010, 24, 4116-4122.
7) Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов 2007.
8) Amhad Shah, Joseph Wood, Robert Fishwick, Malcolm Greaves and Sean Rigby. In-situ up-greading of heavy oil/natural bitumen:CAPRI process optimization
9) http://vseonefti.ru
10) M. Graves, T.X. Xia (2001). CAPRI-Downhole Catalytic Process for Upgrading Heavy Oil:Produced Oil Properties and Composition, Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, June 12 - 14.
11) T. X. Xia, M. Greaves, M.S. Werfilli, R.R. Rathbone (2002). THAI Process—Effect of Oil Layer Thickness on Heavy Oil Recovery Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, June 11 - 13
12) F. Meyer Richard, D. Attanasi Emil, and A. Freeman Philip (2007). Heavy Oil and Natural Bitumen Resources in Geological Basins of the World, USGS Open File-Report 2007-1084.
13) Xia, T.X. and M. Greaves, (2000). Upgrading Athabasca Tar Sand Using Toe-to-Heel Air Injection, SPE/Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well
Technology held in Calgary, Alberta, Canada, 6-8, November.
14) L.E. Hajdo, R.J. Hallam and L.D.L. Vorndran (1985). Hydrogen Generation During In-Situ Combustion, PSE Paper No 13661, presented at the SPE California Regional Meeting, Bakersfield California (March) 27-29.
15) J.G. Weissman, (1997). Review of processes for downhole catalytic upgrading of heavy crude oil, Fuel Process. Technol., 50, N2. 2-3, 199-213.
16) R.G. Moore, C.J. Laureshen, S.A. Mehta, M.G Ursenbach, J.D.M Belgrave, J.G. Weissman and R.V. Kessler (1999b). A Downhole Catalytic Upgrading Process for Heavy Oil Using In Situ Combustion, J. Can. Petrol. Technol., 38, No. 13, PAPER.96-72.
17) Musa B. Abuhesa, R. Hugnes. Comparison of Conventional and Catalytic in Situ Combustion Processes for Oil Recovery .Energy&Fuels 2009, 23, 186-192.
18) Speight, J. G. The Chemistry and Technology of Petroleum, 4th ed.; CRC Press/Taylor & Francis Group: Boca Raton, FL, 2007.
19) Hyne, J. B.; Greidanus, J. W.; Tyrer, J. D.; Verona, D.; Rizek, C.; Clark, P. D.; Clarke, R. A.; Koo, J. The Second International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Caracas, Venezuela, 1982; p 25.
20) Rivas, O. R.; Campog, R. E.; Borgee, L. G. SPE Annual TechnicalConference and Exhibition, Houston, Texas, October 2-5, 1988; Paper No.18076-MS.
20) Song, G.; Zhou, T.; Cheng, L.; Wang, Y.; Tian, G.; Zhang, J.; Pi, Z. Pet. Sci. 2009, 6 (3), 289.
21) Mohammad, A. A.; Mamora, D. D. SPE/PS/CHOA, International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Society of Petroleum Engineers, Calgary, Alberta, Canada, October 20-23, 2008; Paper No.
117604.
23) Clark, P. D.; Hyne, J. B.; Tyrer, J. D. Fuel 1983, 62, 959.
24) Clark, P. D.; Hyne, J. B.; Tyrer, J. D. Fuel 1984, 63, 125.
25) Clark, P. D.; Hyne, J. B. Fuel 1984, 63, 1649.
26) Clark, P. D.; Dowling, N. I.; Hyne, J. B.; Lesage, K. L. Fuel 1987, 66, 1353.
27) Clark, P. D.; Lesage, K. L.; Dowling, N. I.; Hyne, J. B. Fuel 1987, 66, 1699.
28) Халикова Д.А., Петров С.М., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т 16. № 3. С. 217-221.
29) Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каю-кова Г.П., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т 17. № 7. С. 248252.
30) Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каю-кова Г.П., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т 17. № 10. С. 207211.
31) Saniere, A.;Henaut, I.; Argillier, J. F. Oil Gas Sci. Technol. 2004, 59 (5), 455.
© А. И. Хамидуллина - магистрант гр. 413-МП4, каф. химической технологии нефти и переработки газа КНИТУ, aigul200505@mail.ru; Д. А. Ибрагимова - к.х.н., доц. той же кафедры, khalidina@mail.ru; С. М. Петров - к.т.н., доц. той же кафедры; З. Р. Закирова - студент той же кафедры, zakirova.zuhra@yandex.ru.
© A. 1 Khamidullina - Master of group 413-MP4, Department of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing, KNRTU, aigul200505@mail.ru; D. A. Ibragimova - Ph.D in Petroleum chemistry, associate professor Dept. of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing, KNRTU, khalidina@mail.ru; S. M. Petrov - Ph.D in Petroleum chemistry, associate professor Dept. of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing, KNRTU; Z. R. Zakirova - a student group 4121-44, KNRTU, zakirova.zuhra@yandex.ru.
