CC BY
43
УДК 665.7.03
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2021-1-2-37-42
Акватермолиз высоковязкой нефти Ярегского месторождения в присутствии компонентов породообразующих минералов
А.А. Киекбаев, А.В. Вахин
Казанский (Приволжский) федеральный университет, 420008, г. Казань, Россия E-mail: aitugank81@mail.ru, E-mail: vahin-a_v@mail.ru
Резюме: В этой работе исследованы акватермолиз высоковязкой нефти Ярегского месторождения в присутствии породообразующих минералов и каталитический эффект глинистых пород для повышения нефтеотдачи. Полученные результаты показывают, что минеральная часть горных пород демонстрирует хороший каталитический эффект, подтверждаемый значительным снижением вязкости.
Ключевые слова: тяжелая нефть, породообразующие минералы, паротепловое воздействие, вязкость нефти.
Для цитирования: Киекбаев А.А., Вахин А.В. Акватермолиз высоковязкой нефти Ярегского месторождения в присутствии компонентов породообразующих минералов // НефтеГазоХимия. 2021. № 1-2. С. 37-42. D0I:10.24412/2310-8266-2021-1-2-37-42
AQUATHERMOLYSIS OF HIGH-VISCOSITY OIL OF THE YAREGSKY FIELD IN THE PRESENCE OF COMPONENTS OF ROCK-FORMING MINERALS Aytugan A. Kiekbaev, Alexey V. Vakhin
Kazan (Volga region) Federal University, 420008, Kazan, Russia E-mail: aitugank81@mail.ru, E-mail: vahin-a_v@mail.ru
Absract: In this work, the aquathermolysis of high-viscosity oil from the Yaregsky field in the presence of rock-forming minerals and the catalytic effect of clay rocks for enhanced oil recovery were studied. The results obtained show that the mineral part of the rocks displays a good catalytic effect, confirmed by a significant decrease in viscosity. Keywords: heavy oil, rock-forming minerals, thermal-stream exposure, viscosity of oil. For citation: Kiekbaev A.A., Vakhin A.V. AQUATHERMOLYSIS OF HIGH-VISCOSITY OIL OF THE YAREGSKY FIELD IN THE PRESENCE OF COMPONENTS OF ROCK-FORMING MINERALS. Oil & Gas Chemistry. 2021, no. 1-2, pp. 37-42. DOI:10.24412/2310-8266-2021-1-2-37-42
Ведение
В связи с последними событиями, связанными с отменой льгот по НДПИ в сегменте разработки месторождений высоковязких нефтей (ВВН), перед компаниями-операторами ПАО «ЛУКОЙЛ», АНК «Роснефть» и ПАО «Татнефть» встала острая проблема вопроса о рентабельности дальнейшей добычи высоковязкой нефти и природного битума (ПБ). Сложившаяся ситуация требует новой технологии для совершенно иного подхода к извлечению ВВН и ПБ, которая обеспечит минимальные капитальные затраты, сохраняя и повышая при этом текущий уровень добычи с максимально возможным экономическим эффектом.
Одной из таких известных технологий на сегодняшний день является процесс акватермолиза, основанный на интенсификации добычи высоковязкой нефти и природного битума с использованием различных видов катализаторов. Акватермолиз - это термокаталитическое превращение тя-
желого углеводородного сырья в среде водяного пара (в критических или сверхкритических условиях) при наличии каталитических добавок [1]. Еще в 1982 году Хайн и соавторы сообщили, что металлы могут ускорять акватер-молиз [2]. Горные породы как природные катализаторы играют роль в преобразовании ВВН и ПБ. Еще в 1980-х годах было доказано, что глинистые минералы улучшают физико-химический состав нефти благодаря каталитическому действию и повышенной удельной площади поверхности [3, 4]. М.А. Варфоломеев и др. показали, что глины могут снизить энергию активации высокотемпературного окисления [5].
Глинистые минералы широко распространены в горных породах. Являясь природными катализаторами, они играют важную роль в содействии превращению органического вещества в жидкие и газообразные углеводороды [6]. Глинистые минералы способствуют образованию топлива в процессе пиролиза сырой нефти и в дальнейшем катализировать ее сгорание [7]. Доказано, что иллит способен катализировать низкотемпературное горение линейных алканов [8-9]. Присутствие глины увеличивает удельную площадь поверхности, монтмориллонит (глинистый минерал) оказывает влияние на окисление компонентов нефти, в основном содержащих ароматические углеводороды, что в конечном счете влияет на свойства высоковязкой нефти [10]. Кроме того, было отмечено положительное влияние различной литологии (карбонатит, известняк и песчаник) на окисление высоковязкой нефти [11-13].
Малоизученным процессом является взаимодействие частиц катализатора с минеральной поверхностью породы-коллектора, на которой частицы катализатора удерживаются после закачки и что происходит с компонентным составом горных пород. Существуют немногочисленные исследования, показывающие, что частица катализатора составляет единый комплекс с минеральной поверхностью, и каталитическое функционирование такого комплекса мало изучено. Более того, многие компоненты вмещающей породы обладают каталитическими свойствами.
Считается, что среди минеральных компонентов глинистые минералы в наибольшей степени могут влиять на интенсивность химических процессов преобразования компонентов нефти. В этой связи целью настоящей работы выбрано изучение функционирования катализаторов акватермолиза в присутствии горных пород.
Нами были проведены исследования снижения вязкости ВВН и ПБ при паротепловом воздействии на пласт в системе катализатор и минеральная часть горных пород для Ярегского месторождения. Ярегское нефтяное месторождение расположено в пределах Ухта-Ижемского нефтегазоносного района Тиманской нефтегазоносной области. Район характеризуется малой (от 100-150 до 800-1000 м) и неравномерной толщиной осадочного покрова. Мелкие скопления нефти и газа, многочисленные нефте- газо- и битумопроявления распространены в широком стратиграфическом диапазоне от пород рифей-вендского фундамента до четвертичных отложений, однако промышленные залежи нефти и газа известны лишь в терригенном сред-недевонско-нижнефранском нефтегазоносном комплексе. Залежь тяжелой высоковязкой нефти в песчаниках пласта III на глубинах 120-210 м по размерам и запасам является основным объектом, определяющим промышленное значение Ярегского месторождения.
Материалы
В качестве материалов были использованы образцы нефти Лыаельской площади Ярегского месторождения нефти (УДВН скв. 3504 д., дата отбора 18.12.19), расположенной на территории Республики Коми. В условиях пласта нефть характеризуется плотностью 0,933 т/м3 и имеет объемный коэффициент 1,019 д. ед. Вязкость нефти Лыаельской площади Ярегского месторождения, отобранной с глубины 200 м в пластовых условиях (8 °С) составляет 12 000 мПа-с, при температуре 20 °С - 3100 мПа-с,
50 °С - 350 мПа-с, 100 °С - 49 мПа-с _
[14]. В стандартных условиях нефть соответствует классу битуминозных (плотность - 0,948 т/м3), высоковязких (2540 мПа-c), сернистых (1,06% масс.), высокосмолистых (смол - 38,4% масс., асфальтенов - 2,5% масс.), малопара-финистых (0,41% масс.) (табл. 1).
Образцы горных пород были отобраны в процессе бурения скважин, которые впоследствии подвергались измельчению и просеиванию, чтобы получить порошок глинистых пород размером 63-100 мкм. Их качественный и количественный состав до и после акватермолиза был установлен на основе рентгенофазового анализа. Лабораторное моделирование ПТВ в присутствии катализаторов акватермолиза и горных пород было проведено в реакторе высокого давления (Parr Instruments, США) объемом 300 мл. Автоклав соединен с газовым хроматографом, что позволяет без потери и в режиме реального времени фиксировать продукты реакции (газообразные соединения) и определить состав газообразных продуктов акватермо-лиза. В реактор загружалась смесь тяжелой нефти и воды при массовом
соотношении 70:30 с добавлением различных реагентов: минеральная часть горных пород, нефтерастворимый прекурсор катализатора и донор водорода (соотношение 5,5% масс., 0,4% масс. по металлу и 4,0% масс. на нефть соответственно). Эксперименты проводили в изотермическом режиме при температуре до 250-300 °С и давлении до 90 бар, время нахождения нефти в реакторе составляло 24 ч.
Результаты и обсуждение
Смесь, принятая в качестве исследования, представляет собой трехфазную систему, состоящую из твердой фазы -горной породы и катализатора на основе никеля и железа, жидкой фазы - нефти и воды в паровой фазе. Согласно результатам проведенных исследований, выявлена высокая термическая устойчивость сернистых соединений нефти III пласта. Нефть, содержащая 1,09% масс., серы при перегонке с паром выделяет до 19,7 мг/л сероводорода. Как известно наибольшее количество сернистых соединений содержится в нефтях, расположенных на небольшой глубине (1,5-2 км). С глубиной погружения температура и давление в пластах увеличиваются, катагенные процессы протекают интенсивнее и нефть постепенно обессеривается. Неглубокое залегание залежи и отсутствие прочной покрышки обусловливают потери значительной части легких фракций нефти.
Как видим, исходный образец нефти характеризуется относительно высокой степенью биодеградированности. На рис. 1 представлены хроматограммы по полному ионному току фракций насыщенных и ароматических углеводородов.
Во фракции насыщенных углеводородов фиксируется характерное для биодеградированной нефти распределение нормальных алканов - без выраженного распределения по количеству углеродных атомов. Такая картина
Таблица 1
Физико-химические параметры дегазированной нефти
Параметр Количество исследованных Диапазон значений Принятое значение
скважин проб
Пласт III D3f-D2ef (начальные условия)
Плотность при 20°С, кг/м3 >6 421 944,0-955,0 948
Вязкость, мм2/с
при 20 °С >3 415 2500-3600 2540
при 100 °С н.д. 415 - 60
Молярная масса, г/моль - - - н.д.
Температура застывания, °С 5 5 - ниже -20
Массовое содержание, %:
серы 5 5 0,92-1.41 1,06
смол силикагелевых >3 418 17,3-39,4 38,4
асфальтенов >6 421 2,34-3,79 2,5
парафинов 5 5 0,14-0,84 0,41
масел 3 3 64,0-77,9 73,3
воды 5 5 следы -1,83 <1,83
механических примесей 4 419 0,02-1,0 0,25
Температура начала кипения, °С >5 420 195-250 220
Примечание. В выборке участвуют пробы из скважин 49г, 50г, 181, 183, 193, 726 и 415 проб (за период 1973-1985 гг.) из скважин опытного участка.
Таблица 2
Компонентный состав нефти
обусловлена утратой нефтью насыщенных углеводородов, подверженных окислению и биодеградации. При этом наблюдается выраженный нафтеновый горб - показатель высокого содержания разветвленных алканов, которые не поддаются разделению на хроматографической колонке.
По результатам проведения лабораторных исследований компонентный состав образцов нефти и нефти экстрагированной из керна (табл. 2, 3) показывает, что в нефти содержится высокое количество смолисто-ас-фальтеновых соединений (в сумме около 38% масс.). Основная доля приходится на смолы, что предполагает высокую устойчивость нефтяной дисперсной системы к выпадению ас-фальтенов.
Сравнивая между собой компонентный состав добытой и экстрагированной нефти из керна, мы наблюдаем различия в процентном соотношении компонентов, с преобладанием доли насыщенных и ароматических УВ и при этом соотношение асфальтенов в экстрагированной нефти увеличивается в два раза, в то время как процентное содержание смол уступает добытой нефти. Такая специфика, вероятно, обусловлена адсорбцией нефти на нефтесодержащих породах.
Теперь рассмотрим паротепловое воздействие на динамическую вязкость исходной нефти до и после воздействия (рис. 2), где видим, что относительно исходной нефти пароте-пловое воздействие приводит к незначительному росту содержания смол и асфальтенов в результате потери легких углеводородов. При сопоставлении контрольного опыта и опыта с добавлением в систему катализатора фиксируется снижение содержания тяжелых углеводородов. Даже такое небольшое изменение в содержании смол и асфальтенов обеспечивает значительное изменение вязкости. Использование прототипа катализатора (неоптимального состава) позволяет более чем в два раза снизить вязкость нефти относительно значения вязкости исходной нефти. Предполагается, что изменилось молекулярно-массовое распределение в составе смол и асфальтенов в сторону увеличения низкомолекулярных компонентов этих фракций.
В целях более подробного изучения влияния того или иного катализатора на его функционирование в процессе паротепловой обработке залежи в присутствии минеральных соединений проведена серия экспериментов в реакторе-автоклаве и проанализированы продукты термокаталитического воздействия. По результату анализа серии экспериментов можно сделать вывод, что система, состоящая из катализатора на основе никеля, в присутствии минералов при температуре 300 °С показывает наибольший эффект, снижая динамическую вязкость более чем в четыре раза. В то время как система, состоящая из катализатора на основе никеля в присутствии минералов при температуре 250 °С и система, состоящая из катализатора
Хроматограммы насыщенной (сверху) и ароматической (снизу) фракций по полному ионному току
SАRА-компоненты Исходная Без катализатора С катализатором
Насыщенные УВ 37,2 46,8 44,1
Ароматические УВ 22,4 23,7 26,7
Смолы 37,9 25,8 26,2
Асфальтены 2,5 3,7 3,0
"в
Компонентный состав экстрагированной нефти (из керна)
SАRА-компоненты Исходная Без катализатора С катализатором
Насыщенные УВ 39,2 42,6 40,5
Ароматические УВ 23,4 25,7 25,7
Смолы 31,8 23,8 27,6
Асфальтены 5,6 7,9 6,2
Динамическая вязкость исходной нефти до и после воздействия
Рис. 2
на основе железа в присутствии минералов при температуре 250-300 °С показывают почти одинаковый результат, снижая вязкость почти в два раза с небольшой вариацией между системами.
Теперь рассмотрим происходящий процесс с элементами минеральной части горных пород до и после акватермо-лиза. Изначально минеральный состав горных пород, задействованный в процессе акватермолиза, весьма сложен и разнообразен, в основном он представлен элементами силикатной группы. Для них характерны сложный химический состав и изоморфные замещения одних элементов и комплексов элементов другими. Главными химическими элементами, входящими в состав силикатов, являются Si, O, Al, Fe2+, Fe3+, Mg, Mn, Ca, Na, K, а также Li, B, Be, Zr, Ti, F, H, в виде (OH) - или H2O и др.
Обработка результатов рентгенофазового анализа показала, что в породе, не затронутой паротепловым воздействием, то есть до процесса акватермолиза, присутствует 10-компонентный состав:
- менее 1% - это пирит и доломит; пирит - это серный колчедан, минерал, дисульфид железа химического состава FeS2 (46,6% Fe, 53,4% S). Нередки примеси Со, Ni, As, Cu, Au, Se и др.; доломит - минерал из класса карбонатов химического состава CaCO3^MgCO3;
- 2% - кальцит (известковый шпат) - минерал из класса природных карбонатов, одна из природных форм карбоната кальция (CaCO3);
- 4% - каолинит (от «каолин») - глинистый минерал из группы водных силикатов алюминия. Химический состав Al4[Si4O10](OH)8; содержит 39,5% Al2O3, 46,5% SiO2 и 14% H2O;
- 5% - хлорит это типичные слоистые силикаты, которые по многим параметрам схожи со слюдами;
- 8% - слюда - один из наиболее распространенных породообразующих минералов интрузивных, метаморфических и осадочных горных пород, а также важное полезное ископаемое. Группа слоистых силикатов вулканического происхождения, образовавшихся путем кристаллизации;
- 9% - ломонтит - довольно распространенный минерал, водный алюмосиликат кальция; относится к группе цеолитов;
- 15% - микроклин - широко распространенный породообразующий минерал класса силикатов группы полевых шпатов, кали-натровый полевой шпат, алюмосиликат калия каркасного строения. Один из основных породообразующих минералов гранитов, гранодиори-
тов, сиенитов, гранитных пегматитов, гидротермальных и метаморфических пород (кристаллических сланцев, гнейсов);
- 21% - кварц - один из самых распространенных минералов в земной коре, породообразующий минерал большинства магматических и метаморфических пород. Свободное содержание в земной коре - 12%;
- 36% - альбит (лат. albus - «белый») -один из наиболее распространенных породообразующих минералов, белый натриевый полевой шпат магматического происхождения класса силикатов, алюмосиликат группы плагиоклазов.
После акватермолиза мы провели повторный рентгенофазовый анализ компонентов минеральной части горных пород для выявления произошед-
ших изменений вследствие эксперимента. Выяснилось, что после проведения акватермолиза компонентный состав горных пород сократился до шести наименований: выпали из состава пирит, доломит, кальцит и каолинит. А также уменьшилась доля хлорита, слюды и ломонтита, в то время как доля микроклина и кварца увеличилась, а доля альбита осталась неизменной.
Такая специфика обусловлена тем, что горные породы благодаря химическому составу слагающих залежь выступают в роли естественных катализаторов. Рассматривая зависимость изменения отдельных компонентов от термобарических условий, при достижении интервала температур 153-197 °С происходит потеря массы пирита с поглощением значительного количества теплоты [15]. На основании расшифровки полученных дифракционных картин от образцов обожженных доломитов было установлено, что с увеличением температуры минеральный состав образцов меняется: происходит уменьшение содержания реликтового доломита и увеличение содержания его продуктов распада - кальцита и периклаза, что подтверждается при наших условиях. По мере увеличения продолжительности термической выдержки сырья до 2,5-3 ч уменьшается содержание реликтового доломита до 4%, при этом значение коэффициента размягчения растет с 0,2 до 0,59-0,66 [16]. Было предложено общее объяснение характера зависимости потерь массы кристаллов при нагревании (20-250 °С), декрепитации (300±40 °С), несовпадения кажущегося (в условиях нежесткого тренинга) и теоретического значений энтальпий разложения, которое заключается в присутствии в кальците небольших количеств структурной воды. Касательно каолинита были исследованы твердофазные реакции в природной системе «каолинит - антигорит», при их различных соотношениях в температурном интервале 20-1000 °С. Было установлено, что в результате термических превращений каолинит «растворяется» в антигорите. После обезвоживания в ка-олинитовом остатке сохраняются некоторая степень кристалличности и следы воды, удаляемой при более высокой температуре. Большинство исследователей рассматривают метакаолинит как промежуточную фазу при переходе каолинита в муллит в процессе нагревания.
Процесс дегидратации следует рассматривать как кри-сталлохимический процесс изменения двухслойной решетки каолинита с поглощением значительного количества теплоты, фиксируемого на кривой эндотермическим эффектом. Хлориты глинистых минералов также могут иметь
Таблица 4
Компонентный состав минеральной части горной породы до и после процесса акватермолиза, %
Наименование До акватермолиза После акватермолиза
Пирит < 1 0 %
Доломит < 1 0 %
Кальцит 2 0
Каолинит 4 0
Хлорит 5 0
Клинохлор 3,5
Ломонтит 9 5,5
Слюда 8 7
Микроклин 15 21,5
Кварц 21 26,5
Альбит 36 36
некоторое количество межслоевой воды, в результате чего возникает слабая низкотемпературная эндотермическая реакция, как и у многих иллитов. Как видим, по результатам термобарического воздействия хлориты приобрели свойства клинохлора с процентным составом 3,5% - клинох-лор - минерал, силикат из группы хлоритов. Образует твердый раствор с шамозитом (железистый аналог). В то время как ломонтит и слюда вследствие температурного влияния уменьшились в процентном соотношении, обезвоживаясь, теряя около 1/8 части воды и становясь матовыми и хрупкими. Здесь необходимо отметить, что слюда дает превосходный каталитический эффект, в то время как микроклин и кварц увеличились в объемном соотношении, а альбит остался неизменным.
Для каждой температуры существует свое состояние равновесия. Чем выше концентрация адсорбата, тем больше адсорбция, а чем выше температура, тем меньше физическая адсорбция. Физическая адсорбция протекает самопроизвольно. Адсорбтив стремится занять всю поверхность адсорбента, но этому препятствует процесс, противоположный адсорбции - десорбция, вызванная, как и диффузия, стремлением к равномерному распределению вещества вследствие теплового движения. Также ясно, что чем выше температура, тем меньше физическая адсорбция. Для каждой температуры также существует свое состояние равновесия. Физическая адсорбция протекает достаточно легко, поэтому равновесное состояние устанавливается быстро даже при низких температурах. Хемосорбция связана с энергией активации, и скорость процесса незначительна, но возрастает с повышением температуры, равновесное состояние также устанавливается медленно.
Выводы
Таким образом, результаты проведенных исследований по изучению совместного воздействия термобарических и минеральных факторов на свойства тяжелой нефти подтверждают возможность процессов ее превращения в коллекторах с различным минеральным составом.Резуль-таты проведенных исследований показали, что минеральная часть горных пород, слагающих залежь участвует в процессе акватермолиза и в присутствии катализатора определяет наибольший эффект по снижению динамической вязкости. Выбранные условия экспериментов являются начальными для протекания процессов деструкции смол. В конечных продуктах опытов увеличивается содержание легкокипящих фракций, накапливается значительное количество углеводородов масел, что находит свое отражение на динамической вязкости преобразованных нефтей. Сравнительный анализ показал, что минеральная часть горных пород демонстрирует хороший каталитический эффект, подтверждаемый значительным снижением вязкости, и в присутствии катализатора на основе никеля определяет наибольший динамический эффект по снижению вязкости. По результатам рентгенофазово-го анализа компонентов твердый сорбент - минеральная часть горных пород содержит несколько микроэлементов: Со, Ni, As, Cu, Au, Se, FeS2, CaCO3, Al2O3 SiO2. Состав горных пород после каталитических процессов тяжелой нефти и извлечения из горных пород выявили значительные изменения процентного содержания компонентов, что подтверждает участие коллекторов в процессе аква-термолиза.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шарыпов В.И., Береговцова Н.Г., Барышников С.В., Кузнецов Б.Н. Пиролиз нефтяного остатка и некоторых органических соединений в среде водяного пара в присутствии гематита // Химия в интересах устойчивого развития, 1997. № 3. С. 287-291.
2. Hyne J.B., Greidanus J.W., Tyrer J.D. et а1. The Second International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Caracas, Venezuela, 1982.
3. Drici O., Vossoughi S., 1985. Study of the surface area effect on crude oil combustion by thermal analysis techniques. J. Petrol. Technol. 37, 731-735.
4. Vossoughi S., Willhite G., El Shoubary Y., Bartlett, G. 1983. Study of the clay effect on crude oil combustion by thermogravimetry and differential scanning calorimetry. J. Therm. Anal. Calorim. 27, 17-36.
5. Varfolomeev M.A., Nurgaliev D.K., Kok M.V., 2016. Calorimetric study approach for crude oil combustion in the presence of clay as catalyst.Petrol. Sci. Technol. 34, 1624-1630.
6. Yuan, P., Liu, H., Liu, D., Tan, D., Yan, W., He, H., 2013. Role of the interlayer space of montmorillonite in hydrocarbon generation: an experimental study based on high temperature-pressure pyrolysis. Appl. Clay Sci. 75, 82-91.
7. Ranjbar, M., 1993. Influence of reservoir rock composition on crude oil pyrolysis and combustion. J. Anal. Appl. Pyrol. 27, 87-95.
8. Faure, P., Landais, P., 2000. Evidence for clay minerals catalytic effects during lowtemperature air oxidation of n-alkanes. Fuel 79, 1751-1756.
9. Kok, M., 2006. Effect of clay on crude oil combustion by thermal analysis
techniques.J. Therm. Anal. Calorim. 84, 361-366.
10..Zheng, R., Liao, G., You, H., Song, X., Song, Q., Yao, Q., 2020.Montmorillonite-catalyzed thermal conversion of low-asphaltene heavy oil and its main components.J. Pet. Sci. Eng. 187, 106743.
11.Kok, M., 2009. Influence of reservoir rock composition on the combustion kinetics of crude oil. J. Therm. Anal. Calorim. 97, 397-401.
12.Pu, W., Zhao, S., Pan, J., Wang, R., Chen, L., Kan, N., Wang, L., 2018. Comparative analysis of quartz sand and detritus effects on thermal behavior and kinetics of heavy crude oil.Thermochim. Acta 667, 153-159.
13.Yuan, C.-D., Pu, W.-F., Jin, F.-Y., Zhang, J.-J., Zhao, Q.-N., Li, D., Li, Y.-B., Chen, Y.-F., 2015. Characterizing the fuel deposition process of crude oil oxidation in air injection. Energy Fuel 29, 7622-7629.
14.Рузин Л.М., Морозюк О.А., Дуркин С.М. и др. Особенности разработки залежей высоковязкой нефти // Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13. № 2. С. 58-67.
15.Гуляшинов П.А., Палеев П.Л., Гуляшинов А.Н. Изучение процесса термического разложения скородита и пирита // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2017 № 12. С. 22-27.
16.Шелихов Н.С., Стоянов О.В., Рахимов Р.З., Бирюлева Д.К. Влияние режима обжига на свойства доломитового цемента // Вестник КТУ, 2013. № 7.
С. 77-80.
REFERENCES
1. Sharypov V.l., Beregovtsova N.G., Baryshnikov S.V., Kuznetsov B.N. Pyrolysis of oil residue and some organic compounds in water vapor in the presence of hematite. Khimiya vinteresakh ustoychivogo razvitiya, 1997, no. 3, pp. 287-291 (In Russian).
2. Hyne J.B., Greidanus J.W., Tyrer J.D. The second international conference on heavy crude and tar sands. Caracas, 1982.
3. Drici O., Vossoughi S. Study of the surface area effect on crude oil combustion by thermal analysis techniques. J. Petrol. Technol. 1985, vol. 37, pp. 731-735.
4. Vossoughi S., Willhite G., El Shoubary Y., Bartlett, G. Study of the clay effect on crude oil combustion by thermogravimetry and differential scanning calorimetry. J. Therm. Anal. Calorim., 1983, vol. 27, pp. 17-36.
5. Varfolomeev M.A., Nurgaliev D.K., Kok M.V. Calorimetric study approach for
crude oil combustion in the presence of clay as catalyst. Petrol. Sci. Technol., 2016, vol. 34, pp. 1624-1630.
6. Yuan P., Liu H., Liu D., Tan D., Yan W., He H. Role of the interlayer space of montmorillonite in hydrocarbon generation: an experimental study based on high temperature-pressure pyrolysis. Appl. Clay Sci, 2013, vol. 75,pp. 82-91.
7. Ranjbar M. Influence of reservoir rock composition on crude oil pyrolysis and combustion. J. Anal. Appl. Pyrol., 1993, vol. 27, pp. 87-95.
8. Faure P., Landais P. Evidence for clay minerals catalytic effects during lowtemperature air oxidation of n-alkanes. Fuel, 2000, vol. 79, pp. 1751-1756.
9. Kok M. Effect of clay on crude oil combustion by thermal analysis techniques. J. Therm. Anal. Calorim., 2006, vol. 84, pp. 361-366.
10.Zheng R., Liao G., You H., Song X., Song Q., Yao Q..Montmorillonite-catalyzed
thermal conversion of low-asphaltene heavy oil and its main components. J. Pet. Sci. Eng., 2020, vol. 187, p. 106743.
11.Kok M. Influence of reservoir rock composition on the combustion kinetics of crude oil. J. Therm. Anal. Calorim, 2009, vol. 97, pp. 397-401.
12.Pu W., Zhao S., Pan J., Wang R., Chen L., Kan N., Wang L.,. Comparative analysis of quartz sand and detritus effects on thermal behavior and kinetics of heavy crude oil. Thermochim. Acta, 2018, vol. 667, pp. 153-159.
13.Yuan C.-D., Pu W.-F., Jin F.-Y., Zhang J.-J., Zhao Q.-N., Li D., Li Y.-B., Chen Y.-F. Characterizing the fuel deposition process of crude oil oxidation in air injection. Energy Fuel 2015, no. 29, pp. 7622-7629.
14.Ruzin L.M., Morozyuk O.A., Durkin S.M. Features of the development of high-viscosity oil deposits. Neftegazovoye delo, 2015, vol. 13, no. 2, pp. 58-67 (In Russian).
15.Gulyashinov P.A., Paleyev P.L., Gulyashinov A.N. Study of the process of thermal decomposition of scorodite and pyrite. Mezhdunarodnyy zhurnal prikladnykh i fundamental'nykh issledovaniy, 2017, no. 12, pp. 22-27 (In Russian).
16.Shelikhov N.S., Stoyanov O.V., Rakhimov R.Z., Biryuleva D.K. Influence of the firing regime on the properties of dolomite cement. Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2013, no. 7, pp. 77-80 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Киекбаев Айтуган Аюпович, аспирант кафедры разработки и эксплуатации месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, Казанский (Приволжский) федеральный университет.
Вахин Алексей Владимирович, к.т.н., доцент кафедры разработки и эксплуатации месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, Казанский (Приволжский) федеральный университет.
Aytugan A. Kiekbaev, Postgraduate Student of the Department of Development and Operation of Hard-to-Recover Hydrocarbon Fields, Kazan (Volga Region) Federal University.
Alexey V. Vakhin, Cand. Sci. (Tech), Assoc. Prof. of the Department of Development and Operation of Hard-to-Recover Hydrocarbon Fields, Kazan (Volga Region) Federal University.
