К вопросу о добычи тяжелых углеводородных ресурсов методом внутрипластового окисления

ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

УДК 665.7.03

М. А. Бурнина, Р. Р. Закиева, А. Н. Петрова, Д. В. Баранов, А. И. Лахова, С. М. Петров

К ВОПРОСУ О ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ

МЕТОДОМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ОКИСЛЕНИЯ

Ключевые слова: освоение тяжелых нефтей и природных битумов, внутрипластовое окисление, крекинг.

В статье приведены научно-прикладные аспекты внутрипластового окисления природного битума основанного на применении энергии, полученной от экзотермической окислительно-восстановительной реакции тяжелых углеводородных компонентов нефти в пластовых условиях при контакте с кислородом закачиваемого воздуха.

Keywords: the development of heavy oil and natural bitumen in-situ oxidation, cracking.

The article presents applied scientific aspects situ natural oxidation of bitumen based on the use of energy derived from the exothermic oxidation-reduction reaction of heavy hydrocarbon oil components in situ by contact with oxygen injected air.

Постоянно растущие потребности человечества в энергии и химическом сырье привели к значительному истощению известных запасов тех ресурсов, для которых характерно сочетание низкой стоимости добычи и высокой эффективности использования, в первую очередь это касается нефти и газа. Как известно, 96% разведанных мировых запасов нефти находятся в северном полушарии, из них более половины, сосредоточено в залежах 24-42 северной широты, которые интенсивно разрабатываются. В настоящее время, переоценка ценностей, осуществляемая в мировой структуре топливно-энергетического баланса, делает актуальным вопрос освоения уже известных месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. По химическому составу они представляют собой сложные смеси углеводородов и их производных, содержащих серу, кислород, азот, а так же металлы в основном ванадий, никель, железо, магний и хром. Повышенная степень окисленности и большая степень

ассоциированности, характерная для природных битумов, в значительной степени коррелируется с большим содержанием в них гетеросоединений, а также смол и асфальтенов. Плотность битума колеблется от 0,96 до 1,08 г/см3, вязкость от тысяч до сотен тысяч сПз и выше. Природные битумы находятся, как в песчаниках, так и в карбонатах и доломитах, в Коми битумы залегают в девонских и каменноугольных карбонатно-терригенных

отложениях, в Татарстане битумные месторождения относятся к пермским и карбонатным отложениям. В основном пласты залегают на глубине от 50 до 400 м, с преобладающей мощностью от 2 до 10 м [1,2,3-7].

Особенности залегания природных битумов, их аномальные вязкостные и другие физико-химические характеристики делают в подавляющем большинстве случаев неэффективными методы, используемые для разработки обычных нефтяных

месторождений. Вместе с этим разнообразие свойств природных битумов, глубины залегания, мощности пластов и характер вмещающих пород также выдвигают различные требования к методам их извлечения.

Карьерные и шахтные методы разработки месторождений природных битумов являются рентабельными только в случае месторождений со значительными запасами битума с неглубоким их залеганием, до нескольких десятков метров [6,7,810]. В этом случае не требуется новых технологических решений, техника бурения и извлечение породы уже известныв добыче твердых полезных ископаемых. Далее отделение битума от породы осуществляется на поверхности с помощью процессов сепарации, флотации,

центрифугирования, экстракции и т.д. Однако к числу недостатков карьерных методов отнесется вредное воздействие на окружающую среду, связанное с газовыми выбросами на установках по отделению и первичной переработки битума, также необходимость восстановления почвенного покрова и его рекультивации.

При залегании битумов на значительных глубинах возможно использование лишь внутрипластовых методов добычи. Чисто физические методы, имеющие целью придание флюиду достаточной подвижности путем вытеснения нагнетанием газа, например, диоксида углерода, или жидкости в сочетании с растворением этих агентов в органической массе, не могут быть успешно реализованы без сочетания с тепловыми методами вследствие высокой вязкости нефти и малой проницаемости пластов. Поэтому такие методы, как правило, служат дополнительными этапами разработки месторождения, основными же технологиями являются закачка пара или кислорода воздуха.

При разработке месторождения с помощью закачки пара обычно давление в пласте

поддерживают в пределах от 2 до 8 МПа, температура закачиваемого пара 110-200°С, при этом используются пяти или семиточные схемы расположения скважин. После паротепловой обработки увеличивается дебит скважин в среднем в 1,5-2 раза, во многих случаях наблюдается высокая обводненность. Дополнительными этапами здесь могут быть направленный гидроразрыв пласта, закачка мицеллярного раствора, щелочного раствора, органического растворителя, природного газа и т.д. Опытными работами по добычи природных битумов из пермских песчаников и карбонатных отложений Татарстана, доказано, что, несмотря на слабую проницаемость пород, малую подвижность флюида и невысокую битумонасыщенность пластов рентабельна промышленная разработка месторождений с помощью закачки пара [8, 9, 11]. Следует отметить, что паротепловая обработка относится к тем видам термического воздействия, которые обеспечивают повышение миграционной способности флюида, не изменяя его химического состава.

Переходя к рассмотрению термического воздействия на пласт с помощью внутрипластового окисления, следует отметить неизбежное изменение химического состава флюида в результате деструкции органических соединений с образованием легких углеводородов, что в совокупности ведет к увеличению нефтеотдачи.

Метод внутрипластового горения применяется при разработке месторождений средней и тяжелой нефти. В данном процессе происходит самовоспламенение нефти в скважине, и фронт горения поддерживается за счет подачи воздуха в пласт. Топливом необходимым для поддержания фронта горения является тяжелой нефтяной остаток или кокс, который осаждается на частицах песка в процессе дистилляции, термического крекинга нефти перед фронтом горения. Внутрипластовое горение описывается простой цепной реакцией, которая состоит из двух этапов: осаждение топлива и высокотемпературное окисление. Высокая концентрация топлива приводит к уменьшению фронта горения и увеличению потребности воздуха, что отражается на повышении затрат при компримировании воздуха [12, 13, 14-21]. С другой стороны, если концентрация топлива слишком мала, теплоты сгорания оказывается недостаточно, чтобы произошло самовоспламенение. Взаимодействие между топливом и кислородом в процессе внутрипластового горения является гетерогенной реакцией. Для поддержания горения необходимо пропускать газ-окислитель через зону горения.

Все большее распространение получает метод внутрипластового горения с применением горизонтальных добывающих и вертикальных инжекционных скважин (рис. 1).

1 - Горизонтальные добывающие скважины пробуривают около основы нефтяного пласта.

2 - Инжекционные скважины пробуривают вертикально в призабойной зоне горизонтальных скважин. В вертикальные и горизонтальные скважины закачивают пар в течение короткого

промежутка времени, чтобы подготовить пласт к подаче воздуха. Время самовоспламенения после подачи воздуха в значительной степени зависит от температуры предварительного нагрева.

Рис. 1 - Применение горизонтальных добывающих скважин вместе с вертикальными нагнетательными скважинами при добыче тяжелой и битуминозной нефти

3 - После того, как пласт подготовлен, начинается подача воздуха. Когда воздух контактирует с битумом, он самовоспламеняется и горение продолжается, пока осуществляется подача воздуха.

4 - Вертикальный фронт горения расширяется и медленно перемещается от призабойной зоны горизонтальной скважины к приствольному участку добывающей скважины. Тяжелая, битуминозная нефть подвергаетсявысокотемпературному воздействию.

5 - Нефть вместе с испарившейся водой и продуктами горения движется по горизонтальной скважине благодаря гравитационному дренированию и перепаду давления между пластом и добывающей скважиной.Применение горизонтальных скважин обеспечивает большую производительность по сравнению с обычными вертикальными скважинами, что обусловлено большей площадью контакта между продуктивным пластом и горизонтальной скважиной. Кроме того, горизонтальные скважины располагают вдали от межфазового контакта, чтобы уменьшить образование водяного и газового конуса, в результате чего меньше падение давления и улучшается совокупная добыча нефти.

Для осуществления низкотемпературного окислениянаиболее благоприятнымисчитаются следующие условия:мощность пласта - не менее 3 м, во избежание больших потерь тепла;достаточно высокая пористость и нефтенасыщенность, для обеспечения экономической

эффективности;плотность нефти в интервале 0,82..1,0 г/см3;проницаемость не ниже 100 мД, для обеспечения миграции вязкой нефти; глубина залегания в пределах 100..1200 м[22-24].

Показателем эффективности процесса внутрипластового окисления является удельный расход кислорода воздуха на 1 т добытой нефти, которой не должен превышать 500 м3.В процессе

закачки воздуха, если время нахождения воздуха в нефтяном пласте продолжительно или температура достаточно высока, может быть достигнуто полное или почти полное потребление кислорода, что необходимо для предотвращения взрыва в добывающей скважине. Поэтому небольшая скорость реакций низкотемпературного окисления при низких температурах в пласте может быть преодолена, если учитывается большие расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами. Кроме того, экзотермический эффект низкотемпературного окисления увеличивает скорость реакции, что приводит к увеличению потребления кислорода и повышает безопасность процесса, а также увеличивает нефтеотдачу.Для сильно неоднородных пластовили каналов с высокой проницаемостью закачка воздуха может быть использована, чтобы увеличить однородность распределения газового потока [23-28].

Процесс внутрипластового окисления осуществляется, как и процесс паротеплового воздействия, по пятиточечной или более сложной схеме и включает на первом этапе закачку окислителя - воздуха, смеси воздуха или кислорода с паром в инжекционную скважину. Далее в забое этой же скважины, если не произошло окисление, осуществляется разогрев с помощью различных нагревателей. При стабильном процессе образуется внутрипластовый движущийся фронт окисления, вызывающий образование последовательных зон:зоны нефтесодержащей породы, освобожденной от органической массы; зоны окисления, температура в которых поддерживается от 270 до 420°С, однако не должен допускаться нагрев до температуры начала пиролиза углеводородов 450°С; зоны испарения, в которой происходят испарение пластовой воды и процессы деструкции органической массы; зоны конденсации водяного пара, называемой водяным валом;зоны начальных температур, в которой температура снижается до исходной температуры пласта [27, 28, 29-31].

Механизм процесса низкотемпературного окисления и возможные пути реакции представлены на рисунке 2.

к,"

Я" + СО \

я,н + к—с=о

+ 1/2 Оа +1/2 02 Я—СН3 -- я—сн2-он- я—сно

о

к

д

я

о

о

л

__он -—

СО, + Ц"

он

л г

о

яон

ЯП

Рис. 2 - Механизм реакций процесса низкотемпературного окисления углеводородов

В результате протекания реакций низкотемпературного окисления происходит частичное окисление молекул углеводородов с образованием соединений, содержащих -СН2-ОН-(гидроксильную) и -СНО (альдегидную) группы. Дальнейшее окисление -СНО групп приводит к образованию соединений, содержащих

карбоксильные группы, которые в свою очередь отрываются от основной углеводородной цепочки с образованием СО2. Согласно второму пути протекания реакции из Я-СНО сначала образуется радикал Я - СО% затем СО. Так как СО активен, то далее он может подвергнуться окислению до СО2.

Скорость реакций низкотемпературного окисления увеличивается с ростом давления и температуры. Увеличение парциального давления кислорода приводит к увеличению растворения кислорода в нефти, а с увеличением температуры лишь на 30°С скорость реакции окисления увеличивается в 3 раза. Чем выше температура, тем выше скорость реакции и тем больше образуется СО2.

В нефтяном месторождении тяжелая нефть находится вместе с водой, которая либо была в пласте, либо была введена при вторичных методах добычи. Внутрипластовое горение применяется в качестве вторичного или третичного метода добычи, тогда какпроцесс низкотемпературного окисления, который включает реакции взаимодействия кислорода и нефти при температуре ниже температуры горения, будет эффективен и в присутствии воды. В присутствие воды снижается вязкость и кислотность продуктов реакции. Присутствие воды способствует не только декарбоксилированию карбоновых кислот, но и удалению некоторых полярных компонентов, таких как сульфаты [32, 33].

Соединения с длинной углеводородной цепочкой (к примеру, парафины и асфальтены) легче подвергаются окислению при относительно низкой температуре по сравнению с легкими компонентами нефти, что было подтверждено

экспериментальными данными при сравнении легкой и тяжелой нефтей. Легкие предельные углеводороды и ароматические соединения окисляются при относительно более высокой температуре. Таким образом, в первую очередь внутрипластовому окислению подвергаются наиболее тяжелые составляющие нефти, асфальтены, смолы и т. д., их расход, по данным различных авторов колеблется от 4 до 18 % добытой нефти, коэффициент нефтеотдачи достигает 70-80%. Индикацией процесса внутрипластового окисления и определения положения его фронта обычно осуществляется на основании результатов анализа газов, по содержанию О2, М2, СО и СО2, измерения температуры в эксплуатационных скважинах.

Изменения теплового потока в процессе окисления показали, что экзотермический эффект реакций зависит от концентрации кислорода, также как и от скорости нагрева. Процесс низкотемпературного окисления, который заключается в интегрировании молекулы кислорода

в структуру углеводорода с разрывом связи, при низких концентрациях О2 является экзотермичным, однако тепловые эффекты этих реакций очень малы. При температуре ниже 400°С молекулярная масса нефти практические не изменяется с изменением концентрации кислорода, так как механизм реакции при данной температуре в большей степени зависит от температуры, чем от концентрации О2. Энергия активации для реакций низкотемпературного окисления меняется незначительно при изменении концентрации О2. Что касается реакций внутрипластового горения, то энергия активации уменьшается с увеличением концентрации кислорода. Уменьшение энергии активации показывает, что при разных концентрациях О2 протекают различные реакции: частичное окисление и внутрипластовое горение. Если содержание кислорода ограничено, то реакция неполного окисления будет доминировать над реакцией внутрипластового горения, и наоборот. Для максимального экзотермического эффекта процесса окисления необходимо оптимальное соотношение кислорода и нефти.

Сложные физико-химические явления, сопровождающие процесс окислительной термодеструкции природного битума, приводят к тому, что выделяющаяся органическая масса представляет собой стабильную эмульсию, состав которой зависит от содержания воды в разрабатываемой залежи. Что касается реакционной воды, образующейся за счет кислорода нагнетаемого воздуха и водорода, содержащегося в молекулах компонентов битума, то её количество не может превышать, как показывают расчеты, 1-4 % на нефть. Причинами высокой стабильности эмульсий следует считать наряду с наличием в битумной нефти естественных эмульгаторов образование их дополнительного количества за счет крекинга и окисления. Кроме того в данной системе наряду с эмульсией типа «вода в нефти» присутствует и эмульсия «нефть в воде». Эмульсия, полученная при термическом воздействии на пласт, представляет собой полидисперсную систему с частицами дисперсной фазы от 1 до 30 мкм, причем наибольшее число частиц имеет размер менее 5 мкм. К числу причин образования стабильных эмульсий относится интенсивное перемешивание в пласте вследствие высокой скорости, флуктуаций давления и температуры, а также несущественную разницу в плотностях битума и воды. Заслуживающим внимание является тот факт, что в пластовой воде после термоокислительного воздействия на пласт зафиксировано повышенное содержание спиртов, а также присутствие низших альдегидов и кетонов.

Деструктивные процессы, происходящие в зоне испарения, наряду сокислением тяжелых компонентов, значительно изменяют состав и характеристики исходной нефти, данные из литературных источников приведены в таблице. Так резко снижается плотность и вязкость, почти вдвое возрастает содержание светлых фракций выкипающих до 350°С, уменьшается содержание

серы в значительных количествах, до 21 %, идентифицируются олефиновые углеводороды.

Прежде всего, следует отметить, что молекулярные массы продуктов термического воздействия ниже молекулярной массы исходной нефти. В то время как у асфальтенов превращенных продуктов молекулярная масса существенно выше, чем у асфальтенов в нативном битуме. Указанное обстоятельство свидетельствует о том, что при термоокислительном воздействии на пласт происходят процессы диспропрционирования, приводящие к уменьшению молекулярной массы одних продуктов и увеличению молекулярной массы других (табл. 1).

Сравнение соответствующих фракций исходной нефти и продуктов термоокислительного воздействия на пласт по содержанию серы свидетельствует, что обессеривание происходит несущественное.

Таблица - Изменение состава и свойств нефти после использования метода внутрипластового окисления

Показатели Нефть

исходная после ВО

Физические свойства:

Плотность, при 20°С г/см3 1,0 0,898

Вязкость, при 24°С, сПз 500000 10000

Температура застывания, °С - -28,9

Фракционный состав, % об.:

н.к.-204°С - 3,3

232-343°С 10,0 61,4

343-482°С 26,0 32,6

выше 482°С 64,0 2,7

Элементный состав, % мас.:

С 86,7 84,7

Н 10,3 12,3

О 1,4 1,9

Б 0,75 0,14

N 0,1 0,02

Молекулярная масса 651 270

Изменение компонентного состава особенно значительны для продукта, извлеченного из инжекционной скважины, где содержание асфальтенов уменьшается до 1,8 %, а коксуемость -до 3,8 %, также снижается содержание смол, увеличивается выход светлых фракций по сравнению с продуктами, отобранными из добывающих скважин. Хроматограммы

парафинонафтеновых и ароматических

углеводородов бензиновых фракций конечного продукта качественно схожи с хроматограммами соответствующих фракций продуктов

каталитического крекинга. В значительных количествах содержат: олефины нормального строения ~28 %, олефины с одной метильной группой ~23 %, ароматических углеводородов

~12%, изопарафины с одним третичным атомом ~8%, нормальные парафины ~8 %, нафтены пятичленные ~8%, циклоолефины пятичленные ~4%, изопарафины с двумя третичными атомами ~3%.

Таким образом, особенности продуктов, получаемых путем внутрипластового окисления, вызывают необходимость модернизации

существующих схем нефтеперерабатывающих заводов. Из литературных данных известно, что для средних и тяжелых фракций продуктов внутрипластового окисления характерно высокое содержание непредельных соединений, серы, высокие температуры застывания. В литературе имеются сведения, что после стадий деасфальтизации, гидроочистки и депарафинизации полученные продукты могут быть использованы в качестве охлаждающих и рабочих жидкостей, а также базовых компонентов смазочных композиций. Так, наличие непредельных соединений обеспечит маслам газостойкость, присутствие в масляных фракциях низкозастывающих ароматических углеводородов делает их необходимыми в составе нефтепродуктов предназначенных для освоения арктического шельфа. Асфальтеновые концентраты после деасфальтизации могут применяться для производства сажи. В свою очередь, остаток природного битума выкипающий выше 550°С соответствует остаточному битуму по ГОСТ 2224590.

Литература

1. ВигдергаузМ.С. Продукты термического воздействия на битуминозный пласт / Издательство Саратовского университета. 1986. 103 с.

2. I. M. Abdrafikova, G. P. Kayukova, S. M. Petrov, A. I. Ramazanova, R. Z. Musin,V. I. Morozov. Conversion of extra-heavy Ashal'chinskoe oil in hydrothermal catalytic system // Petroleum Chemistry. - 2015. - V.55, № 2. -p.104-111.

3. R.R. Zakieva, I.I. Gussamov, R.M. Gadel'shin, S.M. Petrov, D.A. Ibragimova, L.R. Baibekova. Modification of Petroleum Bitumen by Oxygen-Containing Compounds and Transition Metal Oxides // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2015. - V. 51, № 4. - p. 339-344.

4.S.M. Petrov, Ya.I.I. Abdelsalam, A.V. Vakhin, L.R. Baibekova, G.P. Kayukova, E.A. Karalin. Study of the Reological Properties of Heat-Treatment Products of Asphaltic Oils in the Prescence of Rock-Forming Minerals // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2015. - V. 51, № 1. - p. 133-139.

5. G.P. Kayukova, V.P. Morozov, R.R. Islamova, F.F. Nosova, I.N. Plotnikova, S.M. Petrov, A.V. Vakhin. Composition of Oils of Carbonate Reservoirs in Current and Ancient Water-Oil Contact Zones // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2015. - V. 51, № 1. - p. 117-126.

6. G.P. Kayukova, S.M. Petrov, G.V. Romanov.Erratum to: Properties of Base Oils from Heavy Crudes and Native Bitumens of Permmian Deposits of Tatarstan as Function of Degree of Their Natural Metamorphosis // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2014. - V. 55, № 1. - p. 269-269.

7.S.M. Petrov, G.P. Kayukova, I.M. Abdrafikova, G. V. Romanov. Oils and lubricants based on high-viscosity heavy crude oil from the Ashal'chinskoe field // Chemistry and

Technology of Fuels and Oils. - 2013. - V. 49, № 4. - p. 333-341.

8. Serhat Akin, Suat Bagci, Mustafa Versan Kok. Experimental andNumerical Analysis of Dry Forward Combustion with Diverse Well Configuration // Energy & Fuels. - 2002. -№16. - p. 892-903.

9. Bin Gui, Qing Y. Yang, Hui J. Wu, Xin Zhang, Yao Lu. Study of the Effects of Low-Temperature Oxidation on the Chemical Composition of aLight Crude Oil // Energy & Fuels. - 2010. -№24. - p. 1139-1145.

10. Suat Bagci, Mustafa Versan Kok. Combustion Reaction Kinetics Studies of Turkish CrudeOils // Energy & Fuels. -2004. - №18. - p. 1472-1481.

11. Baolun Niu, Shaoran Ren, Yinhua Liu, Dezhi Wang, Lingzhi Tang, Bailian Chen. Low-Temperature Oxidation of Oil Components in an Air InjectionProcess for Improved Oil Recovery. - 2011. - № 25. - p. 4299-4304.

12. Azfar Hassan, Lante Carbognani, Pedro Pereira-Almao. Oxidation of Oils and Bitumen at Various O2Concentrations // Energy & Fuels. - 2010. - № 24. - p. 5378-5386.

13 Mustafa Versan Kok, Suat Bagci. Characterization and Kinetics of Light Crude OilCombustion in the Presence of Metallic Salts // Energy & Fuels. - 2004. - № 18. - p. 858865.

14. Andrew Topf. Insitu: Oil Sands Mining Goes Underground // Oil Sands. - 2010. - septemer-october. - p. 18-19.

15. A. T. Turta, S. K. Chattopadhyay, R.N. Bhattacharya, A, Condrachi, W. Hanson. Current Status of Commercial In Situ Combustion Projects Worldwide // Journal of Canadian petroleum Technology. - 2007. - V. 46, № 11. - p. 1-7.

16. Mullins O.C., Betancourt S.S., Cribbs M.E. et al. The Colloidal Structura of Crude Oil and the Structura of Oil Reservoirs // Energy & Fuels. - 2007. - № 21. - p. 2785-2794.

17.Zuo J.F., Mullins O.C., Dong. C., Zhang D. Modeling of Asphaltene Grading in Oil Reservois // Natural Resources. -2010. - № 1. P. 19-27.

18. Spiecker P.M., Gawrys K.L., Trail C.B. et al. Effects of petroleum resins on asphaltene aggregation and water-in-oil emulsion formation // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. - 2003. - № 220. - p. 9-27.

19. Zhang C., Lee C.W., Keogh R.A. et al. Thermal and catalytic conversion of asphaltenes // Fuel. - 2001. - № 80. p. 11311146.

20. Fan H., Zhang Y., Lin Y. The Catalytic effects of minerals on aquathermolysis of heavy oils // Fuel. - 2004. - № 83. - p. 2035-2039.

21Fan H.,Lin Y. Downhole Catalyst Upgrades Heavy Oil // Oil & Gas Journal. - 2002. - V. 100, № 11. - p. 60-62.

22. Fan H., Lin Y., Zhang L. Studies on Synergetic Effects of miniral and Steam on the Composition Changes of Heavy Oils // Energy & Fuels. - 2001. - № 15. - p. 1475-1479.

23. Патент 6016868 A US 7E 21 B 43/24. Способполучениясинтетическойсыройнефтиизтяжелыхуг леводородов,

добываемыхсишользованиемвнутрипластовогогадрокрек инга / GregoliA.A., RimmerD.P.,

завительипатентообладательWorldEnergy Sy stems, Incorporated; заявл. 20.05.2000; опубл. 25.01.2002. Бюл. №24 (1ч). 28 с.

24. Marcano N., Bennett Huang B., Oldenburg T., Larter S. Using Produced Oil Molecular Composition to Monitor In Situ Upgrading Operations in Oil Sands and Heavy Oil Reservoirs // Recovery - 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, p. 1-4.

25. Graves M., Ren S.R., Rathbone R.R., Fishlock T., Ireland R. Improved residual light oil by air injection (LTO process) // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2000. - V. 39, № 1. - p. 57-61.

26. Bin G, Qing Y.Y, Hui J.W., Xin Z, Yao L. Effect of low-temperature oxidation on the chemical composition of a light crude oil // Energy Fuels. - 2010. - № 24. - p.1139-1145.

27. Al-Saffar H. B., Hasanin H., Price D., Hughes R. Oxidationreactions of a light crude oil and its SARA fractions in consolidated cores // Energy Fuels. - 2001. - № 15. - p. 182-188.

28. Fan H.F., Liu Y.J., Zhong L.G.Studies on the Syergenetic Effects of Mineral and Steam on the Composition Changes of Heavy Oils // Energy & Fuels. - 2001. - № 15. - p. 1475-1479.

29. Shah A., Fishwick R. P., Gary A. L, Wood J., Rigby S. P., Greaves M. A review of novel techniques for heavy oil and bitumen extraction and upgrading // Energy Environ. - 2010. -№ 3. - p. 700-714.

30. Ren S.R., Greaves M., Rathbone R.R. Air injection LTO process: an IOR technique for light-oil reservoirs // SPE Journal. - 2002. - № 1. - p. 90-99.

31. Shakirullah M, Ahmad I., Khan M.A., Shah A.A., Ishaq M, Rahman H. Conversion of asphalt into distillate products // Energy Conversion Management. - 2008. - № 49. - p. 107108.

32. Zeinab K., Ian D.G., Nader M. Detailed Study of Low-Temperature Oxidation of an Alaska Heavy Oil // Energy & Fuels. - 2012. - № 26. - p. 1592-1597.

33. ПетровС.М., ХаликоваД.А., АбдельсаламЯ.И., идр. Потенциал высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения как сырья для нефтепереработки // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т 16. № 18. С. 261-265.

© М. А. Бурнина - аспирант каф. ХТПНГ КНИТУ, Р. Р. Закиева - магистр той же кафедры КНИТУ, А. Н. Петрова -магистр каф. ХТПНГ КНИТУ, Д. В. Баранов - магистр той же кафедры, А. И. Лахова - инженер каф. ХТПНГ КНИТУ, lfm59@mail.ru, С. М. Петров - канд. техн. наук, доцент КНИТУ.

© M. A. Burnina - PhD student KNRTU, R. R. Zakieva - II undergraduate year of study Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing Department engineer, KNRTU; A. N. Petrova - I undergraduate year of studyChemical Technology of Petroleum and Gas Processing Department engineer, KNRTU, D. V. Baranov - I undergraduate year of studyChemical Technology of Petroleum and Gas Processing Department engineer, KNRTU; A. I. Lakhova - engineer, Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing Department engineer, KNRTU, lfm59@mail.ru; S. M. Petrov - PhD, Associate Professor KNRTU.