Изучены низкомолекулярные азотсодержащие основания высокосмолистых высокопарафинистых нефтей. Показано, что их структурно-групповой состав не зависит от содержания в нефтях смолисто-асфальтеновых веществ и парафинов и характеризуется набором соединений, типичным для основной массы добываемых нефтей.

Изучены распределение и структурно-групповой состав низкомолекулярных азоторганических соединений основного характера в высокопарафинистой малосмолистой нефти из палеозойских отложений Западной Сибири. Показано, что содержание этих соединений в исследуемой нефти ниже, чем в одновозрастных мало- и среднепарафинистых малосмолистых нефтях региона. Структурно-групповой состав сильных оснований высокопарафинистой нефти характеризуется набором соединений, типичным для западно-сибирских нефтей.

С использованием комплекса методов выделения, разделения и анализа получены данные о химической природе смол и асфальтенов высоковязкой нефти и природного битума. Установлено, что высокомолекулярные компоненты нетрадиционных источников углеводородного сырья имеют сходные фракционный и качественный составы. Совокупность полученных результатов позволяет полагать, что для переработки исследованных объектов могут быть использованы единые технологические схемы.

Изучены равновесные условия для гидратов, полученных из эмульсий воды в нефтях Юрубчено-Тохомского, Верхнечонского, Герасимовского и Усинского месторождений, а также относительные скорости образования гидратов в соответствующих системах. Сделан вывод, что присутствие нефти не изменяет равновесных условий гидратоообразования. Увеличение содержания в нефти смолисто-асфальтовых веществ и парафинов приводит к уменьшению скорости гидратообразования.

Проведено моделирование процесса осадкообразования в нефти. Установлено, что образование осадка зависит от количества твердых парафинов, смол и асфальтенов, а так же от структурных особенностей молекул смол и асфальтенов. Наличие длинных боковых цепей снижает способность асфальтенов к самоассоциации. В безасфальтеновых нефтях в отстуствии твердых парафинов количество осадка растет с увеличением концентрации смол,а в высокопарафинистых уменьшается. В нефтях, в которых отсутствуют смолы или они содержатся в очень малых количествах, с увеличением концентрации асфальтенов отстутствии твердых парафинов количество образующегося осадка снижается, а при высокой концентрации парафинов увеличивается.

В работе представлены данные о распределении и структурно-групповом составе азотсодержащих оснований и серосодержащих соединений в тяжелых высокопарафинистых нефтях. Установлено, что парафинистость и смолистость нефти не влияет на качественный состав гетероатомных соединений. Показано, что c увеличением парафинистости нефти в составе этих соединений повышается доля структур с развитым алкильным замещением.

Методом вибрационной вискозиметрии изучено восстановление механически разрушенной кристаллизационной структуры высокопарафинистой нефти. Зарегистрирована быстрая начальная стадия процесса. Измерено механическое сопротивление разрушенной и сформировавшейся структуры. Для описания кинетики процесса предложено релаксационное уравнение.

Изучены распределение и состав азот- и сероорганических соединений в тяжелых нефтях пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Показано, что исследованные нефти характеризуются высоким содержанием серы и азота. Особенностью усинских нефтей является повышенное количество низкомолекулярных азотсодержащих оснований, среди которых значительную долю составляют азоткислородсодержащие компоненты. В составе низкомолекулярных азотистых оснований увеличено относительное содержание полициклических ароматических структур. Низкомолекулярные сернистые соединения представлены, главным образом, сульфидами и тиофенами, с преобладанием последних. Среди гетероциклических ароматических сернистых соединений доминируют дибензотиофены.

Изучены распределение и состав азотсодержащих оснований в тяжелой нефти Усинского месторождения и ее смолистых компонентах. Установлено, что смолы усинской нефти аккумулируют более половины содержащегося в ней основного азота. Азотсодержащие основания нефти и ее смолистых компонентов представлены высоко- и низко молекулярными соединениями. С использованием методов осаждения хлористым водородом и сернокислотной экстракции выделены основания с различной молекулярной массой. Полученные концентраты исследованы методами структурно-группового анализа и газовой хромато-масс-спектрометрии. Показано, что средние молекулы азотистых оснований нефти и смол состоят из полициклических ядер, включающих ароматические и насыщенные циклы с различным алкильным обрамлением. Основной вклад в цикличность их средних молекул вносят нафтеновые кольца. Средние молекулы оснований смол отличаются более выраженным нафтеновым характером и развитым алкильным замещением. В составе низкомолекулярных азотистых оснований нефти и смол присутствуют алкилпроизводные хинолина, бензо- и дибензохинолинов, в составе высокомолекулярных - алкилпроизводные бензо- и дибензохинолинов и азапиренов. Идентифицированные соединения преимущественно представлены алкилбензохинолинами, качественный состав которых практически не зависит от природы и молекулярной массы исследуемого образца.

Исследованы слабоосновные азотсодержащие соединения нефтей из среднеюрских отложений Западной Сибири. Показано, что они представлены соединениями со слабоосновной функцией и сильными основаниями с развитым алифатическим замещением. В составе слабоосновных соединений исследованных нефтей присутствуют циклические амиды типа пиридинов, их гидрированные аналоги, хинолинкарбоновые кислоты и эфиры соответствующих хинолинкарбоновых кислот. Во всех нефтях преобладают циклические амиды. Среди сильных оснований, сопутствующих соединениям со слабоосновной функцией, установлены производные пиридина, хинолина, бензо-, дибензохинолина. Азотсодержащие сильноосновные соединения доминируют. С увеличением возраста среднеюрских отложений в составе низкомолекулярных азоторганических соединений нефтей возрастает доля лактамов и сильных оснований с общей формулой CnH2n-zN.

Рассмотрены вопросы разработки и использования базы данных по физико-химическим свойствам нефти, созданной в ИНституте химии нефти СО РАН. Обсуждаются структура базы данных и вопросы отобраажения информации на цифровых картах. Представлены некоторые результаты анализа свойства тяжелых, высоковязких высокосмолистых и высокопарафинистых нефтей из разных нефтегазоносных бассейнов мира, полученные с использованием базы данных.

В работе представлены экспериментальные данные изучения поведения водонефтяной эмульсии в условиях механического воздействия. Показано, что кварц существенно интенсифицируются процессы деструкции углеводородов нефти. Установлено, что механообработка эмульсии приводит к увеличению содержания смол и асфальтенов в нефти. Увеличение длительности механообработки эмульсии в присутствии кварца приводит к снижению содержания твердых парафинов в нефти.

Изучен состав низкомолекулярных азотсодержащих оснований в нефтях и рассеянном органичесок веществе пород верхнеюрского комплекса Западной Сибири. Установлено, что качественный состав этих соединений одинаков. Азотистые основания всех исследованных образцов представлены хинолинами, бензо- и дибензохинолинами, азапиренами, тиофенохинолинами и бензотиофенохинолинами. Преобладают азаарены, в составе которых доминируют алкибензохинолины. Для органического вещества пород характерно более высокое относительное содержание менее алкилированных структур.

В связи с истощением мировых запасов легокизвлекаемого углеводородного сырья внимание многих исследователей в последние годы обращено к разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Высоковязкие, высокозастывающие нефти представляют собой раствор твердых парафинов, асфальтенов, смол в жидких углеводородах. Высокое содержание асфальтосмолопарафиновых компонентов (АСПК) в нефтях является причиной проблем, связанных с их добычей, транспортировкой по трубопроводу, хранением и переработкой. Поиску путей решения этих проблем посвящено множество работ отечественных и зарубежных исследователей. Эти исследования направлены, главным образом, на изучение состава и структуры высокомолекулярных парафинов (восков), смол и асфальтенов, изучению их взаимодействий между собой при образовании асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), выявлению причин образования и поиску способов их разрушения. Проведены исследования особенностей и закономерностей в углеводородном составе нефтей с различным содержанием АСПК.

Рассмотрены вопросы применения метода геостатистического анализа, основанного на новых информационных технологиях, для исследования распределения высоковязких нефтей в зависимости от изменения физико-химических свойств. Показано, что высоковязкие нефти в среднем являются тяжелыми, сернистыми, высокосмолистыми, высокоасфальтеновыми, с низким содержанием парафинов и легкой фракции.

В рамках лабораторного моделирования превращений высокомолекулярных компонентов пластовых нефтей при использовании тепловых методов повышения нефтеотдачи изучен состав продуктов гидротермальной конверсии природного концентрата смолисто-асфальтеновых веществ (асфальтита) при температурах до 575 оС. Установлено. что в интервале 175-575 оС происходит термодиструкция, приводящая к образованию газов, в частности H2S, жидких и нерастворимых продуктов (нефти и карбено-карбоидов, соответственно). В жидких продуктах гидротермальной конверсии по сравнению с исходным образом повышено содержание масел. Содержание асфальтенов уменьшается. Соотношение бензольных и спирто-бензольных смол существенно меняется в пользу последних, они обогащены кислородсодержащими структурными фрагментами. Относительное содержание высокомолекулярных (>C20) н-алканов в продуктах конверсии при 175-325 оС выше, а при 350-575 оС ниже, чем в исходном асфальтите. При температурах >400 оС в составе продуктов конверсии присутствуют a-олефины.

Исследованы смеси растворов нефтяного парафина и нефти с высоким содержанием смолистоасфальтеновых компонентов. Выявлено, что при введении в 6 % раствор нефтяного парафина в гексане 0,02-0,4 % мас. нефти происходит высаживание асфальтенов. Показано влияние концентрации нефти и ультразвуковой обработки на распределение по размерам асфальтеновых частиц.

Изучен состав структурных фрагментов молекул смол и асфальтенов тяжелой нефти Усинского месторождения, содержащих связи С - S сульфидов, и серосодержащих соединений ее масляных компонентов. Состав серосодержащих фрагментов асфальтенов исследован отдельно для их низко- и высокомолекулярной фракции, а также окклюдироанных мальтенов. Установлено, что в составе фрагментов смолисто-асфальтеновых веществ, связанных через сульфидные мостики, присутствуют алканы, нафтены, моно- и полициклические ароматические углеводороды, дибензотиофены, одноосновные алифатеческие кислоты. Серосодержащие структуры масляных компонентов представлены алкилзамещенными тиофенами, бензо-, дибензо-, бензонафтотиофенами и бициклическими сульфидами. При термической переработке нефти происходит разрушение молекул смол и асфальтенов по сульфидным мостикам с переходом отдельных фрагментов в состав дистиллятов, что следует учитфвать при их облагораживании.

Приведены результаты лабораторных экспериментов по воздействию на современный озерный осадок всестороннего сжатия и термолиза, которыми характеризуются этапы формирования осадочной толщи в условиях позднего диагенеза и катагенеза. Показано, что на стадии позднего диагенеза образование азотистых оснований нефти не происходит. Состав этих соединений формируется в процессе термического преобразования органического вещества молодых осадков.

Исследовано взаиимодействие различного количества озона с компонентами тамсагбулагской нефти. Изучено изменение элементного и группового составов, свойств образующихся продуктов. Предположено, что изменение группового состава в результате озонирования связано с образованием кислородсодержащих соединений и укрупнением молекул смолисто-асфальтеновых веществ высокопарафинистой нефти.

Методом микрокалориметрии исследовано явление образования вторичного ингибитора в процессе ингибирования жидкофазного радикального окисления высокомолекулярными гетероатомными соединениями нефти. Исследованы смолисто-асфальтеновые вещества различного происхождения; показано, что в процессе модельной реакции радикального окисления под действием пероксидного радикала из нефтяных соединений образуются новые структуры с фенольными и хиноидными группами, выполняющие роль вторичного ингибитора. На основе разности между мощностями тепловыделения в режиме инициированного и ингибированного окисления предложена формула для расчета констант скорости вторичного ингибирования ky. Показано, что константы ky существенно меньше по величине, чем константы скорости ингибирования для исходного нефтяного ингибитора.

Методами хроматомасс-спектрометрии, ИК- и ПМР-спектроскопии, ротационной вискозиметрии исследован состав и вязкостно-температурные свойства парафинистой высокосмолистой нефти, обработанной в ультразвуковом поле. Показано, что ультразвуковая обработка приводит к увеличению в масляной фракции обработанной нефти доли низкомолекулярных н-алканов, снижению вязкости и температуры застывания нефти.

Исследована зависимость численности и активности пластовой микрофлоры от химического состава и вязкости нефтей, позволяющая решать задачи повышения эффективности технологий и увеличения нефтеодачи в условиях добычи трудноизвлекаемых видов нефтей с аномальными свойствами (вязкие, тяжелые, парафинистые, смолистые). Для изучения особенностей влияния химического состава нефти на численность, распространение и активность пластовой микрофлоры использованы данные о микробиологических свойствах пластовых вод 16 нефтяных месторождений различных нефтегазносных бассейнов России, Монголии, Китая и Вьетнама. Данные о физико-химических свойствах нефтей этих месторождений получены из базы данных, созданной в Институте химии нефти СО РАН по физико-химическим свойствам нефтей мира. Установлено, что пластовые воды месторождений вязких нефтей харктеризуются значительной чиленность гетеротрофных и сульфатвосстанавливающих бактерий, а пластовые воды месторождений нефти с высоким содержанием парафинов - численностью денитрифицирующих бактерий.

Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Показана высокая способность к разделению водонефтяных эмульсий нового деэмульгатора, в состав которого входят блоксополимер на основе окиси этилена и окиси пропилена с вязкостью 800 сPs при 25 оС и модифицирующий компонент (талловое масло, обработанное гидроксидом натрия).

Эксперты считают, что в среднесрочной перспективе Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн будет главным резервом нефтедобычи. В силу этого исследование основных свойств высоковязких нефтей бассейна не только актуально, но и имеет высокое практическое значение. В частности, анализ закономерностей изменения вязкости нефтей в зависимости от глубины залегания, проведенный авторами при поддержке гранта РФФИ "Обь" (проект № 05-05-98009), показал уменьшение вязкости с увеличением глубины залегания. По физико-химическим свойствам высоковязкие нефти в среднем являются тяжелыми, сернистыми, высокосмолистыми, высокоасфальтенистыми с низким содержанием парафинов и фракции н.к. 200 оС. По возрасту пород высоковязкие нефти в основном являются мезозойскими.

Рассмотрены методические вопросы комплексного анализа пространственных и количественных изменений физико-химических свойств трудноизвлекаемых нефтей. Целью комплексного анализа свойств тяжелой, вязкой, высокосмолистой, малопарафинистой и высокопарафинистой нефтей является установление географических закономерностей их распределения, зависимости изменения их физико-химических свойств от глубины залегания, возраста нефтевмещающих пород, литологических характеристик коллекторов и термобарических условий их залегания. Пространственный анализ осуществлен на основе использования средств геоинформационных систем (ГИС) и ГИС-технологий. Приведены результаты сравнительного анализа пространственных изменений физико-химических свойств вязких нефтей континентов, стран и нефтегазоносных бассейнов.

Проведен анализ распределения трудноизвлекаемых нефтей (тяжелых, вязких, парафинистых и высокосмолистых) по объему запасов. Изучены особенности физико-химических свойств этих видов нефтей. Показано, что тяжелые, вязкие и высокосмолистые нефти по физико-химическим свойствам являются в среднем тяжелыми и сверхтяжелыми, сверхвязкими, отличаются от перечисленных тем, что они относятся к нефтям средней плотности и повышенной вязкости и являются высокопарафинистыми, с самым низким содержанием серы, смол и асфальтенов. Выявленные закономерности могут быть использованы при решении практических задач нефтяной отрасли.