Представлены результаты исследования физико-химических и реологических свойств вязких парафинистых нефтей месторождений Монголии - Тамсагбулаг, Цагаан-Элс, Зуунбаян и юга Западной Сибири - Майского и Фестивального месторождений в интервале температур 20 - 90 С при различных скоростях сдвига, их взаимодействия с нефтевытесняющими композициями на основе ПАВ и щелочных буферных систем. Установлено, что композиции оказывают деэмульгирующее действие на исследованные вязкие парафинистые нефти, вне зависимости от состава и структуры ПАВ. Зависимость температур начала кристаллизации парафинов в нефтях от температуры предварительного прогрева имеет экстремальный характер, при этом максимальные температуры начала кристаллизации парафинов соответствуют температурам предварительного прогрева 50 -60 С. Исследована способность неионогенных ПАВ - оксиэтилированных алкилфенолов с различной степенью оксиэтилирования, от 12 до 90, проявлять депрессорные свойства по отношению к парафинистым нефтям, снижать вязкость нефтей и температуру начала кристаллизации парафинов.

Исследовано влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей с различным содержанием смол, асфальтенов и парафиновых углеводородов. Показано, что после магнитной обработки происходит существенное изменение парамагнитных, антиоксидантных и вязкостных характеристик парафинистых и высоковязких нефтей. Количественный показатель центров ингибирования возрастает с увеличением содержания в нефтях спиртобензольных смол. Период полного восстановления парамагнитных и антиоксидантных свойств совпадает со временем восстановления реологических характеристик нефти.

На примере тяжелых, высоковязких нефтей месторождений Усинское и Ляохэ изучены основные тенденции изменения их состава и свойств при термолизе в лабораторных условиях. Эксперименты проводились в автоклаве периодического действия в интервале температур 200-350 °С с добавлением воды и внесением минеральной добавки для изучения характера влияния нефтеносной породы. Продукты термолиза представлены газами, нерастворимыми продуктами карбонизации, преобразованной нефтью. Обнаружено, что в жидких продуктах термолиза содержание азота, серы отличается от такового для исходных нефтей, повышается содержание асфальтенов, уменьшается доля смол и масел. В составе продуктов акватермолиза возрастает доля азотистых оснований, ароматических и кислородсодержащих структурных фрагментов, появляются амиды. Существенно изменяются удельный показатель поглощения нефтей и их фракций при длине волны 500 нм, а также индивидуальный состав алканов и нафталинов. Тенденции изменения основных параметров состава при акватермолизе усинской нефти и нефти месторождения Ляохэ прямо противоположны. Влияние минеральной добавки на результаты термолиза проявляется только на уровне выхода жидких продуктов, их элементного, группового и функционального (по данным ИК-спектров) составов и незаметно на уровне структурно-группового и индивидуального составов идентифицированных в маслах соединений.