Исследованы изменения в химическом составе основных групп соединений: алканов, аренов, смол, нафтенов, при механической обработке мазута парафинистых нефтей. Общее содержание алканов в мазуте парафинистой нефти повышается примерно на 16 %, высокопарафинистой - на 22 %, доля соединений с числом атомов углерода от С11 до С16 в составе н-алканов увеличивается. Общее содержание аренов уменьшается. Смолы и полиарены могут принимать участие в процессах перераспределения водорода, метальных и других радикалов по соединениям основных групп мазута. Общей тенденцией является уменьшение содержания более высокомолекулярных компонентов и преимущественный распад соединений более сложного разветвленного строения. Механическая активация мазута и получение низкомолекулярных компонентов может быть перспективным направлением его нетопливного использования в маломасштабных локальных производствах.

На примере нефтей Усинского месторождения и месторождения Ляохе изучены основные тенденции изменения состава тяжелых, высоковязких нефтей при тепловом воздействии в присутствии воды. Эксперименты по лабораторному моделированию проводили в интервале температур 200-350 °С с добавлением минеральной добавки для изучения характера влияния нефтеносной породы. Изменение группового состава по сравнению с исходными нефтями характеризуется увеличением содержания асфальтенов и уменьшением содержания спирто-бензольных смол. По данным ПК-спектроскопии в составе продуктов термолиза возрастает доля пиридиновых оснований, сульфоксидов, амидов, карбонилсодержащих соединений ароматических структур. Лабораторный термолиз в среде водяного пара приводит также к заметному изменению состава н-алканов в масляной фракции нефти.

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.

Предложен механизм ингибирования полимеризации виниловых мономеров тяжелыми нефтяными остатками (масла, смолы, асфальтены) в присутствии кислорода воздуха. Определены константы скорости взаимодействия ингибиторов с макрорадикалами стирола. Вычислены стехиометрические коэффициенты ингибирования, зависящие от концентрации. Даны рекомендации по составу рецептуры стабилизаторов, предлагаемых для углеводородных систем на основе отходов переработки нефти.

Изучен углеводородный состав тяжелой, высокосмолистой, высокопарафинистой, малосернистой нефти месторождения Камышлджа (Западный Туркменистан). Показано, что около трети масляных компонентов нефти составляют н-алканы и другие соединения, содержащие в молекулах длинные неразветвленные алифатические фрагменты (моно-метилалканы, алкилмоно- и алкилбицикланы, алкилбензолы). Суммарные групповые концентрации нафтенов в нефти снижаются более чем в 15 раз, а концентрации моноаренов - на два порядка с увеличением числа колец в их молекулах от 0 до 5. Среди углеводородов, не образующих клатратов с карбамидом, идентифицированы соединения, содержащие до пяти циклов в молекулах. Из нафтеноароматических углеводородов, как правило, преобладают соединения с четырьмя-пятью циклами в молекулах. Ряды алканов, моно-, би- и трицикланов, а также алкилбензолов в нефти простираются в широких интервалах от С11 - С14 до С47 - C48. Ряды остальных идентифицированных в нефти углеводородов ограничены не более, чем 13 низкомолекулярными членами.

Определены важнейшие композиционные и структурно-групповые характеристики смол и асфальтенов из 13 тяжелых нефтей различных нефтеносных регионов и четырех природных битумов месторождений Казахстана. Установлено, что величины большинства найденных параметров не выходят за пределы интервалов, найденных ранее для смол и асфальтенов из обычных (легких и средних) нефтей. Сходны и общие тенденции изменения состава и структуры смол и асфальтенов в зависимости от условий залегания объекта. Интервалы колебаний всех композиционных и структурных параметров смол и асфальтенов перекрываются между собой. Известные закономерные различия между этими группами компонентов нефтей проявляются лишь при сравнении средних значений параметров. Высокая способность смол и асфальтенов к межмолекулярной диссоциации с образованием комплекса, полимолекулярных агрегатов, «пачечных» частиц и мицелл придает нефтям и битумам свойства полидисперсных динамически равновесных систем, состояние которых значительно меняется под влиянием внешних факторов.

Проведен анализ пространственно-временных изменений физико-химических свойств нефтей с низким содержанием парафи¬нов. Рассмотрены закономерности регионального размещения таких нефтей. Общее количество нефтегазоносных бассейнов с малопарафинистыми нефтями почти в половину меньше числа бассейнов с парафинисгыми нефтями и расположены они в основном на территории Евразии. По физико-химическим свойствам малопарафинистые нефти в среднем являются высоковязкими, средней плотности, среднесерийными, смолистыми, малоасфальтенистыми и со средним содержанием фракции н.к. 300 °С. Изучены особенности изменения свойств нефтей в зависимости от глубины залегания и возраста пород. Наибольшие запасы малопарафинистых нефтей, как и парафинистых, находятся в мезозойских отложениях, в основном с глубиной залегания от 1000 м.

Представлены результаты исследований по составу и строению серосодержащих соединений в малосернистых, сернистых и высокосернистой нефтях юрско-палеозойского комплекса Западной Сибири. Показано, что распределение органических соединений серы в нефтях определяется условиями накопления исходного нефтематеринского вещества. Впервые в составе сернистых соединений нефтей Западной Сибири идентифицированы высокоалкилированные дибензотиофены (до 15 атомов углерода в алифатической цепи), изомерные нафтобензотиофены и их С1- и С2-гомологи, гомологические серии a-н-алкилтиоланов и а-н-алкилтианов.

Методом ИК-спектроскопии изучено влияние химической природы растворителя на образование ассоциатов с водородными связями в растворах нефти Усинского месторождения. С увеличением доли растворителя с высоким потенциалом обменного взаимодействия (хлороформ, толуол) происходит разрыв внутри- и межмолекулярных водородных связей между компонентами нефти и образование новых ассоциатов с растворителем. С увеличением доли малополярного растворителя (гексан, четыреххлористый углерод) наблюдается разрыв межмолекулярных водородных связей между компонентами нефти, образование ассоциатов с растворителем спектрально не обнаружено.

Впервые на примере малосернистых и сернистых нефтей Западной Сибири исследованы закономерности хроматографического выделения и разделения СС с использованием тетрахлорида олова. Показано, что эффективность разделения СС зависит от содержания общей серы в нефти. Достигается высокая степень очистки изученных нефтей от СС - 72-95 % по общей и 68-95 % по сульфидной сере. Большая часть СС выделяется в бензольную хроматографическую фракцию независимо от сернистости нефти, отношения Pr/Ph и геологической приуроченности залежи. Сернистые соединения изученных нефтей представлены тиофенами и сульфидами. В нефтях с массовой долей общей серы 0.22-0.68 % среди сульфидов преобладают алкилзамещенные тиациклоалканы, среди тиофеновых соединений - алкилзамещенные дибензотиофены. В нефтях с массовой долей общей серы 0.94-1.14 % доминируют алкилбензотиациклоалканы и алкилнафтенодибензотиофены.

В общем объеме добываемых нефтей доля вязких и высокозастывающих непрерывно увеличивается, причем по мере истощения месторождений она будет возрастать еще больше. Добыча, транспортировка и хранение таких нефтей представляет значительную сложность. В решение этой проблемы существенный вклад может внести магнитная обработка (МО). Безреагентность, экологическая чистота, простота в эксплуатации и быстрая окупаемость делают методы МО особенно перспективными.

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.

Проведена оценка качества нефтей основных российских нефтегазоносных провинций, в том числе Волго-Уральской и Западно-Сибирской, наиболее важных в настоящее время для ТЭК страны. Дан сравнительный анализ качества нефтей России и ряда зарубежных месторождений по их физико-химическим характеристикам.

Изучено распределение и состав низкомолекулярных гетероорганических соединений в нефтях верхнеюрского комплекса Западной Сибири. Выявлена зависимость количественного содержания и качественного состава азот- и серосодержащих компонентов от условий залегания и смолистости нефтей.

Исследованы состав и строение органических соединений серы высокосернистой нефти Нижнепервомайского месторождения (Томская обл.). Показано, что сернистые соединения представлены смесью изомеров диалкилтиациклопентанов, алкил- и метилалкилтиациклогексанов, бициклическими сульфидами, алкилгомологами бензотиофена, дибензотиофеном и бензонафтотиофенами и их алкилзамещенными.

С применением методов ИК-спектрометрии и хромато-масс-спектрометрии исследованы процессы биоокисления углеводородов нефти и определены наиболее значимые биоиндикаторы. характеризующие активность биодеструктивных процессов в условиях глубинных скважин Вахского месторождения.

Исследовано влияние высоковязкой нефти месторождения Цагаан Элс (Монголия) на оксигеназную активность аборигенной почвенной микрофлоры. Показано, что после адаптации микроорганизмов к углеводородам их численность возрастает на два порядка, а ферментативная активность увеличивается в 2-3 раза. За 180 сут. эксперимента утилизация вязкой нефти составляет 78%. Анализ нефти после биодеградации показал, что в ней содержится большое количество кислородсодержащих соединений - промежуточных продуктов окисления при микробиологической ассимиляции нефтяных углеводородов. В составе исследуемой высоковязкой нефти все углеводороды затронуты биохимическим окислением почвенными микроорганизмами.

Для прогнозирования эффективности депрессорных присадок использовались данные об окислительно-восстановительной активности депрессоров, необработанной и обработанной присадками нефти. Величина кинетического критерия антиокислительной активности К зависит от типа и концентрации присадки. Депрессорной присадке, максимально снижеающей вязкость и температуру застывания парафинистой нефти, соответствует наибольшее занчение расчетного индеса антиокислительной активности Iа(). Использовние депрессора с отрицательным значением Iа() приводит к ухудшению реологических характеристик нефти, а присадка с незначительной депрессорной эффективностью имеет невысокий Iа().

Изучен состав биомаркеров 8 образцов палеозойских нефтей Западной Сибири отобранных с месторождений, приуроченных к Пулинскому мегавалу, Нюрольской впадине, их зоне сочленения и Красноленинскому своду. Выявлено несколько показателей состава нефтей, значение которых изменяется в зависимости от геологической структуры, в пределах которой располагается месторождение. Эти отличия могут являться свидетельством различных локальных условий образования нефтяных углеводородов (УВ). По данным о составе ароматических УВ исходное органическое вещество (ОВ) всех исследованных нефтей отлагалось в морских условиях, а накопление ОВ Нюрольской впадины и зоны сочленения протекало в фотической зоне эвксинного бассейна, о чем свидетельствует наличие арил-изопреноидов. Данные о составе насыщенных УВ указывают на солоноватоводные прибрежно-морские субокислительные условия седиментации и основные биопродуценты - морские водоросли.

Изучены химический состав высоковязкой нефти Монголии и влияние нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) на распределение углеводородов (УВ) в процессе термостатирования системы нефть-композиция (нефть-вода) в лабораторных условиях. Показано, что присутствие композиции в системе приводит к перераспределению и изменению состава УВ нефтяной фазы и увеличению содержания нефтяных компонентов в водной фазе, особенно заметному при использовании ПАВ; в нефти увеличивается доля легких алканов С10-С15, в водной фазе преобладают алканы и циклогексаны С16-С25.

Для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей высоковязких нефтей с низкой пластовой температурой без паротеплового воздействия предложены "холодные" физико-химические технологии с применением гелей, золей и нефтевытесняющих композиций с регулируемой вязкостью и щелочностью. Представлены результаты опытно-промышленных испытаний технологий в 2014 г. на опытных участках пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, разрабатываемых на естественном режиме. Получены значимые эффекты по увеличению дебита нефти и интенсификации разработки. Сделан вывод о перспективе промышленного использования технологий.

На основе анализа и обобщения литературных данных авторами представлена типизация трудноизвлекаемых нефтей, разработана их классификация по индексу качества. Изучена география залегания трудноизвлекаемых нефтей разных классов качества - от низкого до высокого. Приведены статистические данные по физико-химическим свойствам верхнеюрских нефтей баженовской свиты. Представленные результаты исследований могут быть использованы при разработке новых и усовершенствовании существующих методов и технологий добычи и транспортировки трудноизвлекаемых нефтей.

Энергия пласта или закачиваемого теплоносителя использована для создания непосредственно в пласте химических интеллектуальных систем - наноструктурированных гелей, золей и нефтевытесняющих композиций ПАВ, в течение длительного времени сохраняющих в пласте комплекс свойств, оптимальный для нефтевытеснения. Представлены результаты промысловых испытаний и промышленного применения физико-химических технологий с использованием наноструктурированных композиций для увеличения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязкой нефти Усинского месторождения показали их высокую активность.

Рассмотрены особенности синтеза высших полиалкил(мет)акрилатов, содержащих алкильные фрагменты С16-С26 и проведено сравнение их действия в качестве депрессорных присадок для парафинистых нефтей разных месторождений. Показано, что наибольшую эффективность в испытанных нефтях проявил образец полиалкилакрилата С16-С26 со средневесовой мол. массой 70000.