Механизм  формирования разряда существенно  зависит от величины создаваемого напряжения и электропроводимости жидкости.

       При высоких напряжениях имеет место  лидерный пробой жидкости. В результате срыва электронных лавин образуются лидеры и происходит замыкание межэлектродного промежутка. Этот процесс характеризуется незначительным спадом напряжения и ростом тока.

       При низких напряжениях лидерный механизм сменяется тепловым. Под действием  тока проводимости электроды нагреваются и жидкость испаряется. В результате между электродами образуется газовый «мостик», по которому происходит пробой. К отличительным чертам теплового пробоя жидкости относятся большая задержка пробоя, большой расход энергии, небольшая длина пробиваемых промежутков и значительное возрастание задержки пробоя с ростом гидростатического давления.

       При высокой проводимости жидкости возрастает энергия, расходуемая на формирование разряда, и сокращается длина пробиваемого межэлектродного промежутка. Так например, при напряжении 30 кВ, емкости конденсатора-накопителя энергии 0,9 мкФ и проводимости воды Ю-2 (Ом-м)-1 предельная длина пробиваемого промежутка составляет 6 см, в то время как в пластовой воде с проводимостью около 10 (Ом-м)-1 при прочих равных условиях длина промежутка 1 см. А в жидкостях с большой проводимостью (электролиты) формирование разряда вообще может не произойти. В диэлектрических жидкостях (трансформаторное масло, чистая нефть и др.) затраты электроэнергии на стадии формирования разряда значительно меньше, чем в воде.

       Важным  фактором снижения потерь энергии в стадии формирования разряда является минимизация площади оголенной поверхности анода-электрода.

       Стадия  расширения канала разряда начинается с момента замыкания межэлектродного промежутка высокопроводящим каналом, проложенным стримером, и ввода в него основной части энергии, накопленной в конденсаторе.

       Резкое  увеличение силы тока предопределяет величину импульса давления и зависит от параметров разрядного контура: индуктивности, емкости конденсатора, межэлектродного расстояния и напряжения. Для заданных энергетических характеристик технологического процесса скорость нарастания силы тока определяется только индуктивностью внешней разрядной цепи. Мощность современных разрядов составляет 10—100 МВт. Токи разряда достигают 10—250 кА, а плотность тока в канале электрического разряда (КЭР) составляет 10е А/см² и больше. Плотность энергии, выделяющейся в канале разряда, сопоставима с плотностью энергии взрывчатых веществ и доходит до 5 кДж/см³.

       При протекании больших токов вещество в КЭР сильно разогревается, образуется плазма водяного пара с некоторой примесью ионизированных частиц вещества электродов. Температура плазмы повышается до 10⁴ К. Разогрев плазмы обусловливает повышение давления в канале разряда до 1,5-103 МПа и его расширение.

       На  послеразрядной стадии канал, который уже превратился в газовый пузырь, продолжает расширяться сначала под действием внутреннего давления, превосходящего гидростатическое давление среды, а затем за счет инерции растекающегося потока жидкости. Достигнув максимального радиуса, расширение газового пузыря прекращается. Кинетическая энергия потока переходит в потенциальную энергию пузыря. Затем пузырь начинает сжиматься под действием гидростатического давления окружающей среды, потенциальная энергия пузыря вновь переходит в кинетическую энергию сходящегося потока. При этом слои воды получают заметную скорость в направлении к центру пузыря. Давление в пузыре сравнивается с давлением окружающей среды. Дальше сжатие продолжается по инерции, и пузырь захлопывается, а давление в центре пузыря вновь резко поднимается. Под действием этого давления жидкость снова отбрасывается назад, и процесс повторяется по затухающему закону.

       Выделившаяся  энергия при электрогидравлическом  разряде распределяется следующим образом: ударные волны 20%, потенциальная энергия газового пузыря в момент его максимального объема 30%, энергия электромагнитных, тепловых и других видов излучений 50%.

       Таким образом, электрогидравлическое воздействие  на призабойную зону скважины заключается в том, что в интервале продуктивного пласта как добывающих, так и нагнетательных скважин специально формируются высоковольтные периодические электрические разряды в жидкости. При этом периодические гидравлические импульсы высокого давления, сопровождаемые кавитационными ударами, достигнув стенки скважины (перфорационных отверстий), создают микротрещины, разрушают и смещают закупоривающие частицы и способствуют выносу их из поровых каналов. Электромагнитное и тепловое поля оказывают тепловое воздействие на призабойную зону пласта, расплавляют осевшие в поровых каналах асфальтенопарафинистые вещества и способствуют выносу их из призабойной зоны. Все эти процессы приводят к восстановлению или же улучшению фильтрационных свойств пористой среды в призабойной зоне.

     ГЛАВА 5. НОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ.

5.1. Развитие новых МУН в России.

       При всех достоинствах освоенного промышленностью  метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки затруднительно.

       Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь проницаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различии проницаемостей двух пропластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз и более, вода практически не поступает в низкопроницаемые пропластки, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами.

       Другой  тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытых объемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода — нефть й закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефти отличается от состава нефти в начале разработки.

       Состав и свойства остаточной нефти значительно зависят от характера смачиваемости поверхности пор пород.

       При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к «поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5— 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью.

       В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6— 10 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.

       Наибольшие  коэффициенты вытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах  с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные — гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для девонских песчаников Волго-Уральской нефтяной провинции. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярно-защемленной нефти.

       Формирование  остаточной нефти в промытых зонах  определяется также свойствами самой  нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказы-вающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.

       Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием  асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей.

       Применение  заводнения по традиционным технологиям  предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах.

       Например, на большинстве месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья очень распространено обводнение скважин по отдельным наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины.

       Приведенные факторы существенно влияют на полноту  выработки запасов нефти, т.е. на конечный коэффициент нефтеотдачи  пластов и на условия рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений. Так, среднепроектная нефтеотдача по месторождениям России не превышает 40— 43 %. Другими словами, около 60— 57 % начальных запасов нефти останутся не извлеченными. В табл. 5.1 приведены сведения о проектных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым месторождениям страны, разрабатываемым в течение длительного времени заводнением.

       Таблица 5.1.

       Коэффициенты  нефтеотдачи по некоторым залежам, длительно разрабатываемым на жестководонапорном режиме. 

       Данные, приведенные в табл. 5.1, свидетельствуют о том, что высокие значения конечной нефтеотдачи пластов могут быть достигнуты при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности процесса заводнения. Напротив, неблагоприятное сочетание этих факторов может уменьшить нефтеотдачу до 10 — 20 %