Осложнения в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, страница 5

где G_о – рекомендуемый уд. расход ингибитора на 1 м³ воды, г/м³; Q_в – количество добываемой воды, м³/сут; τ – время, соответствующее одному периоду закачки, сут; А=1,5¸2 – коэффициент, учитывающий неравномерность выноса ингибитора.

Расчетное количество ингибитора G используют для приготовления 1÷5% раствора на пресной воде, иногда при определенных условиях добавляют ПАВы, ДЭГ и др.

Количество раствора V_р, закачиваемое в призабойную зону пласта, равно:

, м³                                                                                     (8.2.6)

где С_ин – концентрация ингибитора в растворе, %; ρ– плотность раствора,  кг/м³.

Объем, необходимый для продавки приготовленного раствора V_р в призабойную зону, равен:

V_пр=πmhR² +V_тр, м³                                                                             (8.2.7)

где V_пр – объем продавки;V_тр – объем внутренней полости НКТ, м³; R - радиус, за который продавливается раствор ингибитора, принимается равным 0,5÷1 м.

После продавки объема ингибитора, выдерживают 20¸24 часа, затем скважину пускают в работу. Повторная закачка раствора ингибитора проводится при достижении в добываемой продукции содержание ингибитора ниже 1÷5 г/м³.

При непрерывной подаче ингибитора расход его равен:

G=10^-3Q_в∙G_о, кг/сут                                                                             (8.2.8)

Как и в случае периодической подачи в зимнее время может добавляться ДЭГ или другой антифриз.

8.3. Песчаные пробки.

В призабойной зоне скважин, продуктивные пласты которых представлены песком и слабосцементированным песчаником, происходит разрушение призабойной зоны. Песчинки выносятся на забой скважины, часть уносится потоком газа на устье скважины. Другая часть, иногда представляет большую часть, скапливается на забое и образует песчаную пробку. При наличии пластовой или конденсационной воды образуется песчано-жидкостная пробка, которая может быть сцементирована природным цементирующим материалом.

Положение башмака НКТ может снижать или увеличивать интенсивность образования песчаной пробки. Если башмак НКТ располагается выше интервала перфорации, то это способствует образованию пробки. При положении башмака НКТ вблизи нижней части интервала перфорации уменьшается возможность образования пробки, также как увеличение скорости на забое, падение пластового давления.

Разрушение призабойной зоны происходит при создании определенного градиента давления на стенки скважины, который равен:

                                                                                  (8.3.1)

Максимальное его значение достигает у стенок скважины, при радиусе близком радиусу скважины, где скорость максимальна.

Причиной разрушения может являться падение пластового давления. Продуктивный пласт в начальный период разработки под нагрузкой ΔР, равной  ΔР=Р_г–Р_пл  (Р_г – горное давление, Р_пл – пластовое давление).

По мере падения пластового давления величина ΔР увеличивается, напряжения превышают критические, песчинки выдавливаются в скважину.

Обводнение продуктивного пласта, прорыв пластовых вод в скважину еще в большей степени приводят к разрушению пласта, образованию песчаной пробки на забое скважины.

Образование песчаной пробки ведет к снижению дебитов. Например, расчетами показано, на сколько может быть снижен дебит при образовании песчаной пробки на забое скважины.

При полном перекрытии песчаной пробкой интервала перфорации отношение дебита с пробкой Q к дебиту без пробки Q₀ равно:

                                                                              (8.3.2)

где δ = Н – интервал перфорации (δ – толщина пробки);