Осложнения в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, страница 6

                                                                         (8.3.3)

                                                                                 (8.3.4)

где k_пр – проницаемость песчаной пробки, мкм².

При частичном перекрытии, т.е. когда δ<Н, значение  равно:

                                                            (8.3.5)

На рисунке 8.3.1 приведены графики зависимости  для полного и частичного перекрытия песчаной пробкой интервала перфорации.

Рисунок 8.3.1 – Зависимость от k/k_прпри полном перекрытии пробкой пластов различной толщины (δ_пр):

1 – δ_пр=1, 2 – δ_пр=5 и 3 – δ_пр=10 м.

Наиболее радикальный способ предупреждения образования песчаных пробок – это применение оптимально подобранных фильтров для конкретных условий, возможно и закрепление призабойной зоны смолами, а для временного предотвращения пескообразования иногда ограничивают дебит скважины.

8.4. Гидратообразование в скважинах и призабойной зоне пласта.

Для предупреждения гидратообразования в стволе скважины и призабойной зоне пласта подается ингибитор, в ствол скважины подается постоянно, а в призабойную зону пласта производится периодическая закачка ингибитора.

На месторождениях, в разрезе которых имеются многолетнемерзлые породы, применяется “пассивная” тепловая защита. Она предусматривает заполнение межтрубного пространства в интервале многолетнемерзлых пород теплоизоляционным материалом. Конструктивно применяются теплоизолированные двойные обсадные и лифтовые колонны, получившие название “термокейс”. “Пассивная” тепловая защита обеспечивает меньшее снижение температуры газа, а также уменьшает растепление мерзлых пород. Следует сказать, что для уменьшения растепления используется  способ “активной” тепловой защиты, при которой в конструкции скважин предусматривается циркуляция хладоагентов. Находит применение сезонно-охлаждающие устройства (СОУ), в которых охлаждение стенок скважины происходит в результате переноса холода с поверхности в глубину пород за счет конвекции и фазовых переходов в хладоносителе. “Активная” тепловая защита не предупреждает гидратообразование, а иногда даже способствует ему. Ее цель – предупредить или снизить процесс растепления мерзлых пород.

Необходимость подачи ингибитора рассчитывают по температурному режиму скважины, в точках, где фактическая температура ниже температуры гидратообразования, требуется подача ингибитора.

В скважине фактическое распределение температуры рассчитывают по выражению:

                  (8.4.1)

Равновесная температура гидратообразования равна

Т_р=18,47(lgР_х+1)–B                                                                            (8.4.2)

На рисунке 8.4.1 показано фактическое распределение температуры по стволу скважины (кривая 1) и равная температуре гидратообразования (кривая 2).

Рисунок 8.4.1 - Распределение температуры, давления и равновесной температуры гидратообразования по стволу газовой скважины.

Точка пересечения кривых дает граничную точку, с которой возможно гидратообразование. Для предупреждения образования гидратов ингибитор подается ниже глубины Н_гидр. Количество ингибитора рассчитывается по формуле (8.2.8). Для расчета условий гидратообразования в призабойной зоне рассчитывают забойную температуру

Т_з=Т_пл–Т_i                                                                                             (8.4.3)

Если забойная температура окажется ниже равновесной температуры гидратообразования, то для обеспечения нормальной работы периодически в призабойную зону пласта закачивается ингибитор гидратообразования.