Отже, під час експлуатації свердловин, в ЯКИХ зафІКСОВЗНО руйнування ПрИВИбІЙНОЇ Гкояектора, необхідно зменшувати відбори до тих пір, поки повністю не припиниться ^с винесення з пласта піску. В разі неможливості припинити руйнування колектора

ом обмеження відборів, варто вжити додаткові заходи для кріплення привибійної зони ^ня підбору реагентів для кріплення привибіиної зони в умовах горизонтів В-23 - В-21 ^бує самостійного додаткового вивчення. Необхідно пам'ятати, що якщо процес рання колекторів „е зупинити, це неминуче призведе до зминання експлуатаційної ви та аварійної ліквідації свердловини.

Для попередження відкладення солей на стінках НКТ в практиці розробки газових шщ є безреагентні та хімічні методи. До безреагентних методів відносяться: ізоляція шених пластів, використання захисного покриття НКТ (склом, полімерними смолами), _на розчини магнітними, силовими та електричними полями і ультразвуковими хвилями. N методи базуються на застосуванні реагентів, які попереджують відкладення солей. |ільш ефективними інгібіторами для попередження відкладення карбонатних і Іатних солей є фосфатно-органічні сполуки. Широке застосування в газовій йсловості отримали інгібітори відкладення солей на основі оксіетилодендіфосфонової ЕФ), нітрілотриметилфосфонової (НТФ) кислот та інші. Вказані інгібітори сповільнюють *ес осадонагромадження солей в результаті сорбції їх мікрокристалів.

Кількість інгібітора солеутворення розраховують за формулою приведеною в [26]:

С=1(Г3.дв.СЗо, (5.1)

де О0 - рекомендовані питомі витрати інгібітора на 1 м3 видобутої води, 10~3 кг/м3; 9в - дебіт води, м3/добу.

По розрахованій кількості інгібітора приготовляють 0,1-10% водний розчин для Ірервної його подачі через затрубний простір на вибій свердловини. В зимовий період іюпередження його замерзання додається антифриз. Можлива також його подача на свердловин разом з інгібіторами корозії та гідратоутворення.

Аналіз промислових матеріалів показує, що експлуатація свердловин 3 і 13С зводжувалася інтенсивним гідратоутворенням особливо на ППГ-6, куди вони були почені. Основним фактором, що створює умови для утворення кристалогідратів, є гість в газі конденсаційної води. Вміст в пластовому газі двооксиду вуглецю призводить рдаткового збільшення температури утворення гідратів. З метою попередження гоутворення, під час ДПР, на вході і виході з ППГ-6 здійснювався вогневий підігрів ого потоку і подача в газопровід дозувальними насосами метанолу. При місячному їутку газу біля 5,0 млн.м3 витрата метанолу складала приблизно 50 м3. Для Іедження гідратоутворення варто використати досвід вирішення цієї проблеми набутий цесі ДПР.

У випадку утворення гідратів в шлейфах, які сполучають видобувні свердловини з

варто передбачити подачу метанолу безпосередньо у фонтанну арматуру. Для цього Іендується на майданчику кожної видобувної свердловини змонтувати розхідні бачки, ірметично з'єднані із затрубним простором. В результаті інгібітор буде надходити у шну арматуру свердловини за рахунок тиску газу затрубного простору. В такому рсу подачу метанолу можна регулювати ручним вентилем. У разі перекриття затрубного їору пакером, для подачі метанолу необхідно використати дозувальні насоси.

Для умов експлуатації покладу В-23 питомі витрати метанолу складали від 0,6 і Іе кг/тис.м3 газу. Приведена цифра визначає витрати метанолу за умови наявності в п газоконденсатної суміші виключно конденсаційної води. У разі збільшення щення продукції необхідні витрати інгібітора гідратоутворення зростуть в декілька раз.

Низькі рівні відборів газу можуть значно ускладнити винесення на денну поверхню з Ю свердловин випалого конденсату і води. Частково цьому можна зарадити

їосуванням комбінованих колон НКТ діаметрами 36 і 48 мм. Для вилучення рідини із іоїв свердловин можуть застосовуватися також установки плунжерного ліфта Перервної і періодичної дії. При неможливості забезпечити умови виносу рідини підбором

і

ювідних діаметрів колон НКТ, застосуванням плунжерного ліфта і регулюванням имів роботи свердловини, варто вживати додаткові заходи. До таких заходів можна ести подачу на вибій свердловин різноманітних піноутворюючих сполук - савенолу |Р, ОС-20, які випускає Івано-Франківське ВАТ "Барва", а також неонолу АФ09-12 та ^Іх. В результаті фізико-хімічної дії на газорідинний потік в стовбурі свердловини ^шуються втрати тиску, зростають дебіти газу і продовжується період стабільної шуатації свердловини за рахунок власної енергії стисненого газу.

На практиці тип поверхнево-активних речовин і їх оптимальну концентрацію у гованій рідині вибирають за результатами лабораторних експериментів або по аналогії з впровадженими ПАР на сусідніх родовищах. Під час виконання досліджень міру вності кожної ПАР визначають за кратністю піни (відношення об'єму піни до об'єму ши, з якої вона утворилася) та її стійкістю (величина, обернена об'ємній швидкості ілення 50 % рідини, пов'язаної в піну) або за кількістю рідини, яка винесена з моделі Ідловини за одиницю часу.

При застосуванні рідких піноутворювачів їх подачу на вибій свердловин здійснюють опомогою дозувальних насосів або самотечією під дією гравітаційних сил. Доставка до »ю свердловин ПАР у вигляді брикетів проводиться через колону насосно-компресорних

5.3 Існуючий стан збирання та промислової підготовки продукції свердловин, |$ктні рішення щодо їх облаштування

Під час дослідно-промислової розробки покладу горизонту В-23 в експлуатації бували свердловини 3 і 13С. Для подачі видобутого з цих свердловин газу на ППГ-6 едівського газоконденсатного родовища прокладені індивідуальні шлейфи довжиною 4,3 ,7 км, відповідно. До цього ППГ також під'єднана свердловина 2-Мехедівська. Вказані проводи побудовані з труб діаметром 114 мм, товщиною стінки 14 мм і розраховані на Ічий тиск ЗО МПа. Всі шлейфи з'єднані на гребінці ППГ-6, з допомогою якої їнюється перемикання кожної з свердловин на сепаратор ГБ-23А для