Причина образования пробок. В процессе эксплуатации деформация слабоустойчивых пород приводит к разрушению призабойной зоны.
При скоростях потока газа, не обеспечивающих вынос частиц породы на поверхность, образуется песчаная пробка (рис.4.7), существенно влияющая на установленный технологический режим эксплуатации. Песчано-жидкостные пробки могут образовываться и при эксплуатации устойчивых коллекторов, где не происходит разрушения призабойной зоны при установленных депрессиях. Наличие пробки в этих случаях связано с проникновением бурового раствора в продуктивный пласт при бурении, конструкцией скважин, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием жидких компонентов в продукции скважин, подачей ингибиторов и т.д.
Связь пробкообразования с технологическим режимом. При правильном выборе технологического режима эксплуатации с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования значительных песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях, и, наоборот, при неоптимальных режимах в самых устойчивых коллекторах можно создать условия для образования столба жидкости или пробки в стволе скважины (рис.4.7). В условиях разработки можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки путём увеличения депрессии, но в случае не разрушающихся коллекторов.
Для изотропного пласта дебит газовой скважины монотонно увеличивается, начиная с нуля на подошве , и поэтому если фонтанные трубы спущены выше подошвы пласта, ввиду того что для подъема частицы потоком необходим дебит, превышающий определенную величину, наличие пробки или столба жидкости хотя бы небольшой высоты обязательно.
Псевдоожиженные пробки. Кроме неподвижной структуры на забое пробки могут образовываться и в стволе скважины в виде псевдоожиженного слоя. Размеры этого слоя зависят от размеров твердых частиц, свойств флюида и скорости потока газа. В зависимости от этих параметров существует определённая скорость, при которой неподвижный слой пробки начинает переходить в псевдоожиженное состояние. При этом степень расширения слоя уменьшается при увеличении газоконденсатного фактора. Влияние псевдоожиженного слоя меньше, чем неподвижной пробки, но при скорости потока меньшей скорости уноса этот слой после остановки скважины оседает на забой и приводит к падению производительности при дальнейшей эксплуатации.
Связь пробкообразования с производительностью скважины. Наличие пробки или столба жидкости приводит к снижению дебита. С количественной стороны, при примерно одинаковых проницаемостях пласта и пробки, а также когда проницаемость пробки меньше проницаемости пласта, влияние песчаной пробки на производительность газовой скважины может быть оценено как влияние несовершенства по степени вскрытия пласта. На различных этапах образования пробки и в зависимости от конструкции скважины меняется фракционный состав пробки, который предоопределяет изменение производительности скважин. С увеличением глубины спуска фонтанных труб в зону интервала перфорации содержание крупных фракций в пробке увеличивается.
Снижение производительности скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных свойств пробки, фильтрационных параметров пласта (анизотропии пласта), расчленённности пласта, неоднородности по площади и разрезу, а также величины области перекрывания пласта пробкой.
Полное перекрытие пласта пробкой. При полном перекрытии пласта пробкой снижение дебита скважины тем существеннее, чем больше толщина пласта (рис.4.8). Так, например, при соотношении проницаемостей пласта и пробки k/kпр=0,01 и толщине пласта h=1м производительность скважины ухудшается на 8%, а при h=10м – соответственно на 80%. При постоянной толщине пласта производительность резко ухудшается с увеличением k/kп от нуля до 0,01.
Частичное перекрытие пласта пробкой. При частичном перекрытии забоя скважины пробкой, т.е. при hhпр , зависимость отношения суммарного дебита скважины с пробкой к общему дебиту без пробки `Q от k/kпр (рис.4.9) имеет тот же качественный характер, что и при полном перекрытии пласта пробкой, но с резким изменением в области значительно меньших относительных проницаемостей (k/kпр близко к нулю).Таким образом, зона, перекрытая пробкой, практически не работает. Следовательно, при наличии непроницаемых пропластков в разрезе и образовании песчаных пробок ниже непроницаемого пропластка отработка газоносного пласта ниже непроницаемого пропластка происходит весьма незначительно.
Влияние столба жидкости на производительность. Дебит скважины образуется из двух слагаемых: 1) дебита Q1 газа, проходящего через столб жидкости, перекрывающей газоносный пласт; 2)дебита Q2 газа, проходящего через неперекрытый интервал пласта .Четкое разделение потока газа в призабойной зоне на две части затруднительно и возможно только тогда, когда вертикальная проницаемость пласта равна или близка к нулю. Тем не менее, исследования показывают, что при принятом допущении и частичном перекрытии пласта жидкостью с увеличением депрессии на пласт темп снижения `Q от hж уменьшается(рис. 4.10). При этом максимальная высота столба жидкости, при которой работает вся перекрытая жидкостью часть пласта 
. При этих высотах столба жидкости забойное давление рз у подошвы пласта будет равно пластовому, и, следовательно, у подошвы прекратится движение. Если процесс накопления жидкости продолжается, то это означает, что для заданной конструкции скважины, начиная от подошвы пласта, происходит непрерывное отключение пласта снизу и часть столба жидкости уходит в пласт.