В настоящее время существуют три тенденции в обосновании
технологического режима эксплуатации газовых газоконденсатных скважин:
1.
Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины
должен соответствовать 10-20 % абсолютно свободного дебита скважины, т.е.
дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.
2. Независимо от геологических особенностей
месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебита? обеспечивающих
линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии
газа в процесс разработки («энергосберегающий» дебит).
3. Режим
эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности
деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчаной-жидкостной пробки
на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов,
коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной
зоны многослойности и неоднородности по устойчивости, емкостным и
фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования,
обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.
Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США. Однако в CША практически нет месторождений, подобных по параметрам сеноманской залежи, из которой добывается 75 % ежегодного отбора газа в Российской Федерации, при депрессии на пласт 0.3 - 5.0 атм и дебите 0.5 - 4.0 млн м^сут.
Месторождение геноманской залежи
характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых
депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу
месторождений с подошвенной водой, расположенных зоне с многолетнемерзлыми
слоями. Поэтому без детального учета каждого из этих и других факторов
использование «принципа» обоснования режима, принятого в США, для месторождений
сеноманской залежи по- видимом нецелесообразно и наиболее приемлимым вариантом
является третий принцип.
Среди
различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными
считаются научно обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых
скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с
подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые
пласты, обоснованным количеством песка в продукции скважины.
