Регулирование дебита газовых скважин

 

В эксплуатации газовых скважин главным является вопрос о регу­лировании давления в скважине и об установлении определенных размеров эксплуатационного дебита.

Отбирать можно лишь определенный рациональный процент того дебита, который скважина дает, будучи сполна открыта.

В области добычи газа существует термин «практическая продук­тивность скважины. Размеры практической продуктивности выра­жают в процентах от дебита сполна открытой скважины, и в США счи­тают, что практическая продуктивность не должна превышать 25% дебита открытой скважины. 

Практическая продуктивность есть эф­фективный и экономически выгодный дебит. Указанные размеры огра­ничения в виде 20 или 25% относятся к более или менее крупным дебитам и к начальным стадиям эксплуатации. 

После того, как вследствие истощения пласта давление в нем сильно понизилось, допустимо брать весь дебит, который может давать скважина. В последнюю стадию эксплуатации можно добывать газ под вакуумом.

1. Практическая продуктивность скважины есть определенная для каждого месторождения величина. Она составляет лишь некоторую долю того максимального дебита, который скважина в течение корот­кого времени может давать, если ее сполна открыть в атмосферу или направить газ в газопровод, не оказывающий существенного противо­давления на пласт. 
2. Практическая продуктивность скважины есть именно промышленная продуктивность. Она длится долгое время и не приносит вреда ни скважине, ни пласту. При такой продуктивности пласт и скважина спокойно работают. 
3. Для получения практической продуктивности нужно добывать газ с определенным противодавле­нием. Для каждого пласта существует «оптимальное рабочее давле­ние» в скважине против пласта.

Это оптимальное давление и определяет «практическую продуктив­ность». Его выражают в процентах от давления в скважине,  сполна закрытой, т. е. от того давления, которое во время добычи имеется в пласте в удалении от скважины, там, где пласт еще не истощен.

Детальное изучение газовых месторождений района Осэдж в штате Оклахома показало, что оптимальное рабочее давление в пласте около скважины, т.е. абсолютное давление на дне скважины во время эксплуатации составляет 90% давления на дне скважины, сполна закрытой, и что практическая продуктивность скважины при таком давлении составляет 20% дебита скважины, сполна открытой. 

Для эксплуатации района Осэдж и был установлен этот способ, получив­ший название «90-процентный метод».

• 90-процентный метод распространился и в некоторых других газо­носных районах США.

Исследование прочих газоносных районов Оклахомы показало, что „практическая продуктивность" скважин в них при 90% давления составляет 25% дебита скважины, сполна открытой.

Всякая газовая скважина более или менее значительного дебита есть газовый фонтан, так как газ сам выходит из скважины. Всякий газовый фонтан, как и нефтяной, должен быть отрегулирован. Газо­вый дебит еще более нуждается в регулировании, чем нефтяной, так как скорость вытекания газа из пласта во много раз больше скорости вытекания нефти.