Технологические режимы эксплуатации газовых скважин

Выбор технологического режима работы скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых при проектировании разработки месторождений и в процессе эксплуатации скважин.
Причина в том, что технологический режим, в совокупности с проектной добычей газа и конденсата, в конечном итоге предопределяет конструкцию, количество скважин на одной площадке (кусте) и в целом на месторождении, систему газопроводов и УКПГ, что влияет на технологическую и экономическую эффективность выработки запасов газа.
Под технологическим режимом эксплуатации скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных дебитов газа, конденсата и воды, забойного и пластового давлений, депрессии на пласт, устьевой температуры, конструкции скважины и забоя, осуществляемых путем их регулирования и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин и наземного оборудования.
При эксплуатации скважины необходимо установить рабочий дебит газа, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики и обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Такие рабочие дебиты заключены в пределах между максимально допустимыми и минимально необходимыми.
Технологический режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных характеристик месторождения, свойств газа, конденсата и воды, от условий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.
Несмотря на необходимость учета большого количества факторов, влияющих на выбор режима работы скважин, к настоящему времени выделены всего шесть критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины. Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп факторов на эксплуатацию и определяют основной перечень технологических режимов работы скважин.
1. Режим постоянной депрессии на пласт (P = const). Режим следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны, или обводнения скважины подошвенной водой. Предельную депрессию определяют из зависимости между дебитом скважины и депрессией на пласт. Для коллекторов месторождений севера Западной Сибири P ≤ 0,5 МПа.
2. Режим постоянного давления на буфере скважины (Py(t) = сonst) связано с необходимостью поддерживать такое давление на устье, при котором система осушки газа будет обеспечивать требуемую кондицию подготовки газа.
3. Режим постоянной скорости при забое (v(t) = const) используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Этот режим должен использоваться для двух участков: в интервале перфорации и в устье скважины. Обычно принимают v(t) ≥ 4 м/с.
4. Режим постоянного забойного давления (Pзаб(t) = сonst). Для обоснования режима эксплуатации скважин используется довольно редко. Связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Например, на таком режиме временно эксплуатировались скважины Астраханского газоконденсатного месторождения.
5. Режим постоянного дебита (Qг(t) = сonst). Является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, а увеличение депрессии на пласт не приводит к осложнениям. В таком режиме эксплуатировались скважины сеноманских залежей севера Западной Сибири на первой и, частично, второй стадиях.
6.Режим постоянного градиента давления (dp/dR = сonst). Режим постоянного градиента на стенке скважины следует выбирать, если коллектор пласта неустойчивый (слабоустойчивый) и происходит разрушение призабойной зоны при превышении некоторого значения градиента давления.
Кроме перечисленных выше критериев, прогнозируется температурный режим работы скважин. Этот режим в качестве критерия требует исключения образования гидратов в стволе скважины, и весьма важен для неглубоко залегающих, с пластовыми температурами ниже 20 0С, месторождений в зонах распространения ММП.
Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группу факторов, существенно влияющий на производительность и безопасную эксплуатацию скважин.
Все перечисленные параметры могут быть изменены в следующем периоде (квартале, полугодии) в зависимости от задач разработки и эксплуатации месторождения при изменении факторов, влияющих на дебиты газовых скважин. Смена режима может приводить к изменению количества действующих скважин или изменению общего отбора газа из месторождения.