Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых путем их регулирования и обеспечивающих соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. С математической точки зрения режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое (устье) скважин, знать которые необходимо для интегрирования уравнения фильтрации газа к скважинам при прогнозировании разработки месторождений природного газа.
Изучению технологического режима эксплуатации газовых скважин посвящены работы исследователей А. А. Брискмана, Г. А. Зотова, А. К. Иванова, А. Л. Козлова, Ю. П. Каратаева, Б. Б. Лапука, М.Маскета, Б. М. Минского. А. С. Смирнова, А. И. Ширковского и других.
Методика определения параметров технологического режима эксплуатации газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний детально разработана и широко используется при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Расчеты при этом сводятся к совместному решению уравнения истощения залежи и уравнения притока газа к забою с заданием в последнем определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного режима работы скважины.
В практике проектирования и разработки газоконденсатных месторождений наибольшую известность получили шесть технологических режимов эксплуатации скважин:
режим постоянного градиента на стенке забоя скважины;
режим постоянной депрессии на пласт;
режим постоянного дебита;
режим постоянной скорости фильтрации на забое скважины;
режим постоянного забойного давления;
режим постоянного давления на устье скважины.
При обосновании технологического режима эксплуатации учитываются природные и технологические факторы, а при его оптимизации –экономические критерии. В зависимости от этих факторов, с целью предотвращению разрушения породы, слагающей пласт, конусообразования, гидратообразования, уменьшения выпадения конденсата в пласте, увеличения пропускной способности системы сбора и подготовки газа, поддерживания заданного давления на входе и (или) выходе потребителя (ДКС, ГПЗ, магистральный газопровод), задается тот или иной из вышеперечисленных режимов работ скважин.
Наиболее широкое распространение в промысловой практике получил режим постоянной депрессии на пласт, критериями которого являются прежде всего предотвращения разрушения пород и (или) подтягивания конуса пластовой воды к забою скважины. Для месторождений Зевардинской группы эти критерии не являются определяющими из–за их природных особенностей. Действительно, карбонатные коллектора, слагающие залежи этих месторождений, выдерживают значительные депрессии на пласт (200 кг/см2 и выше), не разрушаясь при этом. Не отмечены также конусообразования, за более чем 20-ти летнюю эксплуатацию газовых скважин рассматриваемых месторождений.
Как показывает многолетняя практика разработки, широкомасштабное освоение газоконденсатных месторождений, содержащих агрессивные компоненты (сероводород, углекислых газ) в составе пластового газа, технологический режим должен, при соблюдении прочих отмеченных выше ограничений, обеспечивать в первую очередь бескоррозионные условия эксплуатации скважин.
Результаты многочисленных промысловых и лабораторных исследований показывают, что при известных концентрациях агрессивных компонентов и влаги в добываемом газе, давлений и температуре существует некоторая скорость потока газа, превышение которой приводит к заметному увеличению скорости коррозии металла скважинного оборудования. В процессе этих исследований установлено, что при вводе в поток газа ингибитора скорость коррозии остается практически постоянной и незначительной в достаточно большом диапазоне изменения скорости газожидкостного потока. При дальнейшем увеличении скорости потока газа с определенного момента времени скорость коррозии резко возрастает и приближается к скорости в незащищенной ингибитором скважине. Величина предельной скорости потока газа зависит от многих факторов, преобладающими из которых являются термодинамические условия, состав газа, количество конденсата, наличие влаги и механических примесей.
При известной конструкции с постоянным диаметром фонтанных труб, своего максимального значения скорость потока добываемого газа достигает на устье скважины. То есть устье скважины наиболее подвержено опасности коррозии, и целесообразнее всего назначить ограничение на устьевую скорость потока газа. На основании выше изложенного, при проектировании разработки Зевардинской группы месторождении, технологический режим эксплуатации скважин был принят исходя из условия поддержания предельной скорости потока на устье -10 м/с. При этом обеспечивались максимально возможные дебиты газодобывающих скважин и соблюдались эффективная защита скважинного оборудования от коррозии и требования по охране недр.
Практика проектирования и разработки сероводородсодержащих месторождений свидетельствует, что при эксплуатации скважин в режиме постоянной скорости потока газа на устье скважины, величина рабочей депрессии на пласт и характер её изменения во времени в значительной мере зависят от фильтрационных характеристик вмещающих коллекторов. Разработка месторождений с плохими фильтрационными свойствами коллекторов протекает при более высоких депрессиях и резком снижении их во времени. В случае высоких фильтрационных свойств, эксплуатация скважин в режиме поддержания постоянной устьевой скорости потока газа протекает практически при постоянной депрессии на пласт. Действительно, результаты проектирования разработки месторождения Зеварды показывают, что за прогнозируемый срок промышленной разработки (25 лет), депрессия изменяется всего лишь от 11 до 10 кг/см2. Аналогичные результаты наблюдаются по другим месторождениям рассматриваемой группы.
В условиях опережающего эксплуатационного бурения, газовые скважины Зевардинской группы месторождений на практике эксплуатировались в режиме не превышения предельной устьевой скорости (10 м/с). После завершения эксплуатационного бурения ввод новых скважин прекратится и постоянный отбор газа можно будет обеспечивать только за счет поддержания постоянных дебитов скважин. Но, как следует из уравнения скорости потока газа на устье скважины, при постоянном дебите в процессе разработки скважины эта скорость возрастает. Поскольку происходит падение пластового давления и, если не предпринимать мер по интенсификации притока, депрессии на пласт будут расти, в падение устьевого давления происходит более интенсивно.
Uy = 0,52 *Тy * Zy *q (1)
d2 *Py
В этих условиях необходимо контролировать скорость потока газа на устье скважины, чтобы она не превышала предельно допустимые значения.
Из вышеизложенного следует, что пока на Зевардинской группе месторождений имеются возможности по вводу новых скважин, наиболее обоснованным для них является режим поддержания предельно допустимой устьевой скорости (10 м/с). Затем, в условиях заданного постоянного отбора газа, по достижении постоянного фонда действующих скважин, их эксплуатация переводится на режим постоянного дебита. Но как отмечено выше, этот режим чреват превышением предельно допустимой устьевой скорости, что ставит под сомнение целесообразность поддержания заданного отбора газа. В этом случае необходимо либо снижать дебиты скважин и, соответственно, темпы отбора газа, или подобрать ингибиторы, обеспечивающие надежную защиту скважинного оборудования от коррозии при более высоких скоростях потока газа.
