Технологічний режим експлуатації газових свердловин (; ) — режим, за якого підтримується певне співвідношення між дебітом свердловини і вибійним тиском або його ґрадієнтом при заданій умові відбору газу на вибої свердловини.
Загальна характеристика Технологічним режимом експлуатації газових свердловин називається розрахована в часі зміна дебіту, тиску, температури і складу газу на гирлі свердловини при прийнятій умові відбору газу на вибої свердловини.
Як відомо, технологічний режим експлуатації свердловин залежить від типу газового покладу (пластовий, масивний), початкового пластового тиску й температури, складу пластового газу, міцності порід газовміщуючого колектора й інших факторів. Він встановлюється за даними режимних досліджень свердловин з використанням спеціального підземного й наземного обладнання (поверхневі породоуловлювачі, вимірювачі інтенсивності корозії) та приладів (нейтронний, акустичний, густинний каротаж, шумоміри, глибинні дебітоміри, вимірювачі тиску й температури).
Основою для встановлення технологічних режимів експлуатації свердловин (проектних дебітів з урахуванням обмежувальних факторів і вимог правил охорони надр і техніки безпеки) є результати гідродинамічних досліджень свердловин на стаціонарних і нестаціонарних режимах припливу в них флюїду.
Розрізняються два види технологічного режиму: фактичний і розрахунковий.
Фактичний технологічний режим роботи свердловини встановлюється геологічною службою промислу щоквартально або один раз на півроку відповідно до даних проекту розробки, досвіду експлуатації і результатів дослідження свердловин.
Розрахунковий технологічний режим встановлюється при складанні проектів розробки газових родовищ на багато років вперед.
Обґрунтування технологічного режиму експлуатації газових і газоконденсатних свердловин
Існують три тенденції в обґрунтуванні технологічного режиму експлуатації газових і газоконденсатних свердловин: 1. Незалежно від геологічних особливостей родовищ режим роботи свердловини повинен відповідати 10 — 25 % абсолютно вільного дебіту свердловини, тобто дебіту, відповідному вибійному тиску 1 атм.Визначення вільного та абсолютно-вільного дебіту газових свердловин 2. Незалежно від геологічних особливостей родовища свердловина повинна експлуатуватися при дебітах, які забезпечують лінійний закон фільтрації газу у привибійній зоні, з метою економії енергії газу у процесі розробки («енергозберігаючий» дебіт). 3. Режим експлуатації кожної свердловини повинен ґрунтуватися з урахуванням можливості деформації, руйнування привибійної зони, утворення піщано-рідинної пробки на вибої, конуса підошовної води (нафти при наявності облямівки), гідратів, корозії обладнання, випадання і часткового виносу конденсату із привибійної зони, багатошаровості й неоднорідності за стійкістю, ємнісних і фільтраційних параметрів покладу, конструкції свердловинного обладнання, обводнення, відкладення солей, обв'язки свердловин тощо.
Перший і другий підходи обґрунтування режиму роботи газових свердловин прийняті в США.
Серед різних факторів, що впливають на режим роботи газових свердловин, найбільш важкими вважаються наукове обґрунтування і точний прогноз безводного дебіту газових свердловин, що розкрили неоднорідні теригенні і тріщинно-пористі пласти з підошовною водою, а також дебіту свердловин, що розкрили нестійкі і слабкостійкі пласти, з обґрунтованою кількістю піску в продукції свердловини.
Для встановлення найбільш обґрунтованого технологічного режиму роботи свердловин необхідно врахувати: географічні та метеорологічні умови району розташування родовища, наявність шару багаторічної мерзлоти, форму, тип, розмір і режим покладу; ємнісні і фільтраційні параметри пластів, глибину і послідовність їх залягання, наявність гідродинамічного зв'язку між пропластками; запаси газу, конденсату та нафти (при наявності нафтової облямівки), наявність і активність підошовної і контурних вод; умови розкриття пласта в процесі буріння, властивості промивальної рідини, ступінь забруднення привибійної зони промивною рідиною; стійкість пласта до руйнування, вплив зміни тиску на параметри пласта, водогазонафтонасиченість пластів, їх тиски і температури; досконалість свердловин за ступенем і характером розкриття пласта; склад газу, конденсату, нафти (при наявності облямівки) і води, наявність у складі газу корозійно-активних компонентів — H2S, CO2, ртуті тощо; наявність окремих прошарків і характер їх зміни за товщиною і за площею, наявність органічних кислот в пластовій воді; вологовміст газу, фізико-хімічні властивості газу, конденсату, води і нафти і їх зміна за площею і за розрізом; конструкцію свердловин, обладнання вибою і гирла свердловини; схему збору, очищення і осушення газу на промислі та умови очищення, осушення і транспортування газу; характеристики застосовуваного свердловинного і промислового устаткування; умови споживання газу за темпом відбору, нерівномірність споживання, теплотворну здатність газу.
Нерідко вплив одного фактора суперечить іншому, що не дозволяє врахувати всю сукупність факторів. Тому для встановлення технологічного режиму експлуатації газових свердловин з урахуванням усіх факторів повинні бути обґрунтовані і рекомендовані відповідні принципи і математичні критерії. Такі принципи і критерії можуть бути реалізовані шляхом узагальнення за групами різних факторів. Причому, використовуючи накопичений досвід встановлення технологічного режиму експлуатації газових свердловин, завчасно можна виключити частину факторів, пов'язаних з умовами розкриття, властивостями промивальної рідини, досконалістю свердловини, утворенням пробок, технікою і технологією збору, осушення і очищення газу тощо. Тоді до основних факторів, що впливають на технологічний режим експлуатації газових і газоконденсатних свердловин, можна віднести наступні: деформацію і стійкість до руйнування продуктивного розрізу; наявність активної підошовної або контурної води, здатної по надпроникних пропластках порівняно швидко обводнити свердловини, що розкрили газоносну товщину, включаючи надпроникний пропласток; умови розкриття пласта, ступінь і характер розкриття з урахуванням близькості контактів газ–нафта або газ–вода; можливість утворення рідинних або піщано-рідинних пробок у процесі експлуатації; наявність корозійно-активних компонентів у складі газу, що видобувається й пластової води, концентрацію цих компонентів, тиск, температуру й швидкість потоку по стовбуру свердловини; багатопластовість, відмінність складів газів, тисків і температур окремих прошарків, наявність або відсутність гідродинамічного зв'язку між ними і послідовність їх залягання, однаковість рівня газоводяних контактів, неоднорідність розрізу за міцнісними і фільтраційними ознаками.
У міру виснаження покладу, просування підошовної й контурної води, зниження дебіту газу у часі, зменшення пластового й вибійного тисків настає час, коли встановлений режим не забезпечується, й тоді необхідно змінити обраний технологічний режим експлуатації. Встановлюваний новий технологічний режим експлуатації також обґрунтовується, як і на початку розробки родовища.
Незалежно від розробки при встановленні оптимальних технологічних режимів експлуатації необхідно дотримуватися наступних принципів: повністю враховувати геолого-промислову характеристику покладу; повністю враховувати технологічну і технічну характеристики свердловинного і наземного обладнання; раціонально використовувати природну енергію газоносного, нафтоносного (при наявності нафтової облямівки) пластів і водонапірної системи; повністю задовольняти вимоги закону про охорону навколишнього середовища та раціональне використання природних ресурсів; максимально гарантувати надійність роботи у встановлені терміни всього комплексу системи «пласт — початок газопроводу»; забезпечувати найбільшу продуктивність газових свердловин в передбачений планом період розробки покладу; максимально враховувати можливість зняття обмежень, що знижують дебіти свердловин, і передбачати заходи з інтенсифікації видобутку газу; своєчасно змінювати раніше встановлені, але непридатні на даному етапі розробки технологічні режими експлуатації свердловин на нові режими; забезпечувати передбачений планом видобуток газу при мінімальних капітальних вкладеннях і експлуатаційних витратах.
При повному і безумовному дотриманні перерахованих вище принципів встановлення технологічного режиму експлуатації буде досягнута раціональна розробка газових і газоконденсатних родовищ.
Зміна технологічного режиму експлуатації свердловин у процесі розробки
Технологічний режим експлуатації газових і газоконденсатних свердловин з урахуванням визначального фактора або поєднання факторів змінюється в процесі розробки родовищ. Зміни технологічного режиму обумовлені або зміною самого визначального фактора, за яким встановлювався даний режим, або виникненням нових факторів, які на даному етапі розробки з так званих пасивних факторів переходять в активні. Необхідність зміни встановленого технологічного режиму обумовлена зміною характеристик пласта і свердловин у процесі розробки, проведенням певних заходів, що дозволяють збільшити продуктивність свердловин, або ремонтно-профілактичних робіт, нерідко призводять до зниження продуктивності.
У процесі експлуатації родовища необхідність зміни технологічного режиму виникає за наступних обставин. I. Визначальним фактором при встановленні технологічного режиму є підошовна вода. В цьому випадку допустима гранична депресія на пласт для заданої величини розкриття пласта буде змінною величиною. Зі зміною густини води й газу, а також пластового тиску величина допустимої депресії лінійно зменшується зі зменшенням пластового тиску. Отже, за наявності підошовної води величина допустимої депресії повинна періодично знижуватись відповідно до зниження пластового тиску. Інакше встановлена на початку розробки величина допустимої депресії на пласт призводить до неминучого підтягування конуса води у свердловину. Якщо технологічний режим визначається на тривалий час лише по підошовній воді, то при цьому необхідно врахувати підйом поверхні газоводяного контакту. Це, своєю чергою, призведе до більш інтенсивного зниження продуктивності свердловини.