Для этого используются результаты исследования скважин и пластов. Отбор, равный максимальному количеству продукции - потенциальный - чаще всего недопустим, так как это ведет за собой нерациональный расход пластовой энергии, неполное использование запасов нефти и газа, и даже может вывести из строя оборудование (обсадную колонну) и разрушение пласта. Поэтому для каждой скважины устанавливается своя норма отбора - максимальный дебит, допускаемый условиями рациональной эксплуатации с учетом охраны недр и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. Нормы устанавливаются проектом разработки и по мере разработки месторождения могут уточняться.

При нормировании все скважины делятся на 2 группы:

1) с неограниченными отборами;

2) с ограниченными отборами.

Первая группа включает малодебитные скважины, динамический уровень (Нд) в которых можно снижать до кровли пласта, и скважины с низким Рпл. Норма отбора нефти из скважин этой группы определяется потенциальным дебитом и максимальными возможностями оборудования в этой скважине.

Дебит скважин 2й группы приходится ограничивать по:

1) с активной пластовой водой, где Рпл больше Рнас, дебит ограничивают для предотвращения выделения значительного количества газа впласте; при этом Рпл, определяющее норму отбора, устанавливают близким к Рнас, иногда на 20-25% ниже его;

2) необходимость предотвращения подтягивания подошвенной воды, необходимость обеспечения равномерного расширения газовой шапки и предотвращения выпуска газа из скважин, необходимость ограничения выноса песка, сокращения добываемой из пласта воды, среднего газового фактора по пласту;

3) по техническим причинам - в глубоких скважинах с высоким Рпл.
увеличение ∆р ограничено прочностью обсадной эксплуатационной колонны.

Нормы устанавливают экспериментально по исследованию скважины на приток при помощи индикаторной кривой, на которую кроме зависимости Q - ∆Р наносят данные о количестве добываемой воды, газа и песка в зависимости от ∆Р.

При >1% песка при фонтанировании нефтяной скважины возникает опасность разрушения устьевой арматуры из-за абразивности.

Для газовой скважины норму отбора устанавливают по началу выноса песка газом или устанавливают такой дебит, при котором не выносит воду.

В многодебитных скважинах отбор продукции определяет возможность обсадной эксплуатационной колонны, а именно ее пропускной способностью. Выход - увеличение диаметра эксплуатационной колонны.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата.

Правильность выбранного технологического режима работы скважин зависит от количества и качества накопленной информации. На каждом конкретном месторождении можно выделить один определяющий фактор, по которому устанавливается технологический режим работы скважин. В отдельных случаях при этом возможны варианты одновременного учета двух и более определяющих факторов:

1) устойчивость газоносных пластов к разрушению;

2) наличие на забое скважины столба жидкости или песчаной пробки;

3) наличие подошвенной воды;

4) одновременный приток подошвенной воды и газа в скважину;

5) температура пласта, окружающей ствол скважины среды, гидратообразования;

6) наличие агрессивных компонентов в составе газа при различных концентрациях, давлениях, температурах и скоростях потока;

7) многопластовость месторождения с учетом характеристики отдельных пластов.

12.1 Допустимая депрессия в условиях разрушения газоносных коллекторов - определяющий фактор. Она колеблется в широких пределах в зависимости от прочностных свойств пород.

Нефтегазоводоносные коллекторы по устойчивости условно делятся на: неустойчивые - разрушающиеся при градиенте до 0,005 мПа/см; слабоустойчивые - при 0,005-0,1 мПа/см; среднеустойчивые - при 0,1-0,15 мПа/см и устойчивые- неразрушающиеся при 0,15 мПа/см.

Существуют три возможных варианта избежать разрушения породы: поддержание минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение; применение механического или химического способа крепления забоя скважины. Поддержание минимального градиента неприемлемо в условиях рыхлых слабосцементированных коллекторов. В этом случае применяют либо механические способы (спуск фильтров различного типа или создание их в призабойной зоне путем намыва песка), либо химические способы (применение различных цементирующих веществ для крепления призабойной
зоны).

Для обеспечения работы скважины без разрушения пласта необходимо создать градиент давления в радиусе Rкр, не превышающий критический. Если обозначить критический градиент давления газа то критический дебит будет определяться по формуле: где ;

Параметр α - основной показатель при установлении технологического режима работы в условиях разрушения пласта. Он должен быть определен для каждого газоносного коллектора, способного разрушаться при эксплуатации скважин.

Допустимая депрессия на пласт определяется по формуле:

где a, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования. Между a, b и а*, b* имеется следующая связь:

Для определения критического радиуса разрушения можно пользоваться приближенной формулой, выведенной на основе объемного метода, путем учета количества песка, выносимого потоком и накапливающегося в виде пробки:

где Rc - радиус скважины, м; - средняя концентрация песка в потоке, %; Q - суммарный отбор газа с начала эксплуатации, м³; Dк - диаметр колонны, м; Н - суммарная мощность песчаных пробок, м: m - пористость пласта; Ксуф - коэффициент суффозии, зависящий от физико-механических свойств коллектора. Ксуф=07-1,0; hэф - эффективная мощность пласта, вскрытая фильтром, м.

Критический радиус разрушения породы при фильтрации газа в ней определяется по формуле

При использовании формулы необходимо следующее:

- обеспечить путем выбора соответствующей конструкции скважин полный вынос частиц с забоя.

- сопоставить фракционный состав частиц, выносимых потоком, с исходным составом породы, отобранным в процессе бурения газоносного объекта. Это позволяет установить характер разрушения, т.е. частичное сохранение скелета или полное разрушение породы.