В настоящее время существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:
1. Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины должен соответствовать 10-25% абсолютно свободного дебита скважины, т.е. дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.
2. Независимо от геологических особенностей месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки (энергосберегающий дебит).
3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования несчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов, коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны, многослойности и неоднородности по устойчивости, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.
Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США. Однако в США практически нет месторождений, подобных по параметрам сеноманской залежи, из которой добывается 75% ежегодного отбора газа в Российской Федерации, при депрессии на пласт 0,3-5,0 атм и дебите 0,5-4,0 млн м3/сут. Месторождения сеноманской залежи характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу месторождений с подошвенной водой, расположенных в зоне с многолетнемерзлыми слоями. Поэтому без детального учета каждого из этих и других факторов использование принципа обоснования режима, принятого в США, для месторождений сеноманской залежи по- видимому нецелесообразно и наиболее приемлимым вариантом является третий принцип..
Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.