Если газоконденсатная залежь эксплуатируется без воздействия на
пласт, то добычу конденсата надо устанавливать для любого из трех
рассмотренных периодов разработки в зависимости от величины
годового отбора газа, соответствующих текущих потерь конденсата в
пласте и коэффициента извлечения конденсата из добываемого газа.
В технологическую основу проекта разработки
газоконденсатной залежи с воздействием на пласт должны быть
положены гидродинамические, термодинамические и технико-
экономические расчеты. Исходя из них, следует определить по
каждому конкретному объекту годовые отборы газа и конденсата,
продолжительность периода стабильной добычи газа и конденсата
(до прорыва нагнетаемого агента в добывающие скважины),
продолжительность всего периода разработки месторождения и
коэффициент извлечения конденсата из пласта. Эти расчеты следует
производить с учетом геологопромысловой характеристики объекта и
технологических особенностей метода воздействия на пласт.
Годовые отборы газа, продолжительность периодов постоянной и
снижающейся добычи и общий срок разработки залежи после
извлечения конденсата могут устанавливаться так же, как для
обычных газовых залежей.
При определении начальных и текущих дебитов газа
(газоконденсата) исходят из условий обеспечения проектного уровня
отбора по месторождению минимальным количеством скважин.
Начальные дебиты скважин, следовательно, необходимо принимать
максимально близкими по величине к свободным дебитам (когда нет
противодавления на забой скважины). Но при этом надо учитывать
факторы, которые могут ограничить величину максимально
допустимых дебитов. К этим факторам прежде всего следует отнести:
а) разрушение призабойной зоны скважины, образование песчаных
пробок, вынос частиц породы и разрушение оборудования,
возникновение нерегулируемого фонтана и кратера; б) подтягивание
конусов подошвенных или языков краевых вод, послойное
обводнение, закупорку, коррозию труб и оборудования скважин; в)
вынос в призабойную зону пыли, ила, кристаллов соли и закупорку
зоны; г) переохлаждение газа и возникновение в связи с этим
термических напряжений в оборудовании, обмерзание его,
гидратообразование; д) сильное понижение давления внутри
скважины и опасность смятия колонны внешним давлением; е)
вибрацию оборудования, вызываемую большой турбулентностью
потока газа; ж) потери пластовой энергии, расходуемой на
турбулентное движение газа;
з) неудовлетворительное состояние скважины (некачественное
цементирование, негерметичность, обводненность).
-309-