Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ

Розробка газоконденсатних родовищ у режимі виснаження. Газокон-денсатні родови­ща можуть розроблятись у режимі використання природної енергії пластової системи (у ре­жимі виснаження) або з підтриманням тиску на різних рівнях шляхом постійної чи періодичного (циклічного) закачування в пласт вуглеводневих і невуглеводневих газів та інших робочих агентів.

Розробка газоконденсатних родовищ у режимі виснаження супроводжується переходом до рідкої фази у разі зменшення пластового тиску нижче тиску початку конденсації фракції СІН^. У разі початкового вмісту важких вуглеводнів у газі до 300—600 г/м³ насиченість пор пласта конденсатом, що випав з газу, як правило, не перевищує 10—20 % і в більшості випадків нижча від критичного (рівноважного) значення, при якому він стає рухомим. Рух конденсату відбувається тільки в обмежених за розмірами привибійних зонах пласта, що пов'язане з додатковою конденсацією вуглеводневої суміші в області дренування свердлови­ни. Радіус зони рухомого конденсату незначний (наприклад, для умов родовища Карадаг при роботі свердловини з початковим дебітом 300 тис. м³ на добу за 2 роки радіус досягає 3,6 м, за 20 років -11,5м)

Ретроградна конденсація вуглеводневої суміші негативно впливає практично на всі тех­нологічні процеси видобутку газу і конденсату. Вона призводить до таких наслідків.

1. Зменшуються коефіцієнти конденсатовіддачі і компонентовіддачі, що відповідно ха­рактеризують повноту відбору конденсату з пласта відносно до його початкових запасів і ступінь видобутку з пласта окремих компонентів.Внаслідок ретроградної конденсації в не­рухому рідку фазу переходить приблизно від ЗО до 70 % фракції С^Н^., а пластові втрати конденсату на кінець розробки родовища досягають 60 — 87 % від його початкових за­пасів.

2. Зменшується фазова проникність пористого середовища для газу. В області зміни пластового тиску від початкового до тиску початку конденсації вуглеводневої суміші ко­ефіцієнт газопроникності дещо зростає внаслідок десорбції пластового газу з поверхні поро-вих каналів при зниженні тиску. Конденсація важких вуглеводнів призводить до різкого зниження фазової проникності пористого середовища для газу. Вплив ретроградної конден­сації вуглеводневої суміші на зміну фазової проникності для газу збільшується з ростом по­чаткового вмісту конденсату в газі та зменшенням абсолютної проникності поро­ди.Найбільш істотне зниження фазової проникності для газу спостерігається у привибійній зоні пласта, де насиченість пористого середовища конденсатом досягає максимального зна­чення.

3.Для газоконденсатних родовищ залежності зведеного середнього пластового тиску від сумарного видобутку сухого газу і маси відібраної газоконденсатної суміші є криволінійним (див. рис. 7.11; 7.12). Залежність = у початковий період відбору вуглеводневої суміші збігається з прямою лінією для газового покладу з тими ж запасами сухого газу, після зниження пла­стового тиску нижче від тиску початку конденсації ця залежність розміщується вище і в за­ключний період сходиться в одну точку на вісі абсцис з лінією для газового покладу (див. рис. 7.11). У випадку постійного значення насиченості пористого середовища конденсатом, що випав, в області тисків, нижчих від тиску максимальної конденсації, залежність = у кінцевий період видобутку вуглеводневої суміші перетинає лінію "газового покладу" і в подальшому проходить нижче. Аналогічний вигляд має крива = незалежно від характеру зміни насиченості пористого середовища конденсатом, що випав, в області тисків, нижчих від тиску максимальної кон­денсації (див. рис. 7.12).

4. Погіршується продуктивна характеристика свердловин і знижуються їх видобувні можливості. Дебіт газу зменшується внаслідок зниження фазової проникності для газу, вик­ликаного випадінням конденсату в пласті, і втрати частини напору на переміщення рухомої частини конденсату. Індикаторні лінії для газоконденсатної свердловини (залежність різниці квадратів пластового і вибійного тисків від дебіту газу ) мають аномаль­ний вигляд (рис. 8.5).

Рис.8.5. Індикаторні лінії для газової (3) і газоконден­сатної (1,2) свердловин при пластовому тиску, більшому (2) і меншому (1) від тиску початку конден­сації вуглеводневої суміші

Якщо пластовий тиск перевищує тиск початку конденсації вуглеводневої суміші індикаторна крива відхиляється в бік більших втрат тиску, ніж відповідна залежність для газо­вої свердловини, на початковій АВ і кінцевій СЕ ділянках (відповідно при низьких і висо­ких дебітах газу), відтинаючи на осі ординат відрізок О А вище початку координат. Відхилення початкової ділянки АВ інди­каторної лінії пов'язане з недо­статніми дебітами газу (швид­кістю руху газу на вході до баш­мака ліфтових труб) для виносу конденсату, що випадає в сто­вбурі свердловини внаслідок зміни термобаричних умов вздовж колони ліфтових труб і скупчується на вибої. У цій об­ласті робота свердловини не

стійка. Після продувки по факельній лінії і переходу в роботу на установку комплексної підготовки газу вона швидко зупиняється. Відхилення кінцевої ділянки СЕ індикаторної лінії для газоконденсатної свердловини пояснюється випадінням рідких вуглеводнів у при-вибійній зоні пласта при зменшенні вибійного тиску нижче від тиску початку конденсації вуглеводневої суміші, що призводить до збільшення фільтраційних втрат тиску під час руху газу. При пластових тисках, менших від тиску початку конденсації вуглеводневої суміші, індикаторна лінія для газоконденсатної свердловини розмішується вище індикаторної лінії для газової свердловини для всіх можливих значень дебітів газу. Точка В відповідає мінімально необхідному дебіту газу q_м.н.для стабільного виносу конденсату зі свердловини, а точка С - тиску початку конденсації в динамічних умовах.

5. Ретроградна конденсація вуглеводневої суміші в ряді випадків призводить до низької газовіддачі. Основними факторами, які зумовлюють зниження коефіцієнта газовіддачі, є зменшення фазової проникності пористого середовища для газу аж до повного припинення фільтрації його в пласті при певній будові продуктивних відкладів і передчасне відключення видобувних свердловин, пов'язане з недостатніми дебітами газу для виносу конденсату, що скупчується на вибоях свердловин і у привибійній зоні пласта.

6. Погіршуються умови роботи системи збору газу внаслідок скупчення конденсату в шлейфах сверловин, що створює додатковий опір рухові газу. В результаті збільшуються тиски на гирлах свердловин і знижуються дебіти газу. В деяких випадках це може призве­сти до зупинки свердловин. Одночасно зменшуються тиски на вході до установки підготовки газу, що знижує ефективність дроселювання газу.

7. Погіршується якість підготовки газу на установках низькотемпературної сепарації внаслідок поступового виснаження дросель-ефекту, а також порушення початкового вугле­водневого стану газоконденсатної суміші, викликаного випадінням важких вуглеводнів у пласті.

Негативний вплив фазових перетворень газоконденсатної суміші на процеси видобутку газу і конденсату посилюється у випадку нерівномірного дренування продуктивних відкладів. Тому з метою мінімізації пластових втрат конденсату при розробці родовища у

режимі виснаження необхідно забезпечити рівномірну відробку продуктивних відкладів по площі та розрізу.

Розробка газоконденсатних родовищ на виснаження допускається у випадку значної різниці між початковим тиском і тиском початку конденсації, невеликих запасів газу, мало­го вмісту конденсату в газі і несприятливих геологічних умов (низька проникність і прийма­юча здатність пласта при великій глибині залягання, різкій літологічній неоднорідності, значній і до того ж нерівномірній тріщинуватості, розбивці покладу на окремі ізольовані блоки і т.п.)

Основним напрямом збільшення коефіцієнта конденсатовіддачі при розробці газокон­денсатних родовищ у режимі виснаження є забезпечення стабільних режимів роботи видо­бувних свердловин. При вмісті в газі понад 250 см³/м³ конденсату і запасах газу більше від 8 млрд. м³ слід застосовувати методи підтримання пластового тиску. Якщо конденсата міститься менше 23 см³/м³ і наявні споживачі газу, зворотнє закачування газу в пласт вва­жається нерентабельним.

Збільшення вутлеводневіддачі. Відомі методи підвищення вуглеводневіддачі газокон­денсатних родовищ грунтуються на підтриманні в них пластового тиску за допомогою різних агентів або видобутку конденсату, що випав в пласті.

Підтримання пластового тиску в газоконденсатних пластах може здійснюватися закачу­ванням газу, води або газу і води одночасно. Можливі такі варіанти закачування робочого агента в пласт:

в законтурну (приконтурну) зону, в купольну (склепінну) частину структури, в закон-турну зону і купольну (склепінну) частину одночасно або розосереджено по всій площі га­зоносності;

при початковому пластовому тиску або після зниження тиску на певну величину шля­хом попереднього відбору частини газу у режимі природного виснаження;

у разі постійного тиску або в умовах його безперервного зниження;

при однофазовому стані вуглеводневої суміші або після випадіння частини конденсату в пласті;

при всеосяжній (глобальній) або локальній дії на продуктивний пласт;

при постійному або циклічному закачуванні в пласт витісняючого агента;

при безперервному або частковому (протягом визначеного періоду часу) підтриманні пластового тиску.

Видобуток конденсату, що випав у пласті в результаті ретроградних проце-сів, може здійснюватись переводом його в газову фазу з наступним видобутком газу, витісненням із пористого середовища різними агентами та їх поєднанням.

Пропонується декілька способів підвищення вуглеводневіддачі газоконденсатних родо­вищ.

Підтримання пластового тиску закачуванням сухого газу. Під час зворотньої закачки в газ відсепщюваного (сухого) природного газу (сайкшнг-проиес) можливі різні системи розміщення на площі газоносності видобувних свердловин для відбору пластового (жирного) газу і нагнітальних свердловин для закачування в пласт сухо­го газу.

При значній товщині продуктивного розрізу родовища і стрімких (крутих) кутах падіння пластів пропонується нагнітальні свердловини розміщувати в куполі складки, а ви­добувні - на периферії. Вважається, що при цьому завдяки гравітацій-ній сегрегаціїї жирно­го і сухого газів, викликаної різницею їх густин, можна збіль-шити коефіцієнт охоплення витісненням. Однак у разі активних пластових вод розміщення видобувних свердловин по­близу газоводяного контакту може призвес-ти до їх передчасного обводнення. У таких ви­падках видобувні свердловини доцільно розміщувати в куполі структури, а нагнітальні - на периферії, що створить своєрідний бар'єр тиску проти надходження води до покладу. Вод-

ночас після закінчення закачування сухого газу в пласт і переводу нагнітальних свердловин у видобувні можливе їх швидке обводнення.

Якщо розміри площі газоносності великі, видобувні та нагнітальні свердловини розміщують рядами та батареями. Ряди або батареї видобувних і нагнітальних свердловин належить розміщувати на можливо більших відстанях між собою для досягнення найбільшого коефіцієнта охоплення витісненням за площею. Однак збільшення відстані між видобувними і нагнітальними свердловинами при низьких колекторських властивостях пластів може призвести до значних втрат тиску і, відповідно, конденсату.

Різновидом лінійної системи розміщення свердловини (у вигляді рядів) є крилева систе­ма, коли нагнітальні свердловини розміщують уздовж одного крила складки, а видобувні - у протилежному кінці.

У разі низьких значень проникності продуктивних відкладів рекомендується застосову­вати (за аналогією з розробкою нафтових родовищ зі заводненням) площове розміщення видобувних і нагнітальних свердловин за п'ятиточковою і семиточковою схемами.

На практиці найчастіше застосовують різні комбінації розглянутих схем розміщення ви­добувних і нагнітальних свердловин на площі газоносності.

Залежно від характеру і ступеня неоднорідності продуктивних пластів і фізико-хімічних властивостей вуглеводневої суміші коефіцієнт конденсатовіддачі у разі викори­стання сайклінг-процесу становить 55 - 75 %.

Для підтримання пластового тиску в газоконденсатних пластах може також застосову­ватись побіжний газ нафтових родовищ.

Сайклінг-процес характеризується високими капітальними вкладеннями і експлуа­таційними витратами, значними строками розробки родовища, тривалою (до 8-15 років) консервацією промислових запасів газу у зв'язку зі закачуванням всього сухого газу в період підтримання пластового тиску, необхідністю залучення додаткових ресурсів природного га­зу у разі малої різниці між початковим пластовим тиском і тиском початку конденсації вуг­леводневої суміші з причини усадки відсепарованого газу, щоб запобігти випаданню кон­денсату в пласті, а також порівняно невеликим коефіцієнтом охоплення витісненням, який не перевищує 0,5 — 0,7.

З метою підвищення коефіцієнта охоплення витісненням пропонується проводити зміну напрямків фільтраційних потоків у пласті шляхом зміни режимів закачування та відбору га­зу, вибіркового відключення свердловин, переводу окремих видобувних свердловин у нагнітальні після прориву в них сухого газу, застосовувати вибіркове і поступове розкриття низькопроникних і високопроникних пластів у видобувних і нагнітальних свердловинах, періодично закачувати в нагнітальні свердловини порції води (розчину ПАР) для створення додаткового опору переміщенню фронту витіснення у високопроникних пластах.

Найбільший коефіцієнт охоплення витісненням досягається при площадному закачу­ванні газу. Водночас скорочується тривалість періоду зворотнього закачування газу в пласт.

У випадку пологих ізотерм пластових втрат конденсату, для яких при зменшенні пла­стового тиску на 10 — 15%від тиску початку конденсації випадає всього 5 — 7 % конден­сату, може виявитись доцільним закачування газу в пласт при тисках, менших від тиску початку конденсації вуглеводневої суміші.

За останніми даними вважається, що коли в газі міститься понад 150г/м³ конденсату, необхідно розглядати можливість розробки газоконденсатних родовищ з підтриманням пла­стового тиску.

Зворотнє закачування в пласт частини (40 — 60%) відсепарованого (сухого) при­родного газу (частковий сайклінг — процес). Решту видобутого сухого газу подають спо­живачеві.

Важливими перевагами часткового сайклінг-процесу є зниження капітальних вкладень і експлуатаційних витрат, скорочення строку розробки родовища і подача частини газу споживачеві з моменту введення родовища в експлуатацію.

У зв'язку з підвищеним темпом падіння пластового тиску і викликаною цим конденсацією важких вуглеводнів при частко­вому сайклінг-процесі досягається дещо менший коефіцієнт конденсатовіддачі, ніж при по­вному сайклінг-процесі. Для різних варіантів часткового сайклінг-процесу він змінюється від 50 до 70 %. Чим пізніше починається закачування газу в пласт, тим нижча ефективність застосування часткового сайклінг-процесу. Порівняно високі значення коефіцієнта конден­сатовіддачі пояснюються частковим підтриманням пластового тиску, видобутком частини конденсату, що випав у пласті, завдяки його випаровуванню в закачуваний сухий газ і підвищенням коефіцієнта охоплення пласта закачуваним газом внаслідок більш рівномірного дренування покладу при частковому зниженні пластового тиску. Якщо газ містить 400 — 450 г/м³ конденсату, частковий сайклінг-процес може бути економічно більш ефективним порівняно з традиційним сайклінг-процесом.

Закачування в пласт штучного вуглеводневого газу, що його одержують в результаті (парової) теплової обробки торфу, вугілля, нафти, конденсату та інших вуглеводневмісних речовин, в тому числі природного газу.

У разі обробки конденсату водяним паром при тиску 3-7 МПа і температурі 400 — 500 °С отримують з 1 кг конденсату 16м³ штучного вуглеводневого газу такого об'ємного скла­ду, %: метан — 70, вуглекислий газ — 20, водень — 8, інші гази — 2. При конверсії водя­ним паром метану одержують з 1 м³ природного газу близько 3 м³ штучного "водяного" газу з теплотворною здатністю 3000 ккал/м³.

Закачування в пласт невуглеводневих газів (можуть застосовуватися вугле-кислий газ, азот, димові і вихлопні гази, повітря та їх суміші) дає змогу з самого початку розробки родо­вища подавати споживачеві весь відсепарований (сухий) газ і сприяє збільшенню не тільки коефіцієнта конденсатовіддачі, але й газовіддачі внаслідок заміщення газоконденсатної суміші в пласті не вуглевод-невим газом.

Порівняно з іншими вуглеводневими газами вуглекислий газ сприяє утриманню важ­ких вуглеводнів у газовій суміші і при додаванні до природного газу зменшує тиск початку конденсації. Тому у випадку застосування вуглекислого газу для підтримання пластового тиску рекомендується проводити рівномірне по площі газоносності закачування його в пласт. Існують прості та дешеві способи одержання вуглекислого газу і виділення його зі суміші з природним газом. Вуглекислий газ характеризується підвищеними стисливістю і розчинністю у воді. З цієї причини за інших рівних умов потрібно закачувати більші об'єми вуглекислого газу в пласт, ніж, наприклад, азоту.

Азот при змішуванні з пластовою газоконденсатною системою призводить до підвищення тиску початку конденсації вуглеводневої суміші, що може спричинити ви­падіння конденсату у пласті. У реальних умовах випадіння конденсату буде спостерігатися тільки в зоні контакту перших порцій закачаного азоту з природним газом, що призведе до утворення попереду фронту азоту невеликої за розмірами збідненої вуглеводневої суміші. Після її формування подальшої конденсації вуглеводневої суміші при закачуванні азоту спо­стерігатися не буде. Основними джерелами одержання азоту є гази горіння мінерального палива (димові чи вихлопні гази) і повітря, з якого виділяють азот з допомогою кріогенної технології.

Димові гази, що одержують при стехіометричному горінні природного газу, наприклад метану, мають такий об'ємний склад, %: азот з аргоном — 86, вуглекислий газ — 11,5, окис вуглеводню — 1,5, водень — 1. У разі згоряння 1 м³ метану утворюється більше 10м³ димових газів.

Серед невуглеводневих газів найбільший інтерес викликає застосування повітря - най­дешевшого і доступного витісняючого агента. Істотним недоліком його є утворення з газом вибухонебезпечної суміші при певному вмісті в ній газу (повітря). Так, для метану гранична об'ємна концентрація його в повітрі, що призводить до займання газоповітряної суміші за стандартних умов, змінюється

від 6 до 13,3 %. Вказаний недолік може бути усунений до­данням до повітря інертних речовин, наприклад вуглекислого газу, азоту або антиокислю­вачів. Так для метану можливість запалювання газоповітряної суміші усувається, якщо об'ємний вміст у ній азоту більш як 36 %, а вуглекислого газу - понад 23 %. Для антиокис-лення можна додати до газу від 0,02 до 0,1 % по масі речовини на основі амінів і фенолів (ароматичні аміни, алкілфеноли, парафінофеноли, діаміни та ін.). У промислових умовах для попередження утворення вибухонебезпечних сумішей можна додавати до повітря ди­мові і вихлопні гази.

Закачування в пласт суміші сухого природного і невуглеводневих газів для підтримання пластового тиску дає змогу з моменту введення родовища в розробку подавати споживачеві частину газу, що видобувається. Можливий також варіант застосування техно­логії, коли в пласті створюють облямівку із сухого природного газу і в подальшому закачу­ють тільки невуглеводневий газ. Як невуглеводневий газ можуть використовуватись вугле­кислий газ, азот і димові (вихлопні) гази.

Підтримання пластового тиску закачуванням води. Одним із способів підвищення вуглеводневіддачі є законтурне, приконтурне внутрішньоконтурне нагнітання води аналогічно до розробки нафтових родовищ зі заводненням.

Підтримання постійного пластового тиску закачуванням води тільки на початковому етапі розробки родовища (метод "сухого поля"). При подальшій розробці родовища на ре­жимі виснаження в результаті падіння пластового тиску в газонасиченій частині пласта і за­водненій зоні защемлений газ розширюється. Після досягнення критичної газонасиченості він починає рухатись і надходить у газонасичену область, поповнюючи запаси газу в ній. При цьому внаслідок зростання залишкової газонасиченості збільшуються розміри заводне­ної зони. При заводненні 45 - 60 % початкового порового об'єму родовища вода надалі охоплює практично всю газонасичену частину пласта.

Часткове підтримання пластового тиску (в умовах його постійного зниження) без­перервним закачуванням води.

Підтримання пластового тиску з метою підвищення вуглеводневіддачі можливе та­кож за допомогою локального заводнення окремих ділянок пласта або за допомогою зака­чування води в прикупольну частину пласта з подальшим гравітаційним стоком її в по­нижену частину структури.

Щодо багатопластових родовищ, продуктивні пласти яких розділені прошар-ками з по­ниженими фільтраційно-ємнісними властивостями, що пропускають газ і не пропускають воду, запропонований метод заводнення оснований на закачуванні води в нижні пласти і відборі газоконденсатної суміші з верхніх пластів.

Під час розробки газоконденсатних родовищ зі заводненням важливе значення має вибір значення підтримуваного пластового тиску. Заводнення при початковому пластовому тиску характеризується низьким значенням коефіцієнтів конденсатовіддачі та вуглевод­невіддачі. В області зміни тиску заводнення від початкового до тиску початку конденсації вуглеводневої суміші коефіцієнти конденсатовіддачі і вуглеводневіддачі мають однакове значення і зростають зі зменшенням тиску заводнення, досягаючи максимального значення при тиску початку конденсації вуглеводневої суміші. Ретроградна конденсація вуглеводне­вої суміші призводить до їх зменшення, що пов'язане зі защемленням водою всього конден­сату, що випав у пласті. При цьому коефіцієнт конденсатовіддачі знижується більш істотно, ніж коефіцієнт вуглеводневіддачі. З моменту, коли насиченість пористого середовища кон­денсатом, що випав, досягає критичного значення (близько 0,025 — 0,06), частина конден­сату витісняється водою з пласта і утворює попереду фронту води облямівку (вал) конден­сату. Це призводить до сповільнення темпу зниження коефіцієнтів конденсатовіддачі та вуглеводневіддачі в процесі розробки родовища і наступного збільшення їх. Починаючи з певного значення тиску заводнення, що залежить від критичного значення конденсатонаси-

ченосгі, коефіцієнти конденсатовіддачі і вуглеводневіддачі стають вищими, ніж при тиску початку конденсації.

Виходячи з розглянутого механізму витіснення газоконденсатної суміші во-дою, запро­поновані технології заводнення газоконденсатних пластів, що є моди-фікаціями наведених вище технологій. До цих технологій належить заводнення газоконденсатних пластів при тиску, що дорівнює або близький до тиску початку конденсації, за умови присутності в пористому середовищі тільки газової фази.

Суть технології заводнення газоконденсатних пластів при пластовому тиску, що відповідає тиску конденсації важких фракцій вуглеводневого конденсату, полягає в штучній гідрофобізації пористого середовища важкими фракціями вуглеводневого конден­сату, що конденсуються в першу чергу у разі зниження пластового тиску нижче від тиску початку конденсації.Для достатньої гідрофобізації поверхні порових каналів необхідно зни­зити тиск в середньому на 2 -5 МПа відносно тиску початку конденсації. З гідрофобного по­ристого середовища вода більш повно витісняє газ, ніж із гідрофільної породи. У результаті зростають коефіцієнти газо- і конденсатовіддачі і збільшується сумарний видобуток вугле­воднів із покладу.

Технологія заводнення газоконденсатних пластів при тиску максимальної конденсації вуглеводневої суміші грунтується на тому, що при тиску максимальної конденсації наси­ченість пористого середовища конденсатом, що випав, максимальна, а його в'язкість і гус­тина в більшості випадків мінімальні, що сприяє найбільш повному витісненню рідких вуг­леводнів з пласта.

Закачування води в газоконденсатні пласти при тиску, що відповідає мінімальним значенням в'язкості і густини конденсату, який випав, може застосовуватись в тих ви­падках, коли в'язкість 1 густина конденсату досягають мінімальних значень при тисках, відмінних від тиску максимальної конденсації.

Заводнення газоконденсатних пластів в області знижених пластових тисків, при яких коефіцієнти конденсатовіддачі і вуглеводневіддачі перевищують їх значення при тиску початку конденсації.

Підтриманння тиску комбінованим закачуванням газу і води. Однією з технологій цього способу підвищення вуглеводневіддачі є закачування сухого природного газу і води. У пласт закачують відсепарований вуглеводневий газ і воду в такому об'ємі, щоб вони повністю компенсували відбір газоконденсатної суміші. Співвідношення між об'ємами закачування газу і води в пластових умовах вибирають рівним а₃/(а_п - а₃) (де а„₍ а₃— відповідно коефіцієнти початкової та залишкової газонасиченості). У процесі застосування технології газоконденсатна суміш витісняється сухим газом, а той витісняється і защем-люється водою. Воду і газ закачують в пласт через одну сітку нагнітальних свердловин (од­ночасно, по черзі окремими порціями чи послідовно: заданий об'єм газу, а потім воду) або через дві сітки свердловин, розміщуючи нагнітальні газові свердловини вище по структурі, ніж нагнітальні водяні.

Для підтримання пластового тиску комбінованим закачуванням газу і води можна вико­ристовувати також такі технології, як закачування невуглеводневого газу і води і заводнен­ня високопроникних пластів з одночасною організацією сайклінг-процесу в низькопроник-них пластах.

Видобуток конденсату, що випав у пласті. Створення підземних сховищ газу на базі виснажених газоконденсатних родовищ. У процесі циклу закачування газу частина конденсату, що випав, випаровується, і потім його видобувають з газом у циклі відбору газу.

Закачування в пласт сухого вуглеводневого газу високого тиску для переводу всього або більшої частини конденсату, що випав, в газову фазу з подальшою розробкою родови­ща в режимі виснаження чи з підтриманням пластового тиску закачуванням сухого газу, во-

ди або їх суміші. Цей метод пов'язаний з необхідністю закачування в пласт значних об'ємів газу при високих тисках, що в умовах гострої потреби країни в газоподібному паливі еко­номічно невигідно через необхідність консервації на тривалий час великих об'ємів газу і значних витрат на це. Закачування сухого газу при менших тисках дає змогу добути тільки частину конденсату, що випав або потребує прокачування через пласт 2 - 5 і більше поро­вих об'ємів газу (у пластових умовах).

Витиснення газоконденсатної суміші з пласта облямівкою газу, збагаченого пропан-бутановою фракцією або проміжними компонентами (вуглеводнями C₂H₆— C ₄Н₁₀ ) з по­дальшим проштовхуванням його сухим газом. Як збагачений газ можна використовувати газ дегазації вуглеводневого конденсату, суміш сухого природного газу і широкої фракції легких вуглеводнів, а також інші суміші, які характеризуються підвищеним вмістом етану, пропану, бутану, як наприклад, азот або суміш азоту і сухого природного газу, що насичені пропан-бутановою фракцією.

Залежно від співвідношення об'ємів легких вуглеводнів і збагаченого газу, тиску і температури видобуток конденсату, що випав, може здійснюватись в режимі змішуваного витиснення або його часткового випаровування і створення умов для фільтрації рідкої фази. Тиск зміщуваного витиснення становить для газу сепарації близь­ко 34 МПа, для метану і димових газів — 37 МПа, для азоту — 40 МПа. Якщо витиснен­ня конденсату відбувається за умов, відмінних від режиму змішуваного витиснення, то внаслідок розчинення у конденсаті, що випав, бутану і проміжних вуглеводнів збагачено­го газу значно збільшується об'єм конденсату, і він може стати рухомим. Крім того, у ви­падку застосування збагаченого газу зменшується тиск переходу рідких вуглеводнів у га­зову фазу порівняно зі сухим газом, що сприяє більш інтенсивному випаровуванню кон­денсату, що випав. Під час здійснення процесу доцільно використовувати збагачений газ з константами фазової рівноваги К порядку 1 < К < 10. За менших або більших значень констант процес випаровування конденсату, що випав, і наступного видобутку його з пласта з газом недостатньо ефективний з причини сильного поглинання газу рідкою фа­зою або слабкого розчинення компонентів рідкої фази у газі.

Витиснення конденсату, що випав у пласті, облямівкою міцелярного розчину, діоксиду вуглецю і різних вуглеводневих розчинників, що повністю змішуються з конденсатом (на­приклад, зріджених нафтових газів, широкої фракції легких вуглеводнів), і подальшою за­качкою сухого газу.

Видобуток конденсату, що випав, можливий за допомогою заводнення газоконденсат­них пластів. Витіснення водою з пористого середовища частини конденсату, що випав, призводить до збільшення кількості рідких вуглеводнів і зміни їх фізико-хімічних властиво­стей (молекулярна маса, густина, в'язкість, коефіцієнт рефракції, кислотність, температу­ри застигання, кінця кипіння і википання 50 і 90 % фракції). За збільшенням питомого ви­добутку, густини, в'язкості і зміною фракційного складу конденсату запропоновано здійснювати контроль за переміщенням газоводяного контакту. Для поліпшення миючих і витісняючих властивостей можна обробляти воду ПАР, затушувати полімерами або додава­ти інші речовини (луг, каустичну соду та ін.).

Водогазова репресія (закачування водогазової суміші у виснажені газоконденсатні пла­сти) призводить як до збільшення коефіцієнта витіснення конденсату, так і зменшення кількості защемленого газу порівняно зі заводненням, а у випадку обводнення пластів сприяє видобутку частини защемленого газу.

Циклічна закачка в газоконденсатні пласти водних розчинів ПАР і газу призводить до того, що внаслідок взаємодії в пористому середовищі водних розчинів ПАР і газу утво­рюється піна, яка більш ефективно витісняє конденсат, що випав, порівняно з водою чи во-догазовою сумішшю.

Для видобутку ретроградного конденсату можна застосовувати також теплові методи. Дані методи грунтуються на закачуванні в газоконденсатні пласти рідких або газоподібних теплоносіїв.