Разработка газоконденсатных месторождений существенно отличается от разработки чисто газовых. Расчет показателей разработки проводится по изложенной выше методике и дополнительно рассчитывается добыча конденсата. Это связано с особенностью поведения газоконденсатной смеси в пластовых условиях. По мере снижения пластового давления при отборе из залежи газа часть углеводородных соединений конденсируется и переходит в жидкую фазу. Выпавший в пласте конденсат адсорбируется на поверхности поровых каналов газонасыщенного коллектора и навсегда остается большей частью в пласте. Выпавшая жидкая углеводородная фаза пластовой смеси и составляет величину пластовых потерь конденсата при разработке газоконденсатной залежи.
Для проведения расчетов добычи конденсата необходимо иметь результаты дифференциальной конденсации пластовой смеси в виде графической зависимости содержания конденсата от величины пластового давления при пластовой температуре.
Начальные запасы конденсата в залежи определяются выражением
|
|
(14.10)
где -начальные запасы газа, м3;
- начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3.
Дальнейшие расчеты предусматривают определение:
-суммарной добычи газа по годам разработки, м3;
- содержание конденсата в добываемом газе в конце очередного года разработки, г/м3;
- текущие запасы газа в пласте на конец очередного года разработки, м3;
-текущие запасы конденсата в пласте на конец очередного года разработки, т.;
- среднее содержание конденсата в добываемом газе за период очередного года разработки, г/м3;
-количество добытого конденсата за очередной год разработки, т.;
- количество конденсата, выпавшего в пласте за очередной год разработки, т.
Перечисленные показатели на каждый год разработки рассчитываются по следующим формулам:
(14.11)
, (14.12)
, (14.13)
(14.14)
Приведенная методика позволяет достаточно точно рассчитывать прогнозную добычу конденсата на весь срок разработки газоконденсатной залежи.