Основные технологические показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Газовое месторождение – это месторождение, содержащее легкие углеводороды, неконденсирующиеся при снижении давления, содержащее СH4 94-98%. Газоконденсатное  месторождение – это месторождение, содержащее легкие углеводороды, но доля более тяжелых велика. Содержание СН4 70 – 90%. При снижении пластового давления в залежи появляется жидкая фаза – конденсат. Разработка газавой (газоконденсатной) залежи – это осуществление научнообоснованного производственного процесса извлечения газа (конденсата) из недр. Процесс разработки характеризуется технологическими и экономическими показателями. При разработке газовых (газоконденсатных) месторождений к технологическим показателям относят: N- фонд скважин; Nнов – ввод новых скважин; Nвыб – выбытие скважин; qг – среднесуточный дебит газа (тыс. м3/сут); Qг – годовая добыча газа (млн. м3  ); темп отбора газа Т (%);  - накопленная добыча газа; КИГ (д. ед.); В (выработка извлекаемых запасов) д.ед ; Рпл (МПа); Рзаб (МПа); Ру (МПа); ΔР (МПа); qв (т/сут ); Qв;. График разработки – это изменение показателей разработки во времени. В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей добычи; постоянной добычи; падающей добычи. Период нарастающей добычи характеризуется разбуривпанием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающейся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных  компрессорных станций, добывают основные запасы газа из месторождения ( 60-70%). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводненности  при водонапорном режиме разработки залежи.  Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скважин по площади газоносности.

Газовое месторождение – места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах. Газоконденсатное  месторождение – часть УВ находится в жидком состоянии или при снижении Р и Т может сконденсироваться. Процесс разработки характеризуется технологическими и экономическими показателями. При разработке газовых (газоконденсатных) месторождений к технологическим показателям относят: N- фонд скважин; Nнов – ввод новых скважин; Nвыб – выбытие скважин; qг – среднесуточный дебит газа (тыс. м3/сут); Qг – годовая добыча газа (млн. м3  ); темп отбора газа Т (%);  - накопленная добыча газа; КИГ (д. ед.); В (выработка извлекаемых запасов) д.ед ; обводненность; Рпл (МПа); Рзаб (МПа); Ру (МПа); ΔР (МПа);  газоотдача .Если разработка м-я экономически оправдана до конеч Pпл то извл запасы газа по формуле где α-коэф газонасыщенности, 훀-нач поровый V, α⋅훀-газонас V порового простанства

Тогда конечный коэф газоотдачи

Для месторождений с сильной неоднород пластов,сложным геолог строением ,низким Pпл- =0,7-0,8