При газовом режиме эксплуатации месторождения, т. е. при постоянном газонасыщенном объеме перового пространства пласта, коэффициент газоотдачи газовых месторождений можно увеличить, как это следует из анализа уравнения (5.6), путем уменьшения средневзвешенного по газонасыщенному объему перового пространства давления в залежи `рк.
При этом существенно уменьшается и коэффициент динамической вязкости газа.
Особенно высоким коэффициент газоотдачи будет в случае применения винтовых компрессоров в процессе разработки месторождения при давлении ниже атмосферного.
При упруговодонапорном режиме эксплуатации газового месторождения, как это следует из анализа уравнения (5.5), коэффициент газоотдачи можно увеличить путем уменьшения:
а) давления в газонасыщенной `рк и обводненной `рв зонах пласта; б) объема обводненной зоны (Wн-Wк); в) объемной газонасыщенности обводненной зоны а; г) регулирования отборов газа по площади и разрезу для равномерного стягивания контурной или подъема подошвенной воды в газовую залежь.
В некоторых случаях снижению давления в газонасыщенной и обводненной зонах будет способствовать периодическая с высоким темпом отбора газа эксплуатация месторождений в конечный период, снижение давления в обводненной зоне будет способствовать при 0,3рк/рн1,0, как это следует из уравнения (5.9), увеличению объемной газонасыщенности обводненной зоны a, увеличению фазовой проницаемости для газовой фазы и выходу газа из обводненной зоны (Wн-Wк) в газонасыщенную часть пласта Wк.
Конденсатоотдача будет наиболее высокой в том случае, если в пласте не происходит явление обратной конденсации углеводородной жидкости. Этого можно достичь путем закачки в пласт рабочего агента для поддержания начального пластового давления. При таких условиях жирный пластовый газ вытесняется к забоям эксплуатационных скважин газообразным или жидким рабочим агентом практически без расширения, увеличения объема. При разработке газоконденсатных залежей с большим этажом газоносности и содержанием конденсата (С5+) и других ценных компонентов (сероводорода, гелия) в газе поддержание давления может производиться одновременно двумя рабочими агентами: а) сухим газом; б) водой. Сухой газ закачивается в сводовую часть залежи, вода под поверхность начального газоводяного контакта.
При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима (Wн=сonst), при образовании жидкой фазы в пласте коэффициент конденсатоотдачи можно увеличить различными методами воздействия на пласт и пластовый флюид: 1) прямым испарением жидкости в массу закачиваемого в пласт газообразного рабочего агента; 2) вытеснением жидкого углеводородного конденсата водой; 3) уменьшением коэффициента динамической вязкости углеводородного конденсата путем увеличения температуры.
В качестве газообразных рабочих агентов для закачки в пласт с целью испарения находящегося в его поровом пространстве неподвижного конденсата используются: а) сухой газ, т. е. часть пластового газа (метан, этан, следы пропана и бутана), оставшегося после отделения от него в промысловых аппаратах конденсирующихся углеводородов; б) сухой газ, обогащенный определенным количеством промежуточных компонентов (т.
е. пропаном и бутаном) с целью увеличения растворяющей способности рабочего агента; в) углекислый газ