Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения

Изобретение относится к области разработки газоконденсатных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождения без поддержания пластового давления. Техническим результатом является повышение производительности скважин, а также коэффициента извлечения углеводородов из залежи за счет периодической очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата. Сущность изобретения: способ включает исследование эксплуатационных скважин на газоконденсатность и периодическую очистку прискважинной зоны пласта от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата. Очистку производят путем повышения давления в прискважинной зоне пласта, скважине и промысловых коммуникациях за счет ограничения притока пластового газа во входной линии промыслового сепаратора. При этом вначале максимально удерживают текущий дебит нормализованного газа за счет увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий. Затем наращивают дебит нормализованного газа вследствие обратного испарения части ранее выпавшего в пористой среде тяжелого углеводородного конденсата и постепенного увеличения проницаемости прискважинной зоны пласта. При исследовании скважины на газоконденсатность аналитически отслеживают вынос из прискважинной зоны пласта тяжелых углеводородов «С₆-C₈» в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие» и эксплуатируют месторождение с возросшим дебитом нормализованного газа при меньших потерях углеводородного конденсата в прискважинной зоне пласта и промысловых коммуникациях. При этом сохраняют, корректируют или снимают ранее установленные ограничения притока пластового газа. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к области разработки газоконденсатных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождения без поддержания пластового давления, сопровождающейся выпадением углеводородного конденсата в ПЗП. Заявляемый способ приемлем для газовых скважин как с вертикально направленным, так и горизонтальным стволом в продуктивной части разреза, поэтому под ПЗП в нем понимается не только призабойная зона пласта (несколько метров), но и вся прискважинная зона продуктивного пласта (до нескольких сотен метров).

В процессе разработки месторождения в ПЗП неизбежно образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы - коллектора нефти и газа. Снижение давления в насыщенной газоконденсатной системе, движущейся к эксплуатационным скважинам, приводит к выпадению углеводородного конденсата, возникновению двухфазного течения газоконденсатной смеси и резкому сокращению продуктивности скважин, особенно при низкой проницаемости коллектора.

Известны способы эксплуатации газоконденсатного месторождения, заключающиеся в том, что бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины, перфорируют их на уровне продуктивного пласта, осваивают эксплуатационные скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследуют их на газоконденсатность и добывают газоконденсатную смесь, применяя различные методы воздействия на пласт через нагнетательные скважины путем закачки вытесняющих агентов с целью продвижения пластовой газоконденсатной смеси через перовое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления начала конденсации смеси [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова и др. - М.: Недра, 1980, 301 с.].

Однако известными способами обеспечить поддержание текущего пластового давления выше давления начала конденсации пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения практически невозможно по технико-экономическим причинам, и дальнейшая эксплуатация месторождения в режиме истощения приводит к скоплению конденсата на забое и ПЗП добывающих скважин вплоть до их отключения, когда дебит газа становится ниже минимально допустимого для устойчивого выноса жидкости.

Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающий периодическую очистку прискважинной зоны эксплуатационных скважин от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде смеси компонентов, один из которых ацетон, выдержки скважины на период растворения выпавшего конденсата и последующего удаления полученного раствора из ПЗП при пуске скважины, причем в качестве второго компонента растворитель содержит пентан-гексановую фракцию, которую перед закачкой в пласт насыщают углеводородным газом, состоящим преимущественно из метана, до давления 0.3-1 МПа образующейся над жидкой пентан-гексановой фракцией равновесной газовой шапки, причем указанное давление поддерживают в процессе закачки смеси в пласт [Патент РФ №2283948, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.06, Б.И. №26].

Однако применение этого способа в настоящее время сдерживается высокой стоимостью используемой в нем пентан-гексановой фракции как основного компонента растворителя углеводородного конденсата.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации газоконденсатного месторождения по патенту РФ №2245997 (МПК Е21В 43/22, 37/06, опубл. 10.02.05, Б.И. №4), включающий исследование эксплуатационной скважины на газоконденсатность и периодическую очистку ПЗП от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата, причем очистку ПЗП производят путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде бинарной смеси ацетон-метанол с неограниченной растворимостью компонентов, выдержки скважины на период растворения выпавшего конденсата и последующего удаления полученного раствора из ПЗП при пуске скважины.

Однако применение этого способа в настоящее время сдерживается высокой стоимостью ацетона в качестве основного компонента используемой бинарной смеси.

Заявляемое изобретение решает задачу практически беззатратного повышения производительности газовых скважин и коэффициента извлечения углеводородов в условиях неуклонного падения пластового давления на заключительной стадии разработки газоконденсатного месторождения за счет обратного испарения выпавшего в поровом пространстве тяжелого углеводородного конденсата и восстановления проницаемости ПЗП.

Поставленная задача согласно предлагаемому способу эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающему исследование эксплуатационной скважины на газоконденсатность и периодическую очистку прискважинной зоны пласта от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата, решается за счет того, что очистку ПЗП производят путем повышения давления в прискважинной зоне пласта, скважине и промысловых коммуникациях за счет ограничения притока пластового газа перед входом в промысловый сепаратор, при этом вначале максимально удерживают текущий дебит нормализованного газа за счет увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий, а затем наращивают дебит нормализованного газа вследствие обратного испарения части ранее выпавшего в пористой среде тяжелого углеводородного конденсата и постепенного увеличения проницаемости ПЗП, при исследовании скважины на газоконденсатность аналитически отслеживают вынос из прискважинной зоны пласта тяжелых углеводородов «С₆-C₈» в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие» и эксплуатируют месторождение при возросшем дебите нормализованного газа и меньших потерях углеводородного конденсата в ПЗП и промысловых коммуникациях, при этом сохраняют, корректируют или снимают ранее установленное ограничение притока пластового газа.

Дополнительным отличием заявляемого способа является то, что ограничение притока пластового газа, составляющее «know how», осуществляют с учетом результатов предварительного исследования скважины и прискважинной зоны работающего пласта.

Таким образом, отличительные признаки заявляемого способа следующие:

- повышение давления в прискважинной зоне пласта, скважине и промысловых коммуникациях путем ограничения притока пластового газа перед входом в промысловый сепаратор;

- осуществление ограничения притока пластового газа не более того предела, при котором еще можно вначале максимально удерживать текущий дебит нормализованного газа за счет увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий, а затем наращивать исходный дебит за счет обратного испарения части ранее выпавшего в ПЗП конденсата и постепенного повышения ее проницаемости. Такое оптимальное ограничение притока пластового газа осуществляют с учетом результатов предварительного исследования скважины и прискважинной зоны работающего пласта согласно критериям, составляющим «know how»;

- отслеживание выноса из прискважинной зоны пласта тяжелых углеводородов «С₆-C₈» в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие».

Согласно изобретению реализация предлагаемого способа с целью повышения производительности газовых скважин и в конечном итоге коэффициента извлечения углеводородов требует учета конкретных геолого-технологических особенностей газового промысла и достоверных значений текущего пластового давления, давлений в контуре питания и прискважинной зоне работающего пласта, полученных при предварительном исследовании скважины, а также значений коэффициента сверхсжимаемости Z, экспериментально установленных путем выпуска пластового газа из бомбы PVT от разных давлений до стандартных (20°С, 0.101325 МПа) или же нормальных (0°С, 0.101325 МПа) термобарических условий.

Технический результат, получаемый за счет повышения давления в прискважинной зоне пласта, скважине и промысловых коммуникациях путем ограничения притока пластового газа перед входом в промысловый сепаратор, состоит в создании условий, во-первых, для увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий и за счет этого максимально удерживать в начальной фазе дебит добываемого т.н. «нормализованного» газа; во-вторых, для последующего обратного испарения части выпавшего тяжелого углеводородного конденсата и за счет этого постепенно увеличить проницаемость прискважинной зоны пласта. Такая периодическая «самоочистка» ПЗП приводит к решению поставленной задачи повышения производительности скважин и коэффициента извлечения углеводородов из газоконденсатной залежи.

Технический результат, получаемый за счет оптимального ограничения притока пластового газа, осуществляемого с учетом результатов предварительного исследования скважины и прискважинной зоны работающего пласта согласно критериям, составляющим «know how», позволяет максимально использовать скрытый эффект увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего в прискважинной зоне пласта, скважине и промысловых коммуникациях давления до нормальных (или же стандартных) термобарических условий и вначале удерживать текущий дебит нормализованного (стандартизированного) газа, а затем осуществлять обратное испарение ранее выпавшего углеводородного конденсата, приводящее к постепенному повышению проницаемости ПЗП.

Технический результат, получаемый за счет аналитического отслеживания выноса из прискважинной зоны пласта тяжелых углеводородов «С₆-С₈» в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие», состоит в возможности своевременно определить окончание процесса «самоочистки» прискважинной зоны продуктивного пласта при термобарических условиях установившегося динамического равновесия.

Способ осуществляют следующим образом. С учетом результатов предварительного исследования скважины и прискважинной зоны работающего пласта ограничивают приток пластового газа перед входом в промысловый сепаратор не более того значения Q₂/Q₁, при котором еще будет обеспечено удерживание текущего дебита нормализованного газа. Это приводит к повышению давления в ПЗП, скважине и промысловых коммуникациях вплоть до промыслового сепаратора. Проявляющийся при этом скрытый эффект увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего в прискважинной зоне давления до нормальных (или же стандартных) термобарических условий позволяет вначале действительно максимально удерживать текущий дебит нормализованного (стандартизированного) газа. Затем возросшее давление инициирует обратное испарение части ранее выпавшего в пористой среде тяжелого углеводородного конденсата и приводит к постепенному увеличению проницаемости прискважинной зоны пласта. Процесс выноса газом из ПЗП тяжелых углеводородов «C₆-C₈» в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие» отслеживают с помощью хроматографического анализа проб при непрерывном исследовании скважины на газоконденсатность через контрольный сепаратор. При дальнейшей эксплуатации месторождения с возросшим дебитом нормализованного газа, меньшими потерями углеводородного конденсата в прискважинной зоне пласта и промысловых коммуникациях сохраняют, корректируют или снимают ранее установленное ограничение притока пластового газа.

В таблице 1 на примере газоконденсатного объекта испытания (скв.1013 Оренбургского НГКМ) приведены сопоставительные параметры добычи углеводородов до и после повышения динамического давления на забое (от 4.14 до 4.78 МПа) и на устье скважины (от 2.24 до 2.88 МПа) путем оптимального ограничения притока пластового газа. В результате повышения давления прирост среднесуточной добычи углеводородного конденсата составил 50.2% (строка 7). Используя значения экспериментально установленного от разных давлений коэффициента сверхсжимаемости Z пластового газа, а также динамического забойного давления, подсчитано, что для добычи каждого нормализованного м³ газа до и после повышения давления требуется израсходовать соответственно 0.0198 и 0.0166 м³ пластового газа, находящегося в забойных условиях (строка 8). При этом кратность расширения пластового газа до стандартных термобарических условий возрастает от 50.505 до 60.241 (т.е. на 19.3%, строка 10), а ограничение первоначального притока в скважину «пластового» газа Q₁, выраженное как отношение Q₂/Q₁, составило 0.8384, т.е. снижение притока на 1-0.8384=0.1616 или 16.2% (строка 11). Таким образом, при условии удержания текущего суточного дебита газа в нормализованных м³ рассмотренное увеличение кратности расширения пластового газа от забойных до стандартных термобарических условий (на 19.3%) допускает некоторое ограничение его притока из ПЗП в скважину (в нашем случае до отношения объемов пластового газа 0.0166 м³/0.0198 м³, соответствующего ограничению на 16.16%). Это ограничение притока «пластового» газа может быть пересчитано по тем же формулам, приведенным в примечании к таблице, на условия притока к промысловому счетчику устьевого газа с учетом соответствующих значений динамического устьевого давления и коэффициента сверхсжимаемости Z (строки 12-15). Ограничение притока к счетчику устьевого газа возрастает по сравнению с пластовым газом, и в рассмотренном случае пересчетный коэффициент «пласт→устье» равен 1.5347 (как отношение 24.8%: 16.16%, строка 16).

Изобретение иллюстрируется следующим примером, реализованным на практике. Газовую скважину Оренбургского НГКМ №1013 (ГП-1), выбранную для промысловых испытаний заявленного способа, исследуют на газоконденсатность, одновременно отбирают в транспортные контейнеры сепараторные пробы газа и насыщенного конденсата для хроматографического анализа газов промысловой сепарации, лабораторной дегазации-дебутанизации, а также дебутанизированного конденсата, с последующим балансированием полученных результатов для установления компонентного состава т.н. «пластового» газа и потенциального содержания в нем жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие». Затем проводят комплекс исследований со снятием, обработкой и интерпретацией КВД с целью оценки коэффициентов проницаемости и пьезопроводности до и после повышения давления в прискважинной зоне пласта. Значения динамического давления на забое и устье работающей скважины заносят в таблицу оперативного контроля параметров добычи во время промысловых испытаний (таблица 1). Далее до значения Q₂/Q₁=0.8384, рассчитанному с учетом результатов предварительного исследования скважины и прискважинной зоны работающего пласта, осуществляют ограничение притока пластового газа к забою скважины с помощью специально изготовленной калиброванной шайбы диаметром 16 мм, встроенной в теплоизолированное фланцевое соединение на входной линии контрольного сепаратора. После повышения динамического забойного и устьевого давления до указанных в таблице 1 значений и стабилизации возросшего давления перед входом в контрольный сепаратор максимально удерживают текущий дебит нормализованного газа за счет увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий, а затем его наращивают за счет постепенного увеличения проницаемости прискважинной зоны пласта в результате обратного испарения части ранее выпавшего в пористой среде тяжелого углеводородного конденсата. Во время обратного испарения выпавшего конденсата аналитически отслеживают вынос из прискважинной зоны пласта тяжелых углеводородов «С₆-C₈» в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов «С₅+ высшие» и после ее очистки эксплуатируют месторождение с возросшим дебитом нормализованного газа при меньших потерях углеводородного конденсата в прискважинной зоне пласта и промысловых коммуникациях. При этом сохраняют, корректируют или снимают ранее установленное ограничение притока пластового газа до новой «самоочистки» пор ПЗП от выпавшего при дальнейшем снижении пластового давления тяжелого углеводородного конденсата.

На графике представлена динамика снижения в газе сепарации массовой доли тяжелых изомерных углеводородов С₆ в более широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов C₅₊ после повышения т.н. «трубного давления» (P_тр) у устья скважины от 23.5 до 30 кгс/см² (верхняя строка табл.1). Нисходящий график отношения С₆/C₅₊ от 0.406 до 0.325 указывает на процесс постепенной очистки при повышенном давлении прискважинной зоны продуктивного пласта от накопившихся за длительный период эксплуатации залежи тяжелых изомерных углеводородов, а также на явную незавершенность этого процесса за время исследования скважины с 16.XI. по 18. ХII. 2007 года.

В таблице 2 представлена взаимосвязь параметров добычи газа и давления в ПЗП скв.1013. Для удобства оперирования данными в происходящих процессах исходный суточный дебит скважины (по показаниям счетчика 109.11 тыс.нм³ газа) условно принят за 100 тыс.нм³ (строка 1 колонки 2). Это позволяет видеть справа от стрелок и процентный рост базового дебита скважины после испарения части выпавшего в ПЗП тяжелого конденсата. Колонка 4 содержит расчетную кратность увеличения коэффициента проницаемости k₂/k₁ (существенно повышающего приток пластового газа) и вязкости (незначительно снижающей его приток, поэтому для удобства расчетов притока пластового газа дано снижающееся от 1 обратное отношение µ₁/µ₂) в результате предпринятого ограничения притока пластового газа Q₂/Q₁ (колонка 6) и вызванного этим повышения динамического забойного давления Р_2скв (колонки 7-8). В колонках 9-10 показано постепенное снижение стимулирующей приток пластового газа разности давлений (Р₀-Р_2скв) между контуром питания и забоем скважины по мере повышения забойного давления Р_2скв. Для корреляции ограничения притока пластового газа Q₂/Q₁ с возросшим у забоя скважины давлением Р_2скв в примечаниях к таблице даны выражения (1) и (2), полученные автором путем преобразования известной формулы Дюпюи для дебитов Q₁ и Q₂ в двух состояниях, а также формулы для расчета объемов пластового (V_пл.г) и нормализованного (V_н) газа с примерами расчета (V_н) по формуле (3) как для выделенной курсивом пятой строки, так и для строк выше и ниже. В пятой особой строке значение Q₂/Q₁=0.838 отвечает оптимальному ограничению притока в скважину пластового газа, ранее рассмотренному в таблице 1. При расчете разных ограничений притока пластового газа и соответствующих им Р_2скв по вышеупомянутым корреляционным выражениям

сомножитель (k₂/k₁) следует принять за 1, так как до повышения давления в ПЗП отсутствует обратное испарение накопившегося тяжелого конденсата и проницаемость остается прежней. Рассчитанный по данной в примечании формуле (3) суточный дебит скважины для нормализованного газа (указанный до стрелок в колонке 2) после повышения давления до соответствующего Р_2скв (колонка 7), но до начала испарения конденсата вначале удерживается на уровне базового значения за счет ранее показанного в таблице 1 (строка 10) эффекта увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий. Однако, согласно данным колонки 2 и подтверждающим в примечании примерам построчного расчета, удержание текущего дебита нормализованного газа происходит лишь до предсказанного расчетом ограничения притока пластового газа, соответствующего Q₂/Q₁=0.838. Большее ограничение, например, до Q₂/Q₁=0.76 (7-я строка колонки 6) немедленно приводит к падению суточного дебита нормализованного газа от 100 до 98.22 тыс.нм³ (т.е. на 1.78%), хотя при этом приток «пластового» газа до начала испарения конденсата падает уже на 24% от исходного значения 1.98 тыс.м³/сутки до значения 1.98·0.76=1.505 тыс.м³/сутки, как и показано в левой части колонки 5.

Успешность практического осуществления в условиях газового промысла (ГП) оптимального ограничения притока пластового газа, найденного по результатам предварительного исследования скважины и прискважиштой зоны работающего пласта, зависит от достоверности данных геолого-технической службы, а также от уровня технического исполнения ограничительного устройства перед входом в контрольный сепаратор. Важным дополнительным условием является точность работы счетчика нормализованного газа независимо от предпринятого на скважине повышения забойного и устьевого давлений, а также от текущих изменений промысловых технологических давлений Р_тр>Р_кш≥Р_бвн>Р_сеп>Р_гп (соответственно «трубного» у испытуемой скважины; на конце индивидуального шлейфа при входе в ГП; на блоке входных ниток ГП; сепарации; в газопроводе на выходе из ГП). Так, проведенное нами во время испытаний настоящего способа тестирование установленных на ГП-1 Оренбургского НГКМ счетчиков системы «Метран-СПГ» с перепуском газа из линии контрольного сепаратора на другую технологическую линию повышенного давления (с собственным счетчиком) выявило и зарегистрировало на мониторе диспетчера «эффект сокрытия» до 13% уже добытого нормализованного газа. Недостатки промысловых счетчиков газа при их внешне безупречном инструментальном исполнении обусловлены, вероятно, игнорированием в программной части т.н. «коэффициента сверхсжимаемости» Z реального пластового газа с конкретным компонентным составом. Перепад давления у измерительной диафрагмы счетчика составляет не Р_сеп-Р_ст, а лишь незначительную разность Р_сеп-Р_гп. Из-за невозможности учета имеющимся на промысле счетчиком Z-фактора для корректной нормализации объема добытого пластового газа по формуле (3), приведенной в примечаниях к таблицам 1 и 2, общепринято, что на добычу газа влияют меняющееся в газопроводе давление и даже сезонные перебои работы дожимной компрессорной станции. Это указывает на целесообразность при испытании данного способа измерять дебит нормализованного газа в сопоставлении с другим независимым методом, например, по т.н. «шайбному коэффициенту» предварительно аттестованной ограничительной шайбы. Поэтому в настоящем изобретении не декларируется полное удержание дебита нормализованного газа за счет увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий, а ставится вполне реальная задача максимального его удержания. Но даже в случае некоторого падения (по показаниям промыслового счетчика) дебита нормализованного газа в начальной фазе ограничения притока пластового газа последующая очистка ПЗП от выпавшего тяжелого углеводородного конденсата, вызванная неизбежным повышением давления, позволяет, как показано далее, после снятия установленного ограничения несколько месяцев эксплуатировать месторождение с возросшим дебитом нормализованного газа при меньших потерях углеводородного конденсата в ПЗП и промысловых коммуникациях.

Проведенные промысловые испытания заявленного способа на скв.1013 Оренбургского НГКМ показали, что предпринятое ограничение притока пластового газа перед входом в промысловый сепаратор и вызванное этим повышение давления в прискважинной зоне продуктивного пласта, в скважине и промысловых коммуникациях привело к увеличению среднесуточной добычи углеводородного конденсата на 50.2%. Спустя 2 месяца после снятия установленного ограничения притока пластового газа скважина продолжала работать с суточным дебитом нормализованного газа 123 тыс.м³, превышающим исходный суточный дебит 109.1 тыс.нм³ на 12.7%.

Преимущество заявленного способа по сравнению с прототипом заключается в возможности осуществлять периодическую очистку прискважинной зоны пласта от выпавшего при снижении пластового давления тяжелого углеводородного конденсата практически без финансовых затрат.

1. Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающий исследование эксплуатационных скважин на газоконденсатность и периодическую очистку прискважинной зоны пласта от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата, отличающийся тем, что очистку производят путем повышения давления в прискважинной зоне пласта, скважине и промысловых коммуникациях за счет ограничения притока пластового газа во входной линии промыслового сепаратора, при этом вначале максимально удерживают текущий дебит нормализованного газа за счет увеличения кратности расширения пластового газа от возросшего давления до стандартных термобарических условий, а затем наращивают дебит нормализованного газа вследствие обратного испарения части ранее выпавшего в пористой среде тяжелого углеводородного конденсата и постепенного увеличения проницаемости прискважинной зоны пласта, при исследовании скважины на газоконденсатность аналитически отслеживают вынос из прискважинной зоны пласта тяжелых углеводородов С₆-C₈ в широкой фракции жидких при стандартных условиях углеводородов С5+ высшие и эксплуатируют месторождение с возросшим дебитом нормализованного газа при меньших потерях углеводородного конденсата в прискважинной зоне пласта и промысловых коммуникациях, при этом сохраняют, корректируют или снимают ранее установленные ограничения притока пластового газа.

2. Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения по п.1, отличающийся тем, что ограничение притока пластового газа осуществляют с учетом результатов предварительного исследования скважины и прискважинной зоны работающего пласта.