Новый методический подход к прогнозированию подверженности оборудования высокотемпературных газоконденсатных скважин углекислотной коррозии

Abstract

Актуальность. Перспективы увеличения добычи газового конденсата - ценного сырья для нефтепереработки и нефтехимии - в значительной мере связаны с дальнейшим освоением ресурсов газоконденсатных залежей в ачимовских отложениях севера Западной Сибири. Большие глубины, аномально высокое пластовое давление и высокая температура низкопродуктивных пластов наряду с присутствием в составе пластового газоконденсатного флюида диоксида углерода выдвигают, в первую очередь, повышенные требования к качеству заканчивания скважин и операций гидроразрыва пласта, надежности конструкций и материалов подземного оборудования скважин. Этими факторами обусловлены высокая стоимость реализации проектов и эксплуатационные риски добычи газа и конденсата, в связи с чем обоснование безопасных условий эксплуатации скважин в ачимовских отложениях является актуальной научно-технической задачей. Цель: определить предельные значения термобарических параметров технологических режимов эксплуатации ачимовских газоконденсатных скважин с содержанием в добываемой продукции диоксида углерода, обеспечивающих физико-химические условия отсутствия электрохимической коррозии забойного оборудования - хвостовиков на длительный (20-летний) период. Объект: пластовый газоконденсатный флюид и забойное оборудование трех ачимовских газоконденсатных скважин с хвостовиками из углеродистой стали, нестойкой к углекислотной коррозии. Метод: моделирование фазового поведения добываемого пластового флюида в скважинных условиях в среде программного обеспечения ГазКондНефть. Результаты. Термодинамическими расчетами фазового поведения пластовой газоконденсатной смеси с учетом ее влагосодержания показано, что снижение пластового давления в зоне расположения трех рассматриваемых скважин при разработке участка ачимовской залежи на протяжении 20 лет при проектных технологических режимах их эксплуатации со временем приводит к образованию двухфазной смеси «газ - нестабильный конденсат» в забойных термобарических условиях скважин. При этом водная жидкая фаза вследствие высокой температуры потока на забое скважин не образуется в течение всего расчетного периода. Гидродинамические расчеты параметров восходящего потока газожидкостной смеси показали, что высокие скорости потока скважинной продукции обеспечивают условия полного и непрерывного выноса нестабильного конденсата потоком газа с забоя на поверхность по каждой из рассматриваемых скважин в течение всего 20-летнего периода, тем самым предотвращаются физико-химические условия образования на поверхности хвостовиков электролита и протекания углекислотной коррозии.

The relevance. The prospects for increasing gas condensate - valuable raw material for oil refining and petrochemicals, are largely associated with the further development of the achimov gas condensate deposits in the north of Western Siberia. Large depths, abnormally high reservoir pressure and high temperature of low-productivity formations, along with the presence of carbon dioxide in the gascondensate formation fluid, put forward, first of all, increased demands on the quality of well completion and hydraulic fracturing operations, the reliability of structures and materials of underground well equipment. These factors are responsible for the high cost of project implementation and operational risks of gas and condensate production, and therefore justification of safe operating conditions for achimov is an urgent scientific and technical task. The main aim of the research is the limiting thermobaric parameters determination of the technological operating modes of the achimov gas condensate wells, taking into account the production of CO2 in products. Objects: reservoir gas-condensate fluid and bottomhole equipment of three achimov gas-condensate wells with carbon steel tailpipes, unstable to CO2-corrosion. Methods: modeling the phase behavior of the produced reservoir fluid in bottomhole conditions by the GasCondNeft software. Results. Phase behavior thermodynamic calculations of the reservoir fluid, taking into account its moisture content, showed that a reservoir pressure decrease at the location of the three considered wells during the development of the achimov deposits for 20 years under project operation modes leads to the formation of a two-phase fluid (gas-unstable condensate) in bottomhole thermobaric conditions. Moreover, the aqueous liquid phase due to the high temperature of the flow at the well bottomhole is not formed during the entire calculation period. Hydrodynamic parameters calculations of the gas-liquid upward flow showed that high flow rates of well products provide conditions for the complete and continuous removal of unstable condensate by the gas flow from the bottom to the surface of all considered wells for the entire 20-year period, thereby preventing the physical and chemical conditions of electrolyte formation on tailpipes surface and carbon dioxide corrosion.