RU2654915C2

RU2654915C2 - Method and device for corrosive-hazardous intervals determining, operating column metal corrosion rate in a working well

Info

Publication number: RU2654915C2
Application number: RU2017101348A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Михайлович Созонов; Иван Иванович Рябков; Александр Александрович Иванец; Сергей Александрович Калистратов; Роман Витальевич Авершин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз"
Priority date: 2016-08-01
Filing date: 2016-08-01
Publication date: 2018-05-23
Also published as: RU2017101348A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: proposed method relates to the oil fields operation and can be used to estimate the production string metal actual corrosion rate in different intervals of the operating wellbore. Method provides for the device installation in any interval of the production string below the pumping equipment, where the corrosive effect exerted on the witness specimens corresponds to the corrosive effect conditions on the production string in the same interval. Corrosion-hazardous intervals determining device includes a container with attached corrosion witness specimens and further comprises a packer device with which a container with test specimens is mounted on the production string inner surface.

EFFECT: technical result is an increase in the casing string corrosion resistance information content, since the corrosion rate in the proposed study is determined by a direct method.

2 cl, 2 dwg

Description

Предлагаемый способ относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использован для оценки коррозионного сопротивления обсадных колонн из различных марок сталей путем изготовления из них образцов-свидетелей, которые устанавливаются ниже насосного оборудования, где коррозионное воздействие, оказываемое на образцы-свидетели, соответствует условиям коррозионного воздействия на эксплуатационную колонну в этом же интервале.The proposed method relates to the operation of oil and gas wells and can be used to assess the corrosion resistance of casing strings from various steel grades by making witness samples from them, which are installed below the pumping equipment, where the corrosion effect on the witness samples corresponds to the conditions of corrosion impact on the production casing in the same interval.

Коррозия обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационных скважинах происходит в различных интервалах с отличающейся скоростью, что зависит от обводненности продукции, скорости подъема жидкости, термобарических условий и наличия растворенных в продукции газов (углекислый газ, сероводород, кислород). Сочетание этих факторов при определенных термобарических условиях приводит к образованию агрессивной среды, поднимающейся по стволу скважины, которая начинает формироваться в зависимости от соотношения нефти и воды и скорости подъема потока по стволу скважины.Corrosion of casing strings and tubing (tubing) in production wells occurs at different intervals at different rates, which depends on the water cut of the product, the rate of fluid rise, the pressure and pressure conditions and the presence of gases dissolved in the product (carbon dioxide, hydrogen sulfide, oxygen). The combination of these factors under certain thermobaric conditions leads to the formation of an aggressive environment that rises along the wellbore, which begins to form depending on the ratio of oil and water and the rate of flow rise along the wellbore.

При спуске в скважину колонны НКТ и добыче нефти по мере продвижения флюида от интервала перфорации к устью скважины происходит изменение вида течения ввиду изменения скорости подъема жидкости, зависящей от кольцевого сечения трубного пространства, это может быть как турбулентный тип течения, так и ламинарный. Для последнего скорость течения различных видов жидкостей может быть различна в связи с разницей их плотности и вязкости, а также взаимной растворимостью. При турбулентном потоке, в зависимости от обводненности продукции скважины, образуются различные эмульсии, типа «вода в нефти» или «нефть в воде», что будет влиять на их агрессивность по отношению к металлам. При ламинарном течении эмульсий не происходит в связи со слабым перемешиванием восходящего потока. В этом случае агрессивность среды будет зависеть только от содержания углекислого газа в добываемой продукции и ее обводненности. Таким образом, условия для протекания коррозионных процессов по стволу скважины значительно изменяются, соответственно и скорость коррозии металлов будет различной.When the tubing string is lowered into the well and oil is produced as the fluid moves from the perforation interval to the wellhead, the type of flow changes due to a change in the rate of fluid rise, depending on the annular section of the pipe space, this can be either a turbulent type or a laminar type. For the latter, the flow rate of various types of liquids may be different due to the difference in their density and viscosity, as well as mutual solubility. In turbulent flow, depending on the water cut in the well’s production, various emulsions are formed, such as “water in oil” or “oil in water”, which will affect their aggressiveness with respect to metals. In the laminar flow, emulsions do not occur due to weak mixing of the upward flow. In this case, the aggressiveness of the environment will depend only on the content of carbon dioxide in the produced product and its water cut. Thus, the conditions for the occurrence of corrosion processes along the wellbore vary significantly, respectively, and the rate of corrosion of metals will be different.

Известны способы измерения скорости коррозии обсадной колонны путем измерения толщин стенок труб различными геофизическими методами с помощью бесконтактных толщиномеров, например магнитоимпульсного дефектоскопа (МИД), в различные моменты времени, например через год. Затем путем сравнения полученных результатов определяют изменение толщины стенки контролируемой трубы за год, т.е. скорость коррозии.Known methods for measuring the corrosion rate of a casing string by measuring pipe wall thicknesses by various geophysical methods using non-contact thickness gauges, for example a magnetic pulse flaw detector (MFA), at various points in time, for example, after a year. Then, by comparing the results obtained, the change in the wall thickness of the controlled pipe over the year is determined, i.e. corrosion rate.

Недостатками геофизических методов являются косвенный характер контроля коррозионного состояния обсадной колонны, невозможность определения степени коррозии обсадных труб, связанные с погрешностями методов контроля, отсутствие достоверных методик по интерпретации геофизического материала.The disadvantages of geophysical methods are the indirect nature of the control of the corrosion state of the casing string, the inability to determine the degree of corrosion of the casing pipe, associated with errors in the control methods, the lack of reliable methods for interpreting the geophysical material.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является устройство для определения скорости коррозии оборудования скважин (Руководящий документ ВНИИСПТнефть РД 39-0147103-362-86, Уфа, 1987, п. 7.11, с. 83). Устройство для определения скорости коррозии внутри НКТ включает цилиндрические образцы-свидетели, изготовленные из НКТ, установленные на специальные шайбы, которые фиксируются в зазорах между торцами труб в муфтах. Для определения скорости коррозии в затрубном пространстве цилиндрические образцы рекомендуется устанавливать снаружи опирающихся на муфты труб.The closest technical solution selected as a prototype is a device for determining the corrosion rate of well equipment (Guidance document VNIISPTneft RD 39-0147103-362-86, Ufa, 1987, p. 7.11, p. 83). The device for determining the corrosion rate inside the tubing includes cylindrical witness samples made of tubing mounted on special washers that are fixed in the gaps between the ends of the pipes in the couplings. To determine the corrosion rate in the annulus, it is recommended to install cylindrical samples outside the pipes resting on the couplings.

Недостатком прототипа является то, что в трубе НКТ будет большая скорость движения жидкости, возможно образование эмульсий «вода в нефти», а также будут отличаться термобарические условия, что приведет к снижению агрессивности добываемой среды. Таким образом, условия размещения образцов в НКТ не будут соответствовать реально действующим на эксплуатационную колонну. Исследование коррозии с наружной стороны НКТ не имеет смысла из-за отсутствия в кольцевом пространстве (между обсадной колонной и НКТ) интенсивного движения жидкости, так как поступающий в скважину флюид попадает с помощью ЭЦН во внутреннее пространство НКТ, что снизит скорость коррозии образцов относительно обсадной колонны. Кроме того, в работающей скважине даже при значительной обводненности в пространстве между НКТ и обсадной колонной от воронки НКТ до динамического уровня будет находиться нефть, что будет снижать скорость коррозии установленных на внешней стенке НКТ образцов.The disadvantage of the prototype is that in the tubing there will be a high fluid velocity, the formation of water-in-oil emulsions is possible, and the thermobaric conditions will also differ, which will lead to a decrease in the aggressiveness of the produced medium. Thus, the conditions for placing the samples in the tubing will not correspond to those actually acting on the production casing. The study of corrosion from the outside of the tubing does not make sense due to the absence of intensive fluid movement in the annular space (between the casing and tubing), since the fluid entering the well enters the tubing inside the tubing with ESP, which will reduce the corrosion rate of the samples relative to the casing . In addition, in a working well, even with significant water cut in the space between the tubing and the casing from the tubing funnel to the dynamic level, there will be oil, which will reduce the corrosion rate of the samples installed on the outer wall of the tubing.

Предлагаемый способ позволяет проводить оценку коррозионного сопротивления эксплуатационной колонны в наиболее опасных интервалах (под насосной установкой) действующей скважины путем определения скорости коррозии внутренней поверхности обсадных труб, которая будет равна скорости коррозии экспонируемых образцов-свидетелей.The proposed method allows to evaluate the corrosion resistance of the production casing in the most dangerous intervals (under the pumping unit) of the existing well by determining the corrosion rate of the inner surface of the casing, which will be equal to the corrosion rate of the exposed witness samples.

Технической задачей, на решение которой направлена заявляемое изобретение, является измерение действительной скорости коррозии обсадной колонны.The technical problem to which the claimed invention is directed is to measure the actual corrosion rate of the casing string.

Данная задача решается за счет применения предлагаемого устройства для оценки скорости коррозии металла эксплуатационной колонны и способа его установки в различных интервалах ствола действующей скважины. Устройство содержит контейнер с закрепленными образцами-свидетелями, отличается тем, что дополнительно содержит пакерующее устройство, с помощью которого на внутренней поверхности эксплуатационной колонны устанавливается контейнер с образцами-свидетелями, внутри которого образцы-свидетели закрепляют болтовым соединением. Пакерующее устройство позволяет производить установку предлагаемого устройства в термобарических условиях, идентичных по воздействию на эксплуатационную колонну, учитывать тип жидкости, характер восходящего потока и скорость течения в эксплуатационной колонне.This problem is solved through the use of the proposed device for assessing the corrosion rate of metal production casing and the method of its installation in various intervals of the wellbore of the active well. The device comprises a container with fixed witness samples, characterized in that it further comprises a packing device with which a container with witness samples is installed on the inner surface of the production casing, inside which witness samples are fixed with a bolt connection. Packing device allows you to install the proposed device in thermobaric conditions, identical in effect on the production casing, to take into account the type of liquid, the nature of the upward flow and the flow velocity in the production casing.

Контейнер с образцами-свидетелями свинчивается с пакером в одну компоновку и крепится в эксплуатационной колонне под насосной установкой в любом интервале. Посадка устройства в заданном интервале на внутренней поверхности колонны и извлечение его из скважины может осуществляться в любое время (предпочтительно совмещать со сменой ЭЦН или ремонтными работами в скважине).The container with specimen witnesses is screwed with the packer in one layout and mounted in the production string under the pumping unit at any interval. The landing of the device in a predetermined interval on the inner surface of the column and its removal from the well can be carried out at any time (it is preferable to combine with a change in the ESP or repair work in the well).

Сущность изобретения поясняется фиг. 1, на которой схематично представлено предлагаемое устройство для исследования скорости коррозии металла эксплуатационной колонны в работающей скважине.The invention is illustrated in FIG. 1, which schematically shows the proposed device for studying the corrosion rate of metal production casing in a working well.

Контейнер 1 оборудуется одним или несколькими образцами-свидетелями (в данном случае двумя). Образцы-свидетели 2 при помощи болтовых соединений 3 крепятся внутри контейнера 1, изготовленного из обсадной трубы или НКТ.Container 1 is equipped with one or more test pieces (in this case, two). Witness samples 2 are fastened with bolts 3 inside a container 1 made of casing or tubing.

В качестве образцов-свидетелей используются сегменты, вырезанные из обсадных труб той же группы прочности и того же завода изготовителя, что и в скважине, а при необходимости и другими. При спуске в скважину нескольких образцов-свидетелей для упрощения их идентификации рекомендуется делать геометрические отличия их формы. Необходимость отличия образцов вызвана тем, что после их извлечения из скважины на поверхности после воздействия язвенной коррозии могут исчезнуть отметки, а при одинаковых размерах с большой вероятностью можно допустить ошибку в идентификации образца.Segments cut from casing pipes of the same strength group and the same manufacturer as in the well, and, if necessary, others, are used as witness samples. When launching several witness samples into the well, to simplify their identification, it is recommended to make geometric differences in their shape. The necessity of distinguishing the samples is caused by the fact that after they are removed from the well on the surface after exposure to peptic corrosion, marks may disappear, and if the dimensions are the same, it is very likely that an error can be made in the identification of the sample.

На фиг. 2 изображена схема посадки устройства в скважине. Фиксация контейнера 1 с образцами-свидетелями в стволе скважины производится при помощи извлекаемого пакера 4 (например, «Гайберсон» без клапана-отсекателя). Допускается применение ремонтных пакеров. Соединение контейнера 1 с пакером 4 производится при помощи стандартного переводника 5.In FIG. 2 shows a diagram of a device landing in a well. The container 1 with the witness specimens is fixed in the wellbore using an extractable packer 4 (for example, Guyberson without a shutoff valve). The use of repair packers is allowed. The connection of the container 1 with the packer 4 is carried out using a standard sub 5.

Процесс исследования скорости коррозии металла эксплуатационной колонны происходит следующим образом. Изготовленные образцы-свидетели 2 перед закреплением их в контейнере 1 взвешивают на электронных весах с точностью до 0,001 г, на каждый образец наносится порядковый номер и составляется схема сборки с патрубком. Контейнер устанавливается в скважину; время размещения образцов-свидетелей устанавливается индивидуально в зависимости от агрессивности условий.The process of studying the corrosion rate of the metal production casing is as follows. The manufactured witness samples 2, before being fixed in the container 1, are weighed on an electronic balance with an accuracy of 0.001 g, a serial number is applied to each sample and an assembly diagram with a nozzle is drawn up. The container is installed in the well; the placement time of witness samples is set individually depending on the aggressiveness of the conditions.

После подъема насосного оборудования производится первичная обработка их от грязи и нефти. Просушенные и упакованные образцы-свидетели передаются в лабораторию для последующей обработки, исследования и анализа материала. Путем взвешивания определяется потеря массы образцов, оценивается характер разрушений образцов-свидетелей, определяется химический состав образуемых отложений и рассчитывается скорость коррозии металла по потере массы образцов.After lifting the pumping equipment, they are initially processed for dirt and oil. The dried and packaged witness samples are transferred to the laboratory for further processing, research and analysis of the material. By weighing, the mass loss of the samples is determined, the nature of the destruction of the witness samples is estimated, the chemical composition of the formed deposits is determined, and the rate of metal corrosion is calculated from the weight loss of the samples.

На основании исследования образцов-свидетелей оценивается состояние эксплуатационной колонны скважины, агрессивность разрабатываемого объекта, прогнозируется остаточный ресурс работы скважины до образования негерметичности, выдаются рекомендации по защите ее от коррозии.Based on the study of witness samples, the state of the production casing of the well, the aggressiveness of the developed object, the residual life of the well before the formation of leaks is predicted, recommendations are given for protecting it from corrosion.

Оборудование было успешно применено при исследовании коррозионных условий в скважинах НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Всего образцами-свидетелями было оборудовано семь скважин, две из которых были оборудованы устройствами на разных глубинах. Срок экспозиции образцов составил от 500 до 1000 суток.The equipment was successfully used in the study of corrosion conditions in the wells of NGDU “Fedorovskneft” of OJSC “Surgutneftegas”. In total, seven wells were equipped with witness samples, two of which were equipped with devices at different depths. The exposure time of the samples ranged from 500 to 1000 days.

Claims

1. The method of determining corrosion-hazardous intervals, the corrosion rate of the metal of the production casing in a working well, including the installation of corrosion test specimens inside the production casing, characterized in that the installation of corrosion test specimens is carried out in any interval of the production casing below the pumping equipment using a device for determining the corrosion rate inside the production casing.

2. A device for determining corrosion-hazardous intervals, the corrosion rate of the metal of the production casing in a working well, including a container with fixed corrosion witness samples, characterized in that it further comprises a packing device with which a container with samples is installed on the inner surface of the production casing - witnesses, inside which witness samples are secured with a bolted connection.