RU2752377C2 - Method and a device for fixing witness samples for determining the corrosion rate at different depths of tubing - Google Patents
Method and a device for fixing witness samples for determining the corrosion rate at different depths of tubing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752377C2 RU2752377C2 RU2019144198A RU2019144198A RU2752377C2 RU 2752377 C2 RU2752377 C2 RU 2752377C2 RU 2019144198 A RU2019144198 A RU 2019144198A RU 2019144198 A RU2019144198 A RU 2019144198A RU 2752377 C2 RU2752377 C2 RU 2752377C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- corrosion
- tubing
- witness
- samples
- witness samples
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light
- G01N17/006—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light of metals
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
- Ecology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Environmental Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
Description
Заявляемое изобретение относится к области эксплуатации скважин газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и может быть применено для оценки фактической скорости коррозии металла в различных интервалах насосно-компрессорных труб (далее - НКТ).The claimed invention relates to the field of wells operation in gas, gas condensate and oil fields and can be used to assess the actual rate of metal corrosion in various intervals of tubing (hereinafter - tubing).
В результате коррозионного разрушения НКТ возникает необходимость в проведении внеплановых капитальных ремонтов скважин, связанных с их обрывом и как следствие со сложным подъемом НКТ из скважин, отбраковкой и их заменой. Так же в результате простоя скважин теряется немалое количество добываемых углеводородов.As a result of corrosive destruction of tubing, it becomes necessary to carry out unscheduled workover of wells associated with their breakage and, as a consequence, with complex lifting of tubing from wells, rejection and their replacement. Also, as a result of downtime of wells, a considerable amount of produced hydrocarbons is lost.
Коррозия НКТ в скважинах происходит в различных интервалах с отличающейся скоростью, что зависит от скорости подъема газожидкостного потока, термобарических условий (парциальное давление агрессивных газов, температура). Эти факторы в разных интервалах НКТ скважины значительно изменяются, и соответственно скорость коррозии металлов будет различной.Corrosion of tubing in wells occurs in different intervals with a different rate, which depends on the rate of rise of the gas-liquid flow, thermobaric conditions (partial pressure of corrosive gases, temperature). These factors vary significantly in different intervals of the well tubing, and, accordingly, the corrosion rate of metals will be different.
Известно 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.A device for determining the corrosion rate of well equipment is known (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, which are fixed in the gaps between the ends of the pipes in the couplings.
Недостатком указанного способа и устройства является необходимость задействия буровой установки и специальной техники с целью спуска/подъема НКТ для установки и снятия образцов-свидетелей, что приводит к значительным экономическим затратам на выполнение данных исследований.The disadvantage of this method and device is the need for the drilling rig and special equipment to run / lift tubing for the installation and removal of witness samples, which leads to significant economic costs for performing these studies.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ и устройство для определения коррозионно-опасных интервалов, скорости коррозии металла эксплуатационной колонны в работающей скважине» Патент RU 2654915.The closest in technical essence and the achieved result is "Method and device for determining corrosive intervals, corrosion rate of the production string metal in a working well" Patent RU 2654915.
Контейнер с образцами-свидетелями свинчивается с пакером в одну компоновку и крепится в эксплуатационной колонне под НКТ с установкой электроцентробежного насоса (далее - УЭЦН) в любом интервале. Недостатком данного способа и устройства является то, что скорость коррозии определяется только в эксплуатационной колонне, и посадка устройства в заданном интервале на внутренней поверхности колонны и извлечение его из скважины может осуществляться только при замене УЭЦН или при проведении ремонтных работ на скважине с привлечением буровой установки и специальной техники.The container with the witness samples is screwed together with the packer into one assembly and fixed in the production string under the tubing with the installation of an electric centrifugal pump (hereinafter - ESP) in any interval. The disadvantage of this method and device is that the corrosion rate is determined only in the production string, and the landing of the device in a given interval on the inner surface of the string and removing it from the well can only be carried out when replacing the ESP or when carrying out repair work on the well with the involvement of a drilling rig and special equipment.
Целью настоящего изобретения является определение фактической скорости коррозии на внутренней поверхности НКТ в различных интервалах глубин без остановки работы скважины, оценки состояния НКТ в скважине и прогноз их остаточного ресурса, а также выдача рекомендаций по защите НКТ от коррозии, на основе прямых измерений.The purpose of the present invention is to determine the actual corrosion rate on the inner surface of the tubing in various depth intervals without shutting down the well, assessing the condition of the tubing in the well and predicting their residual life, as well as issuing recommendations for protecting tubing from corrosion based on direct measurements.
Данная задача решается за счет применения предлагаемого метода и устройства фиксации образцов - свидетелей для оценки скорости коррозии на разных глубинах НКТ без остановки работы скважины.This problem is solved through the use of the proposed method and a device for fixing the samples - witnesses to assess the corrosion rate at different tubing depths without stopping the well operation.
Устройство фиксации образцов-свидетелей для определения скорости коррозии на разных глубинах НКТ, представленное на фигуре 1 состоит из: 1 - металлического стержня цилиндрической формы с углублениями для крепления образцов-свидетелей коррозии, выполненного из нержавеющей стали, 2 - резьбовое крепление для соединения с автоотцепом - устройство подвески глубинных приборов (далее - УПГП), 3 - болт крепления образца-свидетеля коррозии, 4 - образец-свидетель коррозии.The device for fixing the witness samples for determining the corrosion rate at different tubing depths, presented in figure 1, consists of: 1 - a metal rod of a cylindrical shape with grooves for fastening the corrosion witness samples, made of stainless steel, 2 - a threaded fastener for connection with an auto-detachment - device for suspension of deep-seated instruments (hereinafter referred to as UPGP), 3 - bolt for fastening a corrosion witness sample, 4 - corrosion witness sample.
Метод предусматривает установку устройства в любом интервале НКТ, для определения максимально коррозионно-активных зон посредством использования автоотцепа УПГП.The method provides for the installation of the device in any interval of the tubing, to determine the maximum corrosive active zones by using the UPGP auto-detachment.
Схема установки оборудования в скважине представлена на фигуре 2, где 1 - металлический стержень цилиндрической формы с углублениями для крепления образцов-свидетелей, 5 - обсадная колонна, 6 - автоотцеп УПГП, 7 - НКТ.The scheme of equipment installation in the well is shown in figure 2, where 1 is a cylindrical metal rod with indentations for fixing witness samples, 5 is a casing string, 6 is an automatic cutter of the UPGP, 7 is a tubing.
В качестве образцов-свидетелей коррозии - 4 используются пластины, изготовленные из НКТ той же группы прочности и того же завода изготовителя, что спущены в скважину. Размеры образцов 40x20x3 мм, общая площадь поверхности образцов - 0,00196 м2, в соответствии с ГОСТ 9.506-87.Plates made of tubing of the same strength group and of the same manufacturer that were lowered into the well are used as samples-witnesses of corrosion - 4. The dimensions of the samples are 40x20x3 mm, the total surface area of the samples is 0.00196 m 2 , in accordance with GOST 9.506-87.
Перед установкой образцы-свидетели коррозии - 4 проходят подготовку, и взвешиваются с точностью до 0,0001 г. Далее образцы-свидетели коррозии - 4, при помощи болта крепления - 3, крепятся к металлическому стержню цилиндрической формы с углублениями - 1. Для повышения информативности на одно устройство крепится четыре одинаковых образца-свидетеля коррозии - 4, которые нумеруются сверху вниз. Металлический стержень цилиндрической формы с углублениями - 1 с прикрепленными к нему образцами - свидетелями коррозии - 4, вкручивается при помощи резьбового крепление - 2 в автоотцеп УПГП - 6 и опускается на заданную глубину в колонну НКТ - 7. По истечении регламентированного срока автоотцеп УПГП - 6, с прикрепленным к нему металлическим стержнем цилиндрической формы с углублениями - 1 и образцами-свидетелями коррозии - 4 извлекается из НКТ - 7 и по образцам-свидетелям коррозии - 4, гравиметрическим методом, определяется фактическая скорость коррозии в НКТ - 7 скважины.Before installation, 4 corrosion witness samples are prepared and weighed with an accuracy of 0.0001 g. Further, 4 corrosion witness samples, with the help of a fastening bolt - 3, are attached to a cylindrical metal rod with indentations - 1. To increase information content one device is attached to four identical samples of evidence of corrosion - 4, which are numbered from top to bottom. A metal rod of a cylindrical shape with indentations - 1 with samples attached to it - witnesses of corrosion - 4, screwed with the help of a threaded fastener - 2 into the automatic detachment unit UPGP - 6 and lowered to a predetermined depth into the tubing string - 7. After the expiration of the regulated period, the automatic detachment unit UPGP - 6 , with a metal rod of a cylindrical shape attached to it with recesses - 1 and samples-witnesses of corrosion - 4 is removed from the tubing - 7 and from the samples-witnesses of corrosion - 4, by the gravimetric method, the actual corrosion rate in the tubing - 7 of the well is determined.
Использование разработанного авторами метода и устройства позволяет определить фактическую скорость коррозии металла НКТ в различных интервалах действующей скважины, выявить участки с максимальной коррозионной активностью и предусмотреть оптимальные мероприятия по защите тела НКТ от коррозии.The use of the method and device developed by the authors makes it possible to determine the actual corrosion rate of the tubing metal in different intervals of an operating well, to identify areas with maximum corrosive activity and to provide for optimal measures to protect the tubing body from corrosion.
Промысловые испытания заявляемого метода и устройства проведены в ООО «Газпром добыча Краснодар» на скважине №33 Мирненского газоконденсатного месторождения Светлоградского газопромыслового управления. Получены положительные результаты по определению фактической скорости коррозии в различных интервалах НКТ.Field tests of the proposed method and device were carried out in OOO Gazprom dobycha Krasnodar at well No. 33 of the Mirnenskoye gas condensate field of the Svetlogradskoye gas production department. Positive results have been obtained in determining the actual corrosion rate in various intervals of the tubing.
Результаты промысловых испытаний представлены в таблице.The results of the field tests are presented in the table.
Источники информацииSources of information
1. Устройство для определения скорости коррозии оборудования скважин. Руководящий документ ВНИИСПТнефть РД 39-0147103-362-86, Уфа, 1987, п. 7.11, с. 831. A device for determining the corrosion rate of well equipment. Guideline VNIISPTneft RD 39-0147103-362-86, Ufa, 1987, p. 7.11, p. 83
2. Патент RU 2654915. «Способ и устройство для определения коррозионно-опасных интервалов, скорости коррозии металла эксплуатационной колонны в работающей скважине».2. Patent RU 2654915. "Method and device for determining corrosive intervals, corrosion rate of the production string metal in a working well."
3. ТУ 28.99.39-003-38719314-2017 «Устройства подвески глубинных приборов».3. TU 28.99.39-003-38719314-2017 "Suspension devices for downhole instruments".
4. ГОСТ 9.506-87 «Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности».4. GOST 9.506-87 “Unified system of protection against corrosion and aging. Inhibitors of corrosion of metals in water-oil environments. Methods for determining the protective ability ".
5. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2003.5. Markin A.N., Nizamov R.E. CO 2 - corrosion of oilfield equipment. - M .: JSC VNIIOENG. - 2003.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019144198A RU2752377C2 (en) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | Method and a device for fixing witness samples for determining the corrosion rate at different depths of tubing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019144198A RU2752377C2 (en) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | Method and a device for fixing witness samples for determining the corrosion rate at different depths of tubing |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019144198A3 RU2019144198A3 (en) | 2021-06-24 |
| RU2019144198A RU2019144198A (en) | 2021-06-24 |
| RU2752377C2 true RU2752377C2 (en) | 2021-07-26 |
Family
ID=76504423
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019144198A RU2752377C2 (en) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | Method and a device for fixing witness samples for determining the corrosion rate at different depths of tubing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2752377C2 (en) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA019674B1 (en) * | 2004-09-15 | 2014-05-30 | Бп Ойл Интернешнл Лимитед | Process for evaluating the corrosive effects of refinery feedstocks on refinery metallurgy |
| RU2654915C2 (en) * | 2016-08-01 | 2018-05-23 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method and device for corrosive-hazardous intervals determining, operating column metal corrosion rate in a working well |
-
2019
- 2019-12-24 RU RU2019144198A patent/RU2752377C2/en active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA019674B1 (en) * | 2004-09-15 | 2014-05-30 | Бп Ойл Интернешнл Лимитед | Process for evaluating the corrosive effects of refinery feedstocks on refinery metallurgy |
| RU2654915C2 (en) * | 2016-08-01 | 2018-05-23 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method and device for corrosive-hazardous intervals determining, operating column metal corrosion rate in a working well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТУ 28.99.39-003-38719314-2017 "УСТРОЙСТВА ПОДВЕСКИ ГЛУБИННЫХ ПРИБОРОВ", 2017. ГОСТ 9.506-87 "ЕДИНАЯ СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ И СТАРЕНИЯ. ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛОВ В ВОДНО-НЕФТЯНЫХ СРЕДАХ. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЩИТНОЙ СПОСОБНОСТИ", 1987. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2019144198A3 (en) | 2021-06-24 |
| RU2019144198A (en) | 2021-06-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5095977A (en) | Coupon holder for corrosion test downhole in a borehole | |
| US10914161B2 (en) | Tool for measuring corrosion in oil wells and method for measuring corrosion | |
| US10914662B2 (en) | Condition-based monitoring for materials in wellbore applications | |
| CN107525733B (en) | Wellhead downhole corrosion rate correlation model algorithm and downhole corrosion rate online monitoring method using same | |
| EP3821108B1 (en) | Tubing condition monitoring | |
| WO2021007182A1 (en) | Method and apparatus for detection of pitting corrosion under iron sulfide deposition | |
| CN105352880A (en) | Monitoring device and monitoring method for detecting downhole corrosion situation | |
| US20180024044A1 (en) | Corrosion tester tool for use during drill stem test | |
| RU2752377C2 (en) | Method and a device for fixing witness samples for determining the corrosion rate at different depths of tubing | |
| US4603113A (en) | Corrosion testing | |
| RU2654915C2 (en) | Method and device for corrosive-hazardous intervals determining, operating column metal corrosion rate in a working well | |
| RU2368772C1 (en) | Monitoring method of multi-bed well with elimination of cross-flows between beds | |
| RU2449117C1 (en) | Method of pumping unit bypassing and bypassing system for its implementation | |
| de Santa Maria et al. | The effect of H2S concentration and pH on the cracking resistance of AISI 410 stainless steel in 5% brine | |
| RU2645441C1 (en) | Corrosion hydrogen probe | |
| SU885537A1 (en) | Device for determining the work time of oil well equipment | |
| Thorhallsson et al. | Corrosion testing of uns n06625 in a simulated high temperature geothermal environment | |
| US20180231432A1 (en) | Washpipe life prediction | |
| RU2724723C1 (en) | Method of continuous control of extracted fluid parameters during well development and device for its implementation | |
| RU2779248C1 (en) | Instrument for measuring corrosion in oil wells, and corrosion measurement method | |
| RU2011183C1 (en) | Device for determining corrosion damage of pipelines | |
| Albertini et al. | Well Integrity And Corrosion Analysis Techniques Applied To Tubular Design And Remaining Life Extension Of Gas Production Wells | |
| RU29094U1 (en) | Device for measuring annular pressure | |
| Jackson et al. | Screening Corrosion Inhibitors Using RCE for Different Sucker Rod Grades for Wells Containing CO2-Laboratory and Field Results | |
| Farooqui et al. | Corrosion-resistant tubulars for prolonging gravity-water-injection well life |