РОЗРОБЛЕННЯ РЕГЛАМЕНТУ КОРОЗІЙНОГО МОНІТОРИНГУ СВЕРДЛОВИННОГО ОБЛАДНАННЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ РОДОВИЩ
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2026-2(46)-173-182Ключові слова:
корозійний моніторинг; гравіметричний метод; взірець-свідок; електромагнітна дефектоскопія; швидкість корозії; регламент контролю; діагностична спроможність.Анотація
Метою статті є розроблення методичних засад і регламенту періодичності проведення корозійного моніторингу внутрішньосвердловинного обладнання та обв’язки устя газоконденсатних свердловин для забезпечення своєчасного виявлення й попередження корозійних відмов. Систематизовано основні групи методів моніторингу корозії нафтогазопромислового обладнання – діагностичні, вимірювання швидкості корозії за показами датчиків, оцінку фізико-хімічних параметрів середовища та аналіз статистики відмов – і показано їхній взаємозв’язок у циклі «проєктування – експлуатація – керування». Детально розглянуто гравіметричний метод визначення швидкості корозії за втратою маси циліндричних взірців-свідків, установлених на муфтах насосно-компресорних труб (НКТ) через кожні 500 м з тривалістю експозиції не менше 30 діб; наведено розрахункові формули швидкості проникнення корозії, критичної товщини стінки труб експлуатаційної колони та прогнозованого терміну експлуатації свердловини до контрольного опресування. Уперше виконано кількісну оцінку діагностичної спроможності оперативного показника моніторингу – вмісту іонів заліза в попутній воді – шляхом зіставлення з результатами гравіметричних досліджень на масиві з 21 свердловини: за критерію Fe ≥ 100 мг/дм3 чутливість щодо виявлення свердловин зі швидкістю корозії ≥ 0,1 мм/рік становить 67 %, специфічність – 83 %, загальна узгодженість – 76 % (точний тест Фішера p = 0,032). Показано, що третина свердловин з фактично неприйнятною швидкістю корозії не виявляється за критерієм вмісту заліза, що є кількісним обґрунтуванням неможливості побудови регламенту на одному оперативному показнику. Розроблено регламент моніторингу з диференційованою періодичністю контролю за кожним методом та обґрунтовано критерій ефективності інгібіторного захисту за кінцевою швидкістю корозії не вище 0,1–0,15 мм/рік.
Завантаження
Посилання
1. NACE International. (2005). Preparation, installation, analysis, and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations (NACE Standard RP0775-2005). NACE International.
2. ASTM International. (2011). Standard practice for preparing, cleaning, and evaluating corrosion test specimens (ASTM G1-03(2011)). ASTM International.
3. ASTM International. (2024). Standard guide for evaluating and qualifying oilfield and refinery corrosion inhibitors in the laboratory (ASTM G170-24). ASTM International.
4. Khan, A., Qurashi, A., Badeghaish, W., Noui-Mehidi, M. N., & Aziz, M. A. (2020). Frontiers and challenges in electrochemical corrosion monitoring; surface and downhole applications. Sensors, 20(22), Article 6583. https://doi.org/10.3390/s20226583
5. Semwogerere, D., Vatn, J., Colombo, D., Sangesland, S., & Pavlov, A. (2026). Remaining casing life prediction for well life extension and repurposing. SPE Journal, 31(5), 2969–2985. https://doi.org/10.2118/232799-PA
6. Cirimello, P. G., Otegui, J. L., Carfi, G., & Morris, W. (2017). Failure and integrity analysis of casings used for oil well drilling. Engineering Failure Analysis, 75, 1–14. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2016.11.008
7. Velázquez, J. C., Cruz-Ramirez, J. C., Valor, A., Venegas, V., Caleyo, F., & Hallen, J. M. (2017). Modeling localized corrosion of pipeline steels in oilfield produced water environments. Engineering Failure Analysis, 79, 216–231. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2017.04.027
8. Li, J., Sun, C., Shuang, S., Roostaei, M., Fattahpour, V., Mahmoudi, M., Zeng, H., & Luo, J. (2019). Investigation on the flow-induced corrosion and degradation behavior of underground J55 pipe in a water production well in the Athabasca oil sands reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, Article 106325. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106325
9. Kosmyna, M. M., & Nosachova, Yu. V. (2025). Otsinka efektyvnosti amidomisnoho inhibitora korozii v mineralizovanykh vodno-naftovykh seredovyshchakh [Evaluation of the effectiveness of an amide-containing corrosion inhibitor in mineralized water-oil media]. Journal of Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute. Series: Chemical Engineering, Ecology and Resource Saving, (4), 85–91. https://doi.org/10.20535/2617-9741.4.2025.348834 (in Ukrainian)
10. Hou, B. S., Zhang, Q. H., Li, Y. Y., Zhu, G. Y., Liu, H. F., & Zhang, G. A. (2020). A pyrimidine derivative as a high efficiency inhibitor for the corrosion of carbon steel in oilfield produced water under supercritical CO2 conditions. Corrosion Science, 164, Article 108334. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2019.108334
11. Zhang, Q. H., Hou, B. S., Xu, N., Xiong, W., Liu, H. F., & Zhang, G. A. (2019). Effective inhibition on the corrosion of X65 carbon steel in the oilfield produced water by two Schiff bases. Journal of Molecular Liquids, 285, 223–236. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2019.04.072
12. Deyab, M. A., Eddahaoui, K., Essehli, R., Rhadfi, T., Benmokhtar, S., & Mele, G. (2016). Experimental evaluation of new inorganic phosphites as corrosion inhibitors for carbon steel in saline water from oil source wells. Desalination, 383, 38–45. https://doi.org/10.1016/j.desal.2016.01.019
13. Li, W., Jing, J., Sun, J., Wang, S., Zhang, F., & Wang, H. (2023). Investigation of the corrosion characteristics and corrosion inhibitor action on J55 steel in produced water. Sustainability, 15(4), Article 3355. https://doi.org/10.3390/su15043355
14. Obot, I. B., Onyeachu, I. B., Umoren, S. A., Quraishi, M. A., Sorour, A. A., Chen, T., Aljeaban, N., & Wang, Q. (2020). High temperature sweet corrosion and inhibition in the oil and gas industry: Progress, challenges and future perspectives. Journal of Petroleum Science and Engineering, 185, Article 106469. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106469
15. Poberezhnyi, L. Ya., Stanetskyi, A. I., & Hrytsenchuk, A. V. (2017). Koroziia tryvalo ekspluatovanykh trubnykh Stalei u seredovyshchakh khlorydnoho typu [Corrosion of long-operated pipe steels in chloride-type media]. Scientific Bulletin of UNFU, 27(5), 114–118. https://doi.org/10.15421/40270523 (in Ukrainian)
16. Kryzhanivskyi, Ye. I., & Nykyforchyn, H. M. (2011). Korozijno-vodneva dehradatsiia naftovykh i hazovykh truboprovodiv ta yii zapobihannia: Vol. 1. Osnovy otsiniuvannia dehradatsii truboprovodiv [Corrosion-hydrogen degradation of oil and gas pipelines and its prevention: Vol. 1. Fundamentals of assessing pipeline degradation] (V. V. Panasiuk, Ed.). IFNTUNG. (in Ukrainian)
17. Kryzhanivskyi, Ye. I., Hrabovskyi, R. S., & Mandryk, O. M. (2013). Otsiniuvannia robotozdatnosti naftohazoprovodiv tryvaloi ekspluatatsii za parametramy yikh defektnosti [Estimation of the serviceability of long-operated oil and gas pipelines according to the parameters of their defectiveness]. Physicochemical Mechanics of Materials, 49(1), 105–110. (in Ukrainian)
18. Kryzhanivskyi, Ye. I., Hrabovskyi, R. S., Fedorovych, I. Ya., & Barna, R. A. (2015). Otsiniuvannia kynetyky ruinuvannia elementiv ekspluatovanoho hazoprovodu [Estimation of failure kinetics of elements of an operated gas pipeline]. Physicochemical Mechanics of Materials, 51(1), 13–19. (in Ukrainian)
19. Kryzhanivskyi, Ye. I., Vytyaz, O. Yu., & Hrabovskyi, R. S. (2020). Otsiniuvannia ta prohnozuvannia robotozdatnosti tryvalo ekspluatovanykh trub burylnykh kolonn [Assessment and prediction of the operational capability of long-operated drill pipes]. Scientific Bulletin of IFNTUNG, (2(49)), 7–17. https://doi.org/10.31471/1993-9965-2020-2(49)-7-17 (in Ukrainian)
20. Petryna, D. Yu., Kozak, O. L., & Petryna, Yu. D. (2013). Korozijno-mekhanichni vlastyvosti zvarnykh ziednan mahistralnykh truboprovodiv [Corrosion-mechanical properties of welded joints of main pipelines]. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, (1(46)), 37–49. (in Ukrainian)
21. Association for Materials Protection and Performance. (2023). Monitoring corrosion in oil and gas production with iron counts (NACE Standard SP0192-2023). AMPP.
22. Association for Materials Protection and Performance. (2020). Techniques for monitoring and measuring corrosion and related parameters in field applications (AMPP Technical Report TR3T199-2020). AMPP.
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2026 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
