高含硫天然气生产设备的腐蚀监测技术研究罗家寨高含硫研究报告节选.docx
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高含硫天然气生产设备的腐蚀监测技术研究罗家寨高含硫研究报告节选
第五章高含硫天然气生产设备的腐蚀监测技术研究
第一节井下油管腐蚀检测技术方案研究
一、井下管柱腐蚀检测技术
(一)井下管柱腐蚀检测技术调研
井下管柱腐蚀检测主要对某一时刻井下管柱的内径、壁厚等参数进行检测,分析当前管柱的腐蚀状况。
目前国外采用多臂井径仪测量油管内径的变化,来实现在不动管柱情况下对井下管柱的腐蚀检测,但这种方式只能反映出油管内壁的腐蚀状况,对外壁的腐蚀状况不能判断。
国外公司也可以利用超声波方式检测油管的壁厚,但这只适用于油、水井,对于气井,由于超声波在气体介质中的衰减很大,目前还无法实施。
对于气井,适合壁厚检测的设备是磁性测厚仪。
在腐蚀检测方面,主要对英国SONDEX公司的多臂井径仪和磁性测厚仪以及EXPRO公司的KINLEY工具进行了调研。
其具体情况如下:
1)SONDEX公司的MIT多臂井径仪
(1)MIT多臂井径仪工作原理
MIT多臂井径仪(MULTIFINGERIMAGINGTOOL)利用电缆或钢丝下入井中,一旦工具到达井底,触臂经电动张开,弹簧加载,硬而尖的触臂以较小的受力沿套管或油管内壁向上推。
向上运行过程中,每个触臂的运动传递给一个位置传感器,位置传感器输出的结果数字化后记录到存储器中或直接传到地面;同时通过深度时间记录仪记录井径仪在井筒中运行的速度和时间。
对井径仪测得的内径数据结合深度记录仪记录的速度、时间数据进行分析,就可以知道油管在不同深度处管柱内壁的腐蚀状况。
MIT多臂井径仪根据获取数据方式的不同,可分为地面在线读取式(SROMIT:
SurfaceReadoutMIT)和存储式(MemoryMIT):
SROMIT可直接将检测数据传到地面通过计算机进行在线显示,其优点在于能够实时反映检测工具在井筒中的检测情况,对某些存在疑问的区域可及时进行重复检测;能够了解检测工具在井下是否正常工作,如发现测量效果不好,可及时起出检测工具进行检修处理,以确保检测结果的有效性。
MemoryMIT只能在检测完毕后读出存储数据对检测结果进行分析,由于配套装备少,所需费用较少,适用于含硫气井的检测。
(2)主要性能参数
考虑到主要进行油管柱的检测和Φ177.8mm套管的检测,主要针对24臂和40臂的井径仪进行了调研。
其性能参数如下,示意图见图5.1-1。
图5.1-1SONDEX公司的多臂井径仪
①24臂井径仪
直径:
(43mm);
长度:
46.5″(1181mm)
重量:
21lbs(9.5kg)
测量范围:
1.75″~4.5″(44.5mm~114mm)
通过加长臂1.75″~7″(44.5mm~177.8mm)
径向分辨率:
0.005″(0.127mm)
径向精度:
±0.03″(0.762mm)
垂向分辨率:
在每分钟30ft(9m/min)的情况下为0.083″(2.1082mm)
测斜仪精度:
5°
臂的力量:
0.75lbs~1.25lbs(0.340kg~0.567kg)
最大压力:
15000psi(105MPa)
最大温度:
150℃或177℃
材料:
全部为抗腐蚀材料
②40臂井径仪
直径:
(70mm);
长度:
66″(1680mm)
重量:
62lbs(28kg)
测量范围:
3″~7.5″(76mm~190mm)
径向分辨率:
0.007″(0.178mm)
径向精度:
±0.03″(0.762mm)
垂向分辨率:
在每分钟30ft(9m/min)的情况下为0.083″(2.1082mm)
测斜仪精度:
5°
臂的力量:
0.75lbs~1.25lbs(0.340kg~0.567kg)
最大压力:
15000psi(105MPa)
最大温度:
177℃
材料:
全部为抗腐蚀材料
2)SONDEX公司MIT磁性测厚仪
(1)工作原理
MTT磁性测厚仪(MAGNETICTHICKNESSTOOL)主要由发射电磁的线圈和接收线圈两部分组成,通过发射线圈产生电磁波,电磁波穿过管壁后,通过接收线圈接收电磁波,信号传输时间主要依赖于磁特性和壁厚,壁厚发生变化后,其接收信号也将发生变化,以此来进行壁厚的测试。
其测试原理图见图5.1-2。
图5.1-2MIT磁性测候仪
(2)主要技术参数
额定温度:
150℃
额定压力:
15000psi(105MPa)
工具直径:
(43mm)
长度:
85.8″(2.179m)
重量:
30lbs(13.6kg)
传感器数量:
12
测量范围:
内径2″(50.8mm)的油管到7″(177.8mm)的套管
厚度精度:
工具的精度依赖于缺陷的尺寸,无损伤油管精度为15%壁厚;
缺陷分辨率:
检测缺陷的能力依赖于缺陷的尺寸。
直径0.375″的缺陷:
50%的壁厚,35%的金属损失量;
直径0.75″的缺陷:
30%的壁厚,20%的金属损失量;
大的裂纹缺陷最好超过10%的壁厚。
3)EXPRO公司的KINLEY工具
(1)工作原理
Kinley机械式多臂井径仪利用钢丝下入井中,当井径仪下放到需要测定的井深后,上提工具,触发器处的销钉剪断,通过机械传动装置打开测量臂,硬而尖的测量臂以较小的受力沿管柱内壁向上运行,通过传动装置将井径的变化情况刻录到记录筒里。
同时滚轮沿管柱内壁滚动,记录检测工具的位移情况。
待工具上提到井口后,取出井径仪里的记录筒,将记录筒带回实验室扫描、分析,便可获得管壁的腐蚀情况。
其工作原理见图5.1-3。
(2)性能参数
测量精度:
±0.254mm
图5.1-3Kinley机械式多臂井径
垂向分辨率:
钢丝上提速度越慢,其测量精度越高。
额定温度:
273℃
额定压力:
140MPa
4)对比分析
(1)测量精度
Kinley机械式多臂井径仪与MIT存储式多臂井径仪的检测方式相同,都是通过测量臂的位移情况来感知管柱内径的变化。
但两者所采用的记录方式不同,Kinley机械式多臂井径仪采用机械记录方式,可以获得连续的测量数据,测量精度达0.254mm;而MIT多臂井径仪采用数字存储式,由于通过电子元件来将测得的信息转换为数据,存在一定的误差,因而径向精度为±0.762mm,通过对MIT多臂井径仪24臂~80臂的检测结果来看,它的检测轨迹是不连续的。
(2)适用范围
SONDEX公司的MIT多臂井径仪记录方式是将臂的位移转化为电信号,然后通过地面录取设备将电信号转化为位移,从而检测出油管柱内壁的腐蚀状况,并且可以与MTT磁性测厚仪联合使用,这样既可检测管柱内壁腐蚀也可检测管柱壁厚的腐蚀状况。
而EXPRO公司的KINLEY多臂井径仪采用机械记录方式,直接将探头位移情况刻录到记录筒,起出检测工具后,需要取出记录筒进行处理分析,从而获得井下管柱的腐蚀状况,只能检测出管柱内壁的腐蚀状况。
(二)井下管柱腐蚀检测技术方案
1)机械式多臂井径仪腐蚀检测方案
采用机械式多臂井径仪进行井下管柱腐蚀检测方案如下:
(1)在井口安装工具。
安装井口防喷器,组装检测工具,做好试压和设备的功能测试。
(2)下入通径规,下入深度超过计划测量段以下20m。
(3)下入标准工具管串和井径仪,作好井口标示。
(4)下入井径仪至目的井深。
(5)注意下入重量和提出重量,这将用于判断井径仪是否处于工作状态。
(6)缓慢上提至显示超重,这意味着离合臂接触上管壁,进一步上提将剪断离合臂剪销,驱动臂将弹出并接触管壁。
(7)如果此过程失败,以不同的速度重复上述操作。
(8)一旦井径仪开始工作,可以发现此时的上提重量比开始时增加。
为证实井径仪成功工作,可以缓慢下放管柱,指重将下降。
(9)以17m/min的速度上提管柱。
(10)检查卡片证实无多余滑动。
(11)拆卸井口设备,恢复采气井口。
2)存储式多臂井径成像测井仪结合磁测厚仪检测方案
考虑到地面在线读取式多臂井径仪检测费用较高,主要采用存储式MIT多臂井径成像测井仪结合MTT磁测厚仪进行井下管柱腐蚀检测,具体方案如下:
(1)在井口安装工具。
安装井口防喷器,组装检测工具,做好试压和设备的功能测试。
(2)下入通径规通井,下入深度超过计划测量段以下20m。
(3)将检测工具装上电池,按图5.1-4设置检测工具执行程序,注意设置足够的反应时间,工具入井后严格按照设置的检测程序进行操作。
图5.1-4存储式多臂井径成像测井仪结合磁测厚仪检测程序示意图
(4)将深度记录仪清零,并连接在钢丝作业滚筒上记录工具入井情况。
(5)缓慢下入检测工具,控制工具下入速度在12~45m/min内,直至目的井深。
(6)工具到达目的井深后,停止等待测量臂打开。
(7)测量臂打开后,以9m/min的速度向上试测,等待测量臂关闭。
(8)测量臂关闭后,继续下入工具至目的井深,等待测量臂打开。
(9)测量臂打开后,以9m/min的速度上提工具进行检测,直至工具进入井口防喷器,等待测量臂关闭。
(10)测量臂关闭后,起出检测工具,关闭深度记录仪,导出记录数据,对测得的内径、壁厚及深度记录进行复合,核实检测数据是否完善,如缺失数据,则重复检测操作。
(11)拆卸井口设备,恢复采气井口。
(三)井下管柱腐蚀检测现场试验
1)机械式多臂井径仪现场试验
(1)检测结果
从2005年3月开始,项目组采用EXPRO公司的KINLEY机械式多臂井径仪分别对川西北气矿的中21井、重庆气矿的罐10井、七里17井、池11井和川中油气矿的磨77井,进行了井下管柱腐蚀检测,检测情况见表5.1-1。
(2)对比分析
A、七里17井油管腐蚀检测结论
油管整体状况良好,有少量小的点蚀,主要在Φ73mm油管部分,油管接箍清晰,最大腐蚀深度在Φ73mm油管内,平均腐蚀深度为28.3%,Φ73mm油管内壁比Φ88.9mm油管粗糙。
B、七里17井油管腐蚀状况现场对比
七里17井进行油管腐蚀检测后实施了修井作业,通过对起出的油管进行现场对比,实际腐蚀情况与工具检测结果基本吻合,但发现位于2789.57米处的Φ73mm油管有腐蚀穿孔现象,孔径约为5mm(如图5.1-5),与检测所得的最大腐蚀深度位于2771m处的结论有一定偏差。
图5.1-52789.57米处油管腐蚀穿孔图
C、七里17井测量误差分析
七里17井采用检测工具为15臂井径仪,检测Φ73mm油管,油管内径为62mm,由图5.1-6所示,计算得两测量臂之间的角度∠AOB为24°,AB间圆弧长为12.98mm,AB间弦长为12.89mm。
由此可以看出,15臂井径仪在检测Φ73mm油管时,对于孔径为12.89mm以上的穿孔可以确保不漏测,而对于孔径小于12.89mm的穿孔,如在检测过程中刚好位于两测量臂之间时,就有可能发生漏测现象。
表5.1-1井下油套管腐蚀检测情况统计表
井号
流体性质描述
检测工具
检测井段
检测结果描述
中21井
H2S含量:
5.25g/m3
CO2含量:
5.43g/m3
机械式15臂井径仪
Φ73mm油管:
0~3090m
油管总体状况良好,没有严重的刻蚀伤害;在第132根油管,即井深1229m处,发现最大刻蚀深度达20%,属于局部现象;另外有3根油管的金属腐蚀量超过5%,属弱腐蚀;油管有局部结垢现象,在接箍上未发现严重的腐蚀。
罐10井
H2S含量:
9.269g/m3
CO2含量:
24.019g/m3
机械式15臂井径仪
Φ88.9mm油管:
0~1688m
Φ73mm油管底部的腐蚀比较严重,腐蚀深度超过80%,横截面金属损失量超过50%,该区域虽未发现穿孔现象,但很明显已接近损坏。
另外在Φ88.9mm和Φ73mm油管中都存在中度腐蚀点,腐蚀深度大约为30%。
Φ73mm油管:
1688m~4780m
七里17井
H2S含量:
4.441g/m3
CO2含量:
38.498g/m3
机械式15臂井径仪
Φ88.9mm油管:
0~1360m
油管整体状况良好,有少量小的点蚀,主要在Φ73mm油管部分,油管接箍清晰,最大腐蚀深度在Φ73mm油管内,平均腐蚀深度为28.3%,Φ73mm油管内壁比Φ88.9mm油管粗糙。
Φ73mm油管:
1360m~4500m
池11井
H2S含量:
0.31g/m3
CO2含量:
12.92g/m3
机械式15臂井径仪
Φ73mm油管:
0~3140m
Φ73mm油管在2000m以下部分,有几处腐蚀深度超过壁厚的30%,该部分油管内表面粗糙。
起出测量仪器发现有蜡的沉淀物在仪器上,造成检测时仪器的测量臂不能充分靠近油管壁,使得上部1200m的检测数据不准。
磨77井
H2S含量:
0.31g/m3
CO2含量:
12.92g/m3
机械式40臂井径仪
Φ244.5mm套管:
0~1805m
Φ244.5mm套管除了内壁有些微粗糙外,总的说来状况良好。
在1409.4m处发现套管最大腐蚀穿透点,腐蚀穿透深度为套管壁厚的21.6%。
图5.1-6机械式15臂井径仪测量误差分析示意图
2)存储式多臂井径成像测井仪和磁测厚仪现场试验
(1)检测结论
2005年8月开始采用SONDEX公司的MIT多臂井径成像测井仪和MTT磁测厚仪联合检测作业的方式,对蜀南气矿的井4井、鹿8井以及川西北气矿的中24井、平落10井、平落11井、平落17井进行了井下管柱腐蚀检测,检测情况见表5.1-2。
(2)对比分析
A、平落11井油管腐蚀检测结论
①油管总体状况很差,特别是该井段的中部油管本体腐蚀严重,平均腐蚀量超过了40%;
②油管严重腐蚀多发生在接箍附近,特别是中部2000~1400m之间的油管,并且出现多处穿孔现象;
③油管腐蚀主要存在于内表面,特别是接箍的内表面;
④油管内壁腐蚀以斑点状腐蚀和线条状腐蚀为主,表现为蚀坑和蚀槽;
⑤下部油管内壁存在轻微结垢现象,接箍内表面也存在结垢,主要表现为腐蚀物导致的结垢,其中结垢最严重的地方出现在2203.3m处的124号油管接箍附近,内径减小达6.05mm。
表5.1-2井下油套管腐蚀检测情况统计表
井号
检测工具
检测井段
检测结果描述
中24井
24臂MIT井径成像测井仪+
MTT磁测厚仪
Φ73mm油管:
0~2847m
油管总体状况一般,结合MIT解释数据和MTT解释数据,油管全井段腐蚀率位于20%以内,主要表现为斑点状腐蚀。
油管中上部腐蚀比下部腐蚀严重,MTT数据表明油管外壁出现比较明显腐蚀。
油管存在轻微结垢现象,主要存在于接箍部位。
油管接箍腐蚀比较严重,有一根接箍腐蚀穿孔;200m~300m之间油管接箍腐蚀严重。
井4井
24臂MIT
井径成像测井仪
Φ73mm油管:
0~2100m
油管总体状况一般,存在不同程度的腐蚀现象,油管内表面存在明显结垢现象。
全井段油管主要呈现线状腐蚀,绝大多数油管腐蚀量在1%~10%之间,其中井深382.27m以下腐蚀量在0.551mm之内,382.27m以上腐蚀量在0.953mm之内,金属损失量在5%左右。
其中以第36、24、6号油管腐蚀最为严重,均为片状腐蚀,最深处均超过了壁厚的40%,位于1787.10m处的油管腐蚀量为3.86mm;位于1894.92m处的油管腐蚀量为3.66mm;位于2069.71m处的油管腐蚀量为3.25mm,金属损失量分别达到了26%、35%、24%。
鹿8井
24臂MIT井径成像测井仪+
MTT磁测厚仪
Φ73mm油管:
0~2120m
对油管内表面分析,全井段主要以斑点状腐蚀和线状腐蚀为主,分别达到了90根和82根,绝大多数油管的腐蚀量都在10%~20%之间,而油管的金属损失量绝大多数在1%~10%之间。
全井段腐蚀最严重的地方位于接箍上下附近,腐蚀量为10%~20%之间的油管共计23根,腐蚀量为20%~40%之间的油管共计75根,腐蚀量超过40%的油管共计3根。
另外油管内表面存在轻微结垢、变形现象,其中内径变小最大处位于1493.89m处的油管,达到4.45mm。
根据MTT测得的数据结合MIT测量的内径数据分析可以看出,油管外表面存在比较严重的腐蚀,壁厚最小处在105号油管上,位于1007.89m~1016.91m处,已经不及标准壁厚的20%,仅为0.99mm。
表5.1-2井下油套管腐蚀检测情况统计表(续)
井号
检测工具
检测井段
检测结果描述
平落10井
24臂MIT井径成像测井仪+
MTT磁测厚仪
Φ73mm油管:
0~3500m
油管本体状况较差,特别是井段中部2700~1100m处油管内壁出现严重腐蚀,同时在1470~1390m处油管外壁出现明显腐蚀,但总体上油管腐蚀主要发生在内壁。
在2548m~2416m处油管出现腐蚀穿孔现象。
油管腐蚀形状主要表现为局部斑点腐蚀或不连续条状腐蚀,油管内表面出现蚀坑和蚀槽,同时出现铁锈掉片。
腐蚀明显存在区域性,在测量井段的中部腐蚀较严重,大部分都超过了20%,在井段的下部,有部分油管腐蚀较严重,在井段的上部,存在轻微腐蚀现象。
油管内表面存在极轻微的结垢现象,明显的结垢往往出现在接箍附近。
其中最为严重的在2982.83m处的54号油管上,内径减少为4.15mm。
平落11井
24臂MIT井径成像测井仪+
MTT磁测厚仪
Φ73mm油管:
0~3400m
油管总体状况很差,在检测的349根油管中,达到损伤级别的油管共有269根,其中以斑点状腐蚀为主,达到了176根,片状腐蚀19根,线状腐蚀40根,环状腐蚀27根,腐蚀穿孔或即将穿孔的油管有7根。
特别在井段中部1400m~2000m处油管腐蚀严重,平均腐蚀量超过了40%,油管严重腐蚀多发生在接箍附近。
油管腐蚀主要存在于内表面,特别是接箍的内表面,油管内壁腐蚀以斑点状腐蚀和线条状腐蚀为主,表现为蚀坑和蚀槽。
下部油管内壁存在轻微结垢现象,接箍内表面也存在结垢,主要表现为腐蚀物导致的结垢,其中结垢最严重的地方出现在2203.3m处的124号油管接箍附近,内径减小达6.05mm。
表5.1-2井下油套管腐蚀检测情况统计表(续)
井号
检测工具
检测井段
检测结果描述
平落17井
24臂MIT井径成像测井仪+
MTT磁测厚仪
Φ73mm油管:
0~3480m
油管总体状况很差,油管内壁腐蚀明显存在区域性:
上部0~1150m油管内壁存在轻微腐蚀现象;中部1150~2460m油管内壁腐蚀相当严重,平均腐蚀量达到50%~60%,井段下部2460~3468m油管内壁腐蚀轻微,但存在部分油管严重腐蚀现象,其中有2根油管腐蚀量超过壁厚的80%,不排除已经出现穿孔的现象。
油管腐蚀主要存在于内表面,特别是接箍的内表面,以斑点状腐蚀和线条状腐蚀为主,表现为蚀坑和蚀槽。
同时油管内表面存在极轻微的结垢现象,主要是接箍附近区域和下部油管,但是结构厚度均比较薄,且多为腐蚀产生的铁锈结垢。
B、平落11井油管腐蚀情况现场对比
2006年2月21日平落11井修井进行起油管作业,通过到现场对起出的油管进行观察,平落11井油管腐蚀状况如下:
①油管完好段(1#~157#油管):
按照起出油管的顺序,从上至下1#~157#油管完好,基本未遭受腐蚀;
②油管内壁腐蚀逐渐加重(158#~193#油管):
从第158#油管开始内壁出现明显锈蚀,油管丝扣端面腐蚀呈锯齿状,内壁为坑蚀或溃疡状腐蚀,腐蚀状况随井深的增加而加剧。
③油管穿孔段(194#~228#油管):
从第194#油管开始,出现油管穿孔(详见油管穿孔情况统计表),共计发现20处油管穿孔,其中较大的有30mm×18mm,油管腐蚀减薄至1mm,穿孔位置多为靠近油管两端的加厚壁处(见图5.1-7)。
油管内壁为坑蚀或溃疡状腐蚀,表面除个别穿孔外多为轻微点蚀。
图5.1-7第208#油管腐蚀状况
④油管表面腐蚀严重段(214#~242#油管):
从第214#油管开始,油管表面腐蚀状况逐渐严重,表现为坑蚀或溃疡状腐蚀,多为靠近油管两端的加厚壁附近(见图5.1-8)。
⑤油管腐蚀逐渐减轻(243#~316#油管):
油管内外表面腐蚀状况逐渐减轻,主要表现为坑蚀或个别溃疡状腐蚀。
⑥油管完好段(317#~369#油管):
该段油管完好,基本未遭受腐蚀。
结合平落11井采用存储式多臂井径仪结合磁测厚仪检测报告分析,实际腐蚀情况与报告结果基本相符,该井主要是井段中部的油管腐蚀比较严重,油管腐蚀主要存在于内表面,特别是接箍的内表面,以坑蚀或溃疡状腐蚀为主,存在多处穿孔现象。
平落11井在检测过程中发现有7根油管(包括油管接箍)已经腐蚀穿孔或即将穿孔,而在油管腐蚀现场对比中,发现有15根油管有穿孔现象,其中8根油管的穿孔孔径φ孔>8.09mm。
因为多臂井径仪受测量臂数量的限制,存在不同程度的测量盲区,平落11井采用24臂井径仪测量φ73mm油管,油管内径为62mm,则确保不漏测的最小孔径为8.09mm,因而存在部分小的穿孔漏测掉的现象。
图5.1-8第224#~226#油管腐蚀状况
二、井下管柱腐蚀监测技术
(一)井下管柱腐蚀监测技术调研
20世纪40年代早期,内部腐蚀监测就应用于油气田了,最初的专利技术主要应用于可回收装置和电阻探测。
常用的内部腐蚀监测技术主要有腐蚀试片、电阻探测和线性极化电阻探测,这几项技术最明显的缺点在于传感范围小或精确度低。
现将目前国内外使用较广泛或较有特色的方法作详细介绍:
1)金属离子分析法
金属离子(铁、铜、镍、锌、镁)分析法中采用最多的是铁含量分析法,定时分析油气井生产水中的铁离子含量,用以确定腐蚀的变化。
对于含H2S气体的油气井,由于腐蚀产物主要为FeS,呈固体状沉积,或碱性环境中沉积物或氢氧化物的产生。
因此,取水样分析时难以取准,其结果也存在较大偏差。
该方法需要较长时间监测,采用统计方法进行数据处理,才能得到较理想的效果。
2)线性极化电阻法
线性极化电阻法是应用电化学原理通过对腐蚀测试电极的腐蚀电位附近进行弱极化,根据其腐蚀电流与极化曲线在腐蚀电位附近的斜率Rp成反比的关系,测量腐蚀电流,计算腐蚀速率。
线性极化电阻法只适用于存在电解质的腐蚀环境,目前,基本上还只能测量全面腐蚀。
与电阻法不同的是,线性极化电阻法的主要特点是能测定瞬时腐蚀速度,这对缓蚀剂的保护效果评价较为有效。
3)电阻法
电阻法的基本工作原理是:
安装在腐蚀环境中的金属测量元件横截面积因腐蚀而减少会产生电阻变化,通过前后两次测量金属测量元件的电阻值,以及这两次读数之间的时间间隔,计算出这段时间内金属测量元件的腐蚀速率。
由于金属测量元件的材质与被监测的管道或设备的材质相同,且它们在相同的腐蚀环境中经历了相同的腐蚀过程,因而测量得到的金属测量元件的腐蚀速率就代表了被监测的管道或设备的内部腐蚀速率。
对于直流电阻测量技术又分为两种方式来实现,一种是DCMS技术,利用钢丝作业将测试仪器下入指定的位置,进行腐蚀监测;另一种是DRM电缆永置式井下管柱腐蚀监测。
(1)DCMS井下腐蚀监测技术
A、工作原理
DCMS工具用于井下管柱腐蚀监测,可为井下作业的恶劣条件提供实时腐蚀和温度监测数据。
它通过钢丝绳安装工具,在测试前放入生产井中的任一深度,测试完毕后从井中取出,取下存储模板后,可利用机器辅助编辑仪将其中的数据传入计算机,腐蚀与温度数据通过软件以曲线格式展现。
B、系统组成
●井下腐蚀监测系统:
井下测量CORROSOMETER探头、电子存储模块和电池组件
●配系统操作工具
●CORRDATA软件系统
(2)直流电阻测量(DRM)技术
A、工艺原理
该系统将传感元件随完井油管下至井下,传感元件与油管内壁齐平,通过传感器对自身金属腐
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- 关 键 词:
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