УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАЩИТЫ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Полезная модель относится к устройствам для химической защиты скважинного оборудования, в том числе глубинного, от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, а также для проведения химических обработок извлекаемого скважинного флюида и призабойной зоны пласта и может быть применена в различных отраслях промышленности, в частности, в нефтяной.
Известна установка для химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфат восстанавливающих бактерий (RU 2260677 C1, опуб. 20.09.2005). Данная установка состоит из НКТ, трехкапиллярного шланга, точек подачи дозированных химических реагентов, обратных клапанов, электронасосной дозировочной установки.
Недостатками данного установки являются:
- сложность конструкции, обусловленная громоздкостью и дороговизной применяемого оборудования;
- большая трудоемкость работ;
- отсутствие возможности оперативного прогнозирования появления солеотложений на оборудовании, и, следовательно, перерасход дорогостоящего ингибитора, который вводится в скважину постоянно.
Наиболее близкой, взятой авторами в качестве прототипа, является установка для защиты скважинного оборудования (RU 115822 U1, опуб. 10.05.2012). Данная установка состоит из резервуара с ингибитором, насоса подачи ингибитора, системы управления насосом ингибитора, содержащей блок управления, позволяющий прогнозировать по входным данным параметров работы скважины скорость солеотложения. или парафиноотложения, или коррозии, с возможностью в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора, трубки подачи ингибитора в скважину.
Недостатками данной установки являются:
- трудоемкость работ;
- отсутствие возможности оперативного прогнозирования появления солеотложений. и/или парафиноотложений, и/или коррозии на оборудовании по параметру кислотности - pH, добываемой продукции, и, следовательно, перерасход дорогостоящего ингибитора или дорогостоящий ремонт оборудования.
Технический результат заключается в повышении эффективности защиты скважинного оборудования от коррозии, и/или парафиноотложения и/или солеотложения, в частности, благодаря снижению объема расходуемого ингибитора, увеличению межремонтного периода оборудования.
Технический результат достигается тем, что установка для защиты скважинного оборудования, состоящая из резервуара с ингибитором, насоса подачи ингибитора, системы управления насосом подачи ингибитора, содержащей блок управления, позволяющий прогнозировать по входным данным параметров работы скважины скорость солеотложения, и/или парафиноотложения, и/или коррозии, с возможностью в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора, а также трубки подачи ингибитора в скважину, при этом согласно полезной модели на выкидной линии установлен датчик контроля кислотности - pH, добываемой продукции, связанный с системой управления насосом подачи ингибитора.
При этом датчик контроля кислотности - pH, добываемой продукции может быть установлен на выкидной линии как на устье скважины, так и в скважине.
На фиг. 1 показана принципиальная схема установки для защиты скважинного оборудования.
Установка для защиты скважинного оборудования состоит из резервуара с ингибитором 1, насоса подачи ингибитора 2, системы управления насосом подачи ингибитора 3, трубки подачи ингибитора 4. При этом система управления насосом ингибитора 3 содержит блок управления (отдельной позицией не обозначен), позволяющий по входным данным от датчика кислотности 8 - pH, добываемой продукции и системы измерения текущих параметров 5 работы скважины прогнозировать скорость солеотложения. и/или парафиноотложения, и/или коррозии. Блок управления имеет возможность в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора.
Сбор установки для защиты скважинного оборудования осуществляется следующим образом.
Установка для защиты скважинного оборудования компонуется вместе со скважинным оборудованием 7 во время спуска последнего в скважину (отдельной позицией не обозначена). При этом система измерения текущих параметров 5 работы скважины и трубка подачи ингибитора 4 прикрепляются к скважинному оборудованию 7, например, к НКТ. любым известным крепежным устройством 6. например, с помощью клямс. Скважинное оборудование 7 может быть представлено любым известным насосом погружного типа со вспомогательным оборудованием. На сопроводительном чертеже условно показана скважинная штанговая насосная установка, однако, это не должно ограничивать объем притязаний данной полезной модели, который будет определен совокупностью существенных признаков в формуле полезной модели.
Датчик кислотности 8 - pH, добываемой продукции может быть представлен в виде любого известного блока устройств, позволяющих в режиме реального времени передавать данные о кислотности добываемой из скважины продукции в систему управления насосом подачи ингибитора и устанавливаться на выкидной линии, как на устье, так и непосредственно в самой скважине.
При выходе из скважины на дневную поверхность кабель системы измерения текущих параметров 5 работы скважины и трубка подачи ингибитора 4 герметизируются. В случае расположения датчика кислотности 8 на выкидной лини в скважине, его кабель также герметизируется при выходе на дневную поверхность. Кабель системы измерения текущих параметров 5 работы скважины и кабель датчика кислотности 8 добываемой продукции подсоединяются к системе управления насосом ингибитора 3, который содержит блок управления, позволяющий по входным данным от системы измерения текущих параметров 5 работы скважины и датчика кислотности добываемой продукции прогнозировать скорость солеотложения, и/или парафиноотложения, и/или коррозии. В качестве примера, блок управления может включать программное обеспечение «Соль» ПК «Автотехнолог» (разработано авторами данной полезной модели), позволяющее по данным от датчика кислотности 8 - pH, добываемой продукции и текущим параметрам работы скважины прогнозировать скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии (см. Ивановский В.Н. и др. Установки ЭЦН для откачки солеотлагающего флюида // Нефтегазовая вертикаль, №12, 2009, С. 60-62). Блок управления системы управления насосом ингибитора 3 соединен с насосом подачи ингибитора 2 с возможностью в соответствии со спрогнозированной скоростью солеотложения, и/или парафиноотложения, и/или коррозии выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора 2 из резервуара с ингибитором 1 в скважину.
Установка для защиты скважинного оборудования работает следующим образом.
Датчик кислотности 8 - pH, добываемой продукции и система измерения текущих параметров 5 работы скважины по кабелям передает в систему управлению насосом подачи ингибитора 3 данные о кислотности добываемой продукции и режиме работы скважины. В блоке управления системы управления насосом ингибитора 3 по полученным текущим параметрам кислотности добываемой продукции и работы скважины прогнозируется скорость солеотложения, и/или парафиноотложения, и/или коррозии. Поскольку действие ингибитора является долгосрочным, но различным в разных скважинах, то необходимость в его постоянной закачки отсутствует, но необходимо прогнозирование скорости солеотложения, и/или парафиноотложения, и/или коррозии, чтобы в момент прекращения действия предыдущей порции ингибитора начать закачивать новую порцию. В соответствии со спрогнозированной скоростью солеотложения, и/или парафиноотложения, и/или коррозии блок управления системой управления насосом подачи ингибитора 3 выдает команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора 2 из резервуара с ингибитором 1 в скважину по трубке подачи ингибитора 4. Периодическое отключение насоса подачи ингибитора 2 позволяет снизить объем расходуемого ингибитора, что существенно снизит затраты на дорогостоящий ингибитор при достаточно высоком уровне защиты оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения.
Применение заявленной полезной модели позволяет повысить эффективность защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения благодаря снижению объема расходуемого ингибитора, увеличению межремонтного периода оборудования.
Установка для защиты скважинного оборудования нетрудоемка, эффективна и промышленно применима, т.к. для ее реализации используются доступные оборудование и материалы.
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления установки для защиты скважинного оборудования, а также сопроводительного чертежа для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленной полезной модели. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящей полезной модели, следует считать защищенными настоящей полезной моделью в объеме прилагаемой формулы полезной модели.