Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для дозированной подачи ингибиторов коррозии и метанола в технологические трубопроводы газоконденсатных скважин и в магистральные газопроводы. Комплекс содержит локальную систему управления, построенную на промышленном контроллере, технологическую емкость для ингибитора с датчиком уровня и индикатором уровня, фильтр тонкой очистки, насос-дозатор, выкидная линия которого оснащена обратным клапаном, манометром, датчиками давления и расхода. Регулирование насоса-дозатора основано на регулировании дозируемого объема изменением длины хода плунжера насоса-дозатора отдельно установленным электрическим приводом плунжера и управлении производительностью насоса-дозатора за счет изменения частоты вращения электродвигателя посредством частотного преобразователя. Управление осуществляют распределенной системой, построенной на контроллере автоматизированной системы управления технологическими процессами и на локальном промышленном контроллере, обмен информацией между которыми осуществляют по оптоволоконной линии связи, что позволяет организовать дистанционный контроль и диагностику комплекса. Повышается эффективность использования ингибитора коррозии и надежность работы. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для дозированной подачи ингибиторов коррозии и метанола в технологические трубопроводы газоконденсатных скважин и в магистральные газопроводы.

Известна установка для дозированной подачи реагента (патент РФ №2238393, E21B 37/06, опубликовано 20.10.2004). Она содержит емкость для ингибитора, насос-дозатор, соединенный с ней посредством трубопровода через вентили, дополнительную емкость для ингибитора, устройство тонкой фильтрации, установленное непосредственно перед всасывающей частью насоса-дозатора, уровнемер, установленный в трубопроводе, соединяющем емкость для ингибитора и насос-дозатор. На трубопроводе, соединяющем емкость для ингибитора и насос-дозатор, установлены электроконтактный манометр, отсекающий вентиль и обратный клапан. Обратный клапан предотвращает обратное движение ингибитора при отсутствии в трубопроводе давления, создаваемого насосом-дозатором.

К недостаткам данного устройства следует отнести отсутствие дистанционного контроля технологических параметров и дистанционного управления установкой. В частности, отсутствие расходомера и возможности дистанционного управления производительностью насоса не позволяет регулировать подачу ингибиторов в технологические трубопроводы в зависимости от расхода среды, что приведет к нарушению технологического режима ингибирования.

Наиболее близким к заявленному техническому решению (прототипом), является установка для дозированной подачи жидкого химического реагента (патент РФ №2312208, E21B 37/06, опубликовано 10.12.2007), в состав которой входит технологическая емкость, соединенный с ней через запорный элемент насос-дозатор (основной и резервный), вмонтированный на линии подачи жидкости, выкидная линия которого соединена с технологической линией, снабженной расходомером, линия заправки технологической емкости, фильтр тонкой очистки, вентили, обратный клапан, манометр и указатель уровня.

Недостатками данного технического решения являются: применение частотного преобразователя для управления производительностью насоса -дозатора без дополнительных устройств, позволяющих адаптировать частотный преобразователь для работы на низких расходах, что приводит к перегрузкам электрического привода на низкой частоте вращения; отсутствие контроля раздела фаз и плотности реагента не позволяет контролировать его качество и соответственно контролировать технологический процесс в полном объеме; отсутствие контроля исправности сильфона, температуры двигателя и температуры насоса - дозатора не позволяет осуществлять контроль состояния и дистанционную диагностику насосного агрегата; отсутствие в выкидной линии насоса - дозатора гасителя пульсаций приведет к ложным срабатываниям электроконтактного манометра; применение косвенного метода измерения расхода подачи реагента не является достоверным; в примененном методе диагностики расходной характеристики насоса - дозатора отсутствует ограничение по минимальному времени откачки реагента и в случае повышенного расхода, из-за появления утечек, система управления не обнаружит аварийной ситуации и продолжит управление в штатном режиме; не предусмотрен сбор жидкости при возможных утечках в насосе и дистанционная сигнализация о появлении утечек; система круговой циркуляции, предназначенная для перемешивания, неэффективна в связи с возможностью ее использования только при прекращении основного процесса подачи и неправильной организацией забора, так как расслоение наиболее ярко выражено в верхней части емкости, а перемешивание производится только в ее нижней части.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, заключается в расширении арсенала технических средств в данной области, а также повышении надежности работы автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для подачи растворов в трубопроводы скважины под высоким давлением и эффективности использования ингибитора коррозии.

Поставленная задача решается тем, что автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин, включающий в себя локальную систему управления, построенную на промышленном контроллере, технологическую емкость для ингибитора, оборудованную датчиком уровня и индикатором уровня для его визуальной оценки, соединенный с ней через фильтр тонкой очистки и запорную арматуру насос-дозатор, выкидная линия которого оснащена обратным клапаном, манометром, датчиками давления и расхода.

Новым является то, что, с целью осуществления регулирования производительности насоса-дозатора от 0 до 100% рабочего диапазона и предотвращения перегрузок электрического двигателя плунжера насоса-дозатора на низких частотах вращения, обеспечивается комбинированным методом управления, основанным на регулировании дозируемого объема за счет изменения длины хода плунжера насоса-дозатора отдельно установленным электрическим приводом плунжера и управлении производительностью насоса-дозатора за счет изменения частоты вращения электродвигателя посредством частотного преобразователя, причем управление частотным преобразователем и электрическим приводом плунжера насоса-дозатора осуществляют распределенной системой управления, построенной на контроллере автоматизированной системы управления технологическими процессами (далее - АСУ ТП) и на локальном промышленном контроллере автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин, обмен информацией между которыми осуществляют по оптоволоконной линии связи, при этом на базе локальной системы автоматизации автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин организуют систему сбора и передачи диагностической информации с оборудования, поддерживающего HART протокол (Highway Addressable Remote Transducer - Адресуемый дистанционный магистральный преобразователь), а насос-дозатор оборудуют датчиками исправности сильфона, температуры насоса-дозатора и температуры двигателя для контроля состояния и дистанционной диагностики насоса-дозатора.

Дополнительно автоматизированный комплекс инжекции раствора] ингибитора коррозии для скважин оснащен предохранительным клапаном для защиты оборудования от превышения максимально допустимого давления, гасителем пульсаций для стабилизации показаний манометра, массовым расходомером и датчиком давления, установленными в выкидной линии насоса - дозатора, при этом для перемешивания раствора ингибитора при его расслоении предусмотрен насос перемешивания, автоматически включающийся при обнаружении датчиком уровня раздела фаз жидкости, осуществляющий забор жидкости после фильтра тонкой очистки в подающем трубопроводе, и возвращающий жидкость в верхнюю часть технологической емкости для ингибитора, а также дренажной емкостью с сигнализатором предельного уровня, ручным перекачивающим насосом и дыхательным клапаном для сбора возможных утечек с насоса-дозатора, индикатора уровня, датчика давления и манометра.

Техническим результатом является повышение эффективности использования ингибитора коррозии и повышение надежности работы автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин в целом, за счет применения комбинированного метода управления, основанного на регулировании дозируемого объема изменением длины хода плунжера насоса-дозатора отдельно установленным электрическим приводом плунжера и управлении производительностью j насоса-дозатора за счет изменения частоты вращения электродвигателя посредством частотного преобразователя, позволяющего осуществлять управление производительностью во всем рабочем диапазоне насоса-дозатора с повышенной точностью, которую обеспечивает массовый расходомер, установленный в выкидной линии насоса-дозатора.

Представленный чертеж поясняет сущность изобретения, где схематически изображен заявляемый автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин (фиг.).

Автоматизированный комплекс инжекции раствора" ингибитора коррозии для скважин включает технологическую емкость для ингибитора 1, оборудованную индикатором уровня 2 с запорной арматурой 3, 4, 5, и датчиком уровня и раздела фаз 6, дыхательным клапаном 7, линией закачки ингибитора 8 с установленной на ней задвижкой. 9, дренажом с запорной арматурой 10, а также насосом перемешивания 11 с запорной арматурой 12 и обратным клапаном 13. Линия подачи раствора ингибитора 14 в технологический трубопровод 53 оснащена запорной арматурой 15, 16, фильтром тонкой очистки 17, насосом-дозатором 18 с дренажным вентилем 19, предохранительным клапаном 20, гасителем пульсаций 21, манометром 22 с приборным вентилем 23, датчиком давления 24 с приборным вентилем 25, датчиком расхода 26, обратным клапаном 27. Линия подачи раствора ингибитора 14 через запорную арматуру 28 соединяется с дренажной емкостью 29, оборудованной сигнализатором предельного уровня 30, ручным перекачивающим насосом 31 с запорной арматурой 32, дыхательным клапаном 33 и дренажным вентилем 34. В состав автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин входит локальная система управления 35, построенная на базе промышленного контроллера, которая обменивается информаций с контроллером скважины 36, и управляет производительностью насоса-дозатора 18 посредством частотного преобразователя 37 и электрического привода плунжера 38. Насос-дозатор 18 оснащен датчиком температуры двигателя 39, датчиком температуры насоса-дозатора 40, датчиком исправности сильфона 41, информация с которых поступает в локальную систему управления 35 и передается через конвертеры FX/TX 42, 43 по оптоволоконной линии 44 в АСУ ТП 45, элементы которого находятся в боксе управления 52. В шкафу управления 46 организована система сбора и передачи диагностической информации 47 с оборудования, поддерживающего HART протокол, для передачи данных через конвертеры FX/TX 48, 49 по оптоволоконной линии 50 в систему дистанционной диагностики и мониторинга КИП и А 51.

Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин работает следующим образом.

Заполнение технологической емкости для ингибитора 1 осуществляется обслуживающим персоналом с помощью специализированного автотранспорта, запорная арматура 3, 4, 9 находится в открытом состоянии, контроль уровня в технологической емкости для ингибитора 1 при заправке осуществляется визуально по индикатору уровня 2, при этом запорная арматура 5, 10, 28, 32, 34 закрыта. После заполнения технологической емкости для ингибитора 1 запорная арматура 9 переводится в закрытое состояние и ингибитор коррозии через фильтр 17 поступает на вход насоса-дозатора 18. Для пуска установки необходимо открыть запорную арматуру 12, 15, 16, 19, 23, 25 и подать команду на пуск со шкафа управления 46, находящегося на территории скважины во взрывоопасной зоне, или с АСУ ТП 45, элементы которого находятся в боксе управления 52, расположенном в безопасной зоне вне территории скважины. В соответствии с заданной производительностью насос-дозатор 18 подает ингибитор коррозии в технологический трубопровод 53 через обратный клапан 27 и открытую запорную арматуру 16. В выкидной линии насоса-дозатора 18 установлен предохранительный клапан 20, который в случае отказа автоматической системы защиты предотвратит повреждение технологического оборудования от превышения давления. Установленный после предохранительного клапана 20 гаситель пульсаций 21 позволит компенсировать пульсации в выкидной линии насоса-дозатора 18 и стабилизировать показания манометра 22, датчика давления 24 и датчика расхода 26. Для организации перемешивания жидкости в технологической емкости для ингибитора 1 предусмотрен насос перемешивания 11, который включается автоматически в случае обнаружения датчиком уровня и раздела фаз 6 расслоения ингибитора коррозии, насос перемешивания 11 осуществляет забор жидкости через запорную арматуру 12, установленную после фильтра тонкой очистки 17, и подает ее в верхнюю часть, емкости через обратный клапан 13.

Для организации сбора утечек, возникающих при обслуживании автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин или в случае возникновения нештатных утечек в насосе-дозаторе 18, предусмотрена дренажная емкость 19, в которую поступает ингибитор коррозии через запорную арматуру 5, 19, 23, 25, 28. При заполнении дренажной емкости 29 срабатывает сигнализатор предельного уровня 30 и формирует предупредительный сигнал о необходимости откачки ингибитора, который отображается на пульте локальной системы управления 35 и передается в систему АСУ ТП 45. Ингибитор коррозии из дренажной емкости 29 откачивается ручным перекачивающим насосом 31 в верхнюю часть технологической емкости для ингибитора 1 через запорную арматуру 32.

Информация с датчика уровня и раздела фаз 6, сигнализатора предельного уровня 30, датчика давления 24, датчика расхода 26, датчика температуры двигателя 39, датчика температуры насоса-дозатора 40, датчика исправности сильфона 41 поступает в локальную систему управления 35, которая на основании полученных данных формирует управляющие воздействия на электроприводы в соответствии с алгоритмами аварийной защиты, транслирует данные через конвертеры FX/TX 42, 43 по оптоволоконной линии 44 в АСУ ТП 45, а также управляет производительностью насоса-дозатора 18 на основании норм расхода ингибитора коррозии в зависимости от расхода продукции скважин.

Данные о расходе продукции поступают в локальную систему управления 35 с контроллера скважины 36, контроллер локальной системы управления 35 рассчитывает необходимое количество ингибитора коррозии и формирует управляющие воздействия комбинированным способом на электрический привод плунжера 38 насоса-дозатора 18 и частотный преобразователь 37 в зависимости от измеренного мгновенного расхода ингибитора коррозии.

Управление производительностью насоса-дозатора 18 комбинированным способом необходимо для осуществления регулирования от 0 до 100% рабочего диапазона и предотвращения перегрузок электрического двигателя насоса-дозатора 18 на низких частотах вращения. Комбинированный способ заключается в управлении производительностью насоса-дозатора 18 посредством частотного преобразователя 37 в диапазоне от 25 до 50 Гц подаваемого напряжения на электрический двигатель насоса-дозатора 18. При необходимости осуществлять регулирование производительности в более низком диапазоне (ниже 25 Гц), локальная система управления 35 производит регулировку впрыскиваемого объема (в сторону уменьшения) за счет изменения длины хода плунжера насоса-дозатора 18 отдельно установленным электрическим приводом плунжера 38, таким образом, чтобы частота электропитания электрического двигателя насоса-дозатора 18 находилась в диапазоне регулирования от 25 до 50 Гц. Например, при максимальном расходе насоса-дозатора 18 длина хода плунжера насоса-дозатора 18 составляет 100%, частота электропитания 50 Гц. При уменьшении расхода и достижении частоты 25 Гц электрический привод плунжера 38 изменяет длину хода плунжера на 50%, что соответствует половине максимальной производительности насоса-дозатора 18, а частотный преобразователь 37 повышает частоту электропитания электрического двигателя насоса-дозатора 18 от 25 до 50 Гц. В результате насос-дозатор 18 остается в нужном диапазоне регулирования расхода при частоте электропитания электрического двигателя насоса-дозатора 18 в диапазоне от 25 до 50 Гц.

АСУ ТП 45 осуществляет диагностику работоспособности локальной системы управления 35 и в случае появления критических неисправностей контроллер скважины 36 берет управление подачей ингибитора коррозии на себя и управляет частотным преобразователем 37 по табличным зависимостям «дебит скважины» / «частота электропитания электрического двигателя насоса-дозатора 18».

Для дистанционного контроля и диагностики состояния интеллектуального оборудования, поддерживающего HART протокол, в шкафу управления 46 организована система сбора и передачи диагностической информации 47, которая передает данные в систему дистанционной диагностики и мониторинга КИП и А 51 через конвертеры FX/TX 48, 49 по оптоволоконной линии 50.

1. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин, включающий локальную систему управления, построенную на промышленном контроллере, технологическую емкость для ингибитора, оборудованную датчиком уровня и индикатором уровня для его визуальной оценки, соединенный с ней через фильтр тонкой очистки и запорную арматуру насос-дозатор, выкидная линия которого оснащена обратным клапаном, манометром, датчиками давления и расхода, отличающийся тем, что регулирование производительности насоса-дозатора от 0% до 100% рабочего диапазона и предотвращение перегрузок электрического двигателя насоса-дозатора на низких частотах вращения обеспечивается комбинированным методом управления, основанным на регулировании дозируемого объема за счет изменения длины хода плунжера насоса-дозатора отдельно установленным электрическим приводом плунжера и управлении производительностью насоса-дозатора за счет изменения частоты вращения электродвигателя посредством частотного преобразователя, причем управление частотным преобразователем и электрическим приводом плунжера насоса-дозатора осуществляют распределенной системой управления, построенной на контроллере автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и на локальном промышленном контроллере автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин, обмен информацией между которыми осуществляют по оптоволоконной линии связи, при этом на базе локальной системы автоматизации автоматизированного комплекса инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин организуют систему сбора и передачи диагностической информации с оборудования, поддерживающего HART протокол (Highway Addressable Remote Transducer -Адресуемый дистанционный магистральный преобразователь), а насос-дозатор оборудуют датчиками исправности сильфона, температуры насоса-дозатора и температуры двигателя для контроля состояния и дистанционной диагностики насоса-дозатора.

2. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин по п. 1, отличающийся тем, что для защиты оборудования от превышения максимально допустимого давления применяют предохранительный клапан.

3. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин по п. 1, отличающийся тем, что для стабилизации показаний манометра, массового расходомера и датчика давления выкидную линию насоса-дозатора оснащают гасителем пульсаций.

4. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин по п. 1, отличающийся тем, что для организации учета подачи жидкости в выкидной линии насоса устанавливают массовый расходомер.

5. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин по п. 1, отличающийся тем, что для алгоритма защиты и дистанционного контроля на линии подачи раствора ингибитора после насоса-дозатора устанавливают датчик давления.

6. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин по п. 1, отличающийся тем, что для перемешивания раствора ингибитора при его расслоении устанавливают насос перемешивания, автоматически включающийся при обнаружении датчиком уровня раздела фаз жидкости, осуществляющий забор жидкости после фильтра тонкой очистки в подающем трубопроводе и возвращающий жидкость в верхнюю часть технологической емкости для ингибитора.

7. Автоматизированный комплекс инжекции раствора ингибитора коррозии для скважин по п. 1, отличающийся тем, что для сбора возможных утечек с насоса-дозатора, индикатора уровня, датчика давления и манометра устанавливают дренажную емкость, оснащенную сигнализатором предельного уровня, ручным перекачивающим насосом и дыхательным клапаном.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу обработки текучих сред с целью снижения их гидравлического сопротивления и системе по осуществлению этого способа. В заявке описан способ обработки жидкости, включающий смешивание жидкости с агентом для образования смеси, выдерживание смеси с целью получения заданного условия, по меньшей мере, только у жидкости или только у агента и выдачу выдержанной смеси.

Изобретение относится к экспериментально-аналитическим методам прогнозирования эффективности ингибиторов гидратообразования и может быть использовано как экспресс-метод в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к устройствам для ввода химического реагента в протекающий в трубопроводе поток и может быть использовано в нефтяной и других отраслях промышленности, в частности при осуществлении процесса обезвоживания нефти с помощью ввода в водонефтяной поток деэмульгатора.

Изобретение относится к предотвращению гидратообразования в газоводяных системах и может быть использовано в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области внутрипромыслового сбора газа, а именно к системам ввода ингибитора образования гидратов в газовые шлейфы. Система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам, исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора, преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного и управляемого прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках и соединены с трубопроводом подачи ингибитора.

Изобретение относится к устройствам для ввода жидких реагентов в трубопровод. Устройство состоит из полого цилиндрического кожуха с двумя фланцами и боковым приливом в виде присоединительного фланца, расположенного радиально по отношению к центральной оси кожуха.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для оптимизации дозирования деэмульгатора в процессе отделения от нефти воды в промысловых условиях.

Изобретение относится к области теплоэнергетики. Система химводоподготовки содержит полый контейнер, трубопровод жидкости, первую трубку, сообщающуюся с контейнером, вторую трубку, сообщающуюся с трубопроводом, причем обе трубки оснащены первым и вторым запорными клапанами.

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности, в технологических и магистральных трубопроводах. Устройство содержит насос 1, соединенный с всасывающим 2 и нагнетательным 4 трубопроводами.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в системах водоподготовки теплоносителя, а также к области химического машиностроения в системах дозирования жидких сред.

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования.

Изобретение относится к способам оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена при использовании сырой нефти. Способ оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена в сырой нефти, содержит: a) взвешивание первой металлической контрольной пластины; погружение первой металлической контрольной пластины или ее части в первую пробу, в течение первого выбранного периода времени, причем первая проба содержит аликвоту сырой нефти; добавление осаждающего вещества к первой пробе в течение первого выбранного периода времени; извлечение первой металлической контрольной пластины из первой пробы в конце первого выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание первой металлической контрольной пластины; b) взвешивание второй металлической контрольной пластины; погружение второй металлической контрольной пластины или ее части во вторую пробу в течение второго выбранного периода времени, где вторая проба содержит аликвоту сырой нефти и ингибитор/диспергатор асфальтена; добавление осаждающего вещества ко второй пробе в течение второго выбранного периода времени; извлечение второй металлической контрольной пластины из второй пробы в конце второго выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание второй металлической контрольной пластины; c) определение массы асфальтенов, осажденных на первой металлической контрольной пластине и массы асфальтенов, осажденных на второй металлической контрольной пластине; и d) определение процента ингибирования осаждения асфальтена.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на объектах добычи нефти или газа. Устройство включает блок подключения скважинный, корпус которого выполнен в виде трубопровода со сквозным отверстием и соединительными фланцами по краям, насос и емкость для поверхностно-активного вещества.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения образования твердых отложений минеральных солей, содержащих радиобарит, на оборудовании для добычи углеводородов.

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом. Устройство содержит устанавливаемые в скважину ниже нефтедобывающего оборудования емкость для реагента и сообщенный с ней имеющий собственный привод поршневой насос-дозатор, полость которого имеет возможность соединения всасывающим каналом с емкостью для реагента, а нагнетательным - со скважиной.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для дозированной подачи ингибиторов коррозии и метанола в технологические трубопроводы газоконденсатных скважин и в магистральные газопроводы. Комплекс содержит локальную систему управления, построенную на промышленном контроллере, технологическую емкость для ингибитора с датчиком уровня и индикатором уровня, фильтр тонкой очистки, насос-дозатор, выкидная линия которого оснащена обратным клапаном, манометром, датчиками давления и расхода. Регулирование насоса-дозатора основано на регулировании дозируемого объема изменением длины хода плунжера насоса-дозатора отдельно установленным электрическим приводом плунжера и управлении производительностью насоса-дозатора за счет изменения частоты вращения электродвигателя посредством частотного преобразователя. Управление осуществляют распределенной системой, построенной на контроллере автоматизированной системы управления технологическими процессами и на локальном промышленном контроллере, обмен информацией между которыми осуществляют по оптоволоконной линии связи, что позволяет организовать дистанционный контроль и диагностику комплекса. Повышается эффективность использования ингибитора коррозии и надежность работы. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх