Система контроля технологии обработок нефтяных скважин и нефтелиний против асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений

(12) НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТОК НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И НЕФТЕЛИНИЙ ПРОТИВ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ И СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ(71) Заявитель Информационно-вычислительный центр Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(72) Авторы Неверов Владимир Федорович Афанасьев Сергей Алексеевич Зайцев Сергей Евгеньевич(73) Патентообладатель Информационновычислительный центр Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(57) 1. Система контроля технологии обработок нефтяных скважин и нефтелиний против асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений, содержащая агрегат для депарафинизации передвижной механизированный и/или паропреобразовательную установку, оборудованные устройством подогрева и насосом для закачки нефти, воды или пара, укомплектованные датчиками давления и температуры, контрольно-измерительные приборы которых выведены на пульт оператора, отличающаяся тем, что содержит приемник с антенной 20532005.09.30 системы глобального позиционирования, систему мониторинга, образованную контроллером с запоминающим устройством, аналоговые, цифровые или импульсные входы которого соответственно соединены с выходами датчиков давления и температуры, подключены к тумблерам розжига факела системы подогрева, насоса, котла верхнего оборудования и к выключателям агрегата и/или установки, при этом антенна системы глобального позиционирования подключена к входу контроллера, система контроля также содержит информационный блок в виде комплекса автоматизированных рабочих мест, одно из которых оборудовано каналом ввода информации и оснащено соответствующим программным обеспечением. 2. Система контроля по п. 1, отличающаяся тем, что канал ввода информации выполнен на флэш-карте. 3. Система контроля по п. 1, отличающаяся тем, что канал ввода информации выполнен как радиоканал.(56) 1. Агрегат АДПМ модель 49891-0000010 (5 АДПМ-12/150), документация - ТО и ИЭ 765.00.00.000 ТО, 1996. 2. Агрегат ППУА-1600/100 документация - Руководство по эксплуатации, 1999. 3.2169752 С 2, 2001. 4.2164596 С 1, 2001. 5.2137796 С 1, 1999. 6.2117135 С 1, 1998. 7.2105866 1, 1998. Настоящая полезная модель относится к системам термического удаления асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений (АСПО) методом нагнетания специальных разогретых реагентов (нефть, вода, пар), композиций этих реагентов в нефтяные скважины и нефтелинии. Может быть использована для контроля качества выполнения технологических операций по удалению АСПО и солевых отложений, а также работы транспортных средств - технологических агрегатов, используемых для проведения вышеназванных операций. В процессе эксплуатации нефтяных скважин и нефтепроводов возникает необходимость удаления АСПО и солевых отложений. Один из способов решения проблемы включает использование горячей нефти, которую нагнетают в скважину. Горячая нефть расплавляет и растворяет АСПО и выносит их на поверхность. Для этого используют специальный технологический агрегат типа агрегата для депарафинизации передвижного механизированного (АДПМ). Агрегат АДПМ предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью, а также для выполнения других технологических операций, где требуется подача продавочной жидкости под высоким давлением. Вариантом способа очистки нефтелинии от АСПО является подача в трубопровод дополнительно перегретого пара. В этом случае применяется установка промысловая паровая передвижная (ППУ). Агрегат ППУ предназначен для депарафинизации нефтелиний, а также для выполнения других технологических операций, где требуется обработка паром под давлением. Использование этих вариантов способа очистки требует введения эффективной системы контроля. Важнейшим показателем эффективности проведения технологических обработок по очистке скважин от АСПО и солевых отложений с использованием агрегатов АДПМ и/или ППУ является поддержание температуры закачиваемого реагента (нефть, вода, пар) 2 20532005.09.30 не ниже температуры плавления АСПО на всей протяженности их вероятных отложений. Несоблюдение этих условий приводит к запарафиниванию оборудования и, как следствие,к выходу из строя штанговых глубинных насосов (ШГН), электроцентробежных насосов(ЭЦН) и к снижению пропускной способности нефтелиний. Основной целью настоящей полезной модели является увеличение межремонтного периода работы нефтяных скважин, повышение наработки на отказ штанговых глубинных насосов и электроцентробежных насосов, используемых при добычи нефти. И как следствие, сокращение затрат на подземный и капитальный ремонты скважин, сокращение простоев нефтяных скважин, а также уменьшение затрат на закупку нового насосного оборудования (ШГН, ЭЦН). Агрегаты АДПМ и ППУ в той части, которая необходима для представленной полезной модели, имеют сходную конструкцию 1 (прототип). Они оборудованы системой подогрева, которая нагревает реагенты (нефть, воду), и подают их с помощью насоса по трубопроводам под давлением в скважину либо в выкидные нефтелинии. Температуру продавочной жидкости контролируют с помощью датчиков, установленных в соответствующих технологических линиях. Датчики соединены с расположенными в кабине водителя контрольно-измерительными приборами. Давление продавочной жидкости контролируют манометры, установленные в соответствующих технологических линиях. В заявляемой системе контроля в технологическую линию продавочной жидкости АДПМ и/или ППУ дополнительно устанавливаются датчик давлениятипа РМР 317 и датчик температурысерии 644 Н с температурным диапазоном от минус 50 С до 200 С для АДПМ и от минус 50 С до 350 С для ППУ, сигналы с которых поступают в контроллер. В контроллер также заводится сигнал с антенны(Системы глобального позиционирования). Это позволяет соотнести регистрируемые сигналы в пространстве и во времени. В контроллер также заводится сигнал с тумблера розжига факела подогрева и замка зажигания агрегатов. Контроллер выполнен в прочном металлическом корпусе размерами 20020050 мм,имеет кабельный ввод, светодиодный четырехразрядный цифровой индикатор и картоприемник для флэш-карты типа , встроенный -приемник. Модифицированный контроллер включает дополнительно радиоустройство приемо-передачи информации. Контроллер имеет 8 аналоговых, 2 цифровых и 2 импульсных входа. Особенностью операций по депарафинизации скважин является большое потребление топлива и нефтепродуктов. Несоблюдение температурных и объемных характеристик реагента приводит к простоям нефтяных скважин, а также к необоснованно избыточному потреблению топлива и нефтепродуктов. Система предназначена для контроля и регистрации основных параметров работы агрегатов с выдачей результатов на рабочие места управленческого персонала Заказчика и Подрядчика. Поставленная задача решается так. На агрегат типа АДПМ и/или ППУ установлена система мониторинга, включающая в себя контроллер с запоминающим устройством, на который заводится информация с антенны системы глобального позиционирования (антенны ), а также датчиков давления и температуры закачиваемого реагента, состояния тумблера розжига факела подогрева и замка зажигания агрегата. Собранная информация о месте нахождения агрегата, о времени совершения событий и выполненных действий записывается в запоминающем устройстве. Фиксируются моменты времени включения основных узлов агрегата. Полученные данные заносятся в базу данных информационной системы для последующей обработки. В частности, анализируется соответствие параметров обработок заданным значениям. Перенос информации из контроллера в информационную систему может быть выполнен различными путями. После возвращения агрегата на базу данные передают в дискретном режиме с использованием съемной флэш-карты. 3 20532005.09.30 Также возможна организация съема информации по радиоканалу с использованием устройствав радиусе до 150 метров от пункта обработки информации. Время приема суточной информации не превышает 2-х минут. Информационная система содержит ряд автоматизированных рабочих мест (АРМ). Все АРМ соединены и включены в сеть. Одно АРМ размещено у Заказчика технологических обработок - инженера-технолога НГДУ (Нефтегазодобывающее управление), другие у Подрядчика инженера ПТО (производственно-технического отдела), диспетчера Тампонажного управления (ТУ). Один из возможных многочисленных вариантов исполнения системы контроля, согласно предлагаемой полезной модели, показан на фигуре. В состав системы контроля входят следующие компоненты. Оборудование агрегата,включающее контроллер со встроеннымиприемником, модулем памяти на флэш-карте, модулем радиообмена , цифровой индикацией температуры,-антенна,карта памяти,датчики температуры и давления закачиваемого в скважину реагента. Пункт съема информации, включающий считывающее устройство контроллера для съема данных с флэш-карты,модуль радиообмена ,программное обеспечение для считывания накопленной информации и записи ее в базу данных системы. Автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы АРМ технолога НГДУ,АРМ инженера ПТО,АРМ диспетчера ТУ. В процессе перемещения агрегата при производстве технологических операций в карту памяти записываются его скорость и координаты. При проведении обработки скважины дополнительно к местоположению агрегата фиксируются показания датчиков температуры и давления, закачиваемых реагентов, а также состояние тумблеров и датчиков агрегата. Запись регистрируемых параметров на карту памяти производится один раз в 5 секунд. Объем памяти флэш-карты позволяет накапливать информацию в течение 14 рабочих дней. Периодически (как правило, раз в сутки) карту памяти предъявляют в пункт съема информации. Ее вставляют в считывающее устройство. Специальное программное обеспечение считывает с нее данные. При комплектации контроллера радиомодулемпо мере возвращения агрегата в гараж накопленная информация считывается автоматически. Накопленная информация о работе агрегата заносится в базу данных. АРМы пользователей обращаются к базе данных и формируют информационно-аналитическую информацию, доступную пользователям. На основе данных контролера расчетно-аналитический модуль системы производит. Планирование и расчет характеристик передвижения агрегата формирование планового маршрута передвижения агрегата и технологических обработок формирование фактического маршрута передвижения агрегата время в движении время стоянки фиксацию событий включения/выключения зажигания, наличия связи со спутником,движения/стоянки. Формирование протокола работы верхнего оборудования фиксацию событий включения/выключения тумблера розжига факела подогрева,включения/выключения насоса, включения/выключения котла 4 20532005.09.30 фиксация показаний датчика температуры, построение графика изменения температуры закачиваемого реагента во времени фиксация показаний датчика давления, построение графика изменения давления закачиваемого реагента во времени. Расчет характеристик работы верхнего оборудования агрегата на скважинах время работы насоса время работы котла время прокачки холодной нефти время прокачки нефти, разогретой до заданной температуры. За 14 месяцев эксплуатации системы контроля были выявлены многочисленные отклонения технологических параметров обработок,необходимость пересмотра нормативов расхода топлива на обработки,зависимость нормативов расхода топлива от погодных и климатических условий,проведена оптимизация температурных режимов обработки для различных месторождений. Оптимизированы процессы, условия и параметры очистки скважин и соответствующего оборудования. Увеличен межремонтный период работы нефтяных скважин производственного объединения Белоруснефть. Повышена наработка на отказ штанговых глубинных насосов и электроцентробежных насосов, используемых при добычи нефти. Сокращены затраты на подземный и капитальный ремонты скважин. Сокращены простои нефтяных скважин, уменьшены затраты на закупку нового насосного оборудования Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.