Система контролю технології обробок асфальтосмолопарафінових сольових відкладень нафтових свердловин і нафтоліній

1. Система контролю технології обробок асфальтосмолопарафінових і сольових відкладень нафтових свердловин і нафтоліній, що містить агрегат для депарафінізації пересувний механізований і/чи пароперетворювальну установку, обладнані пристроєм підігріву і насосом для закачування нафти чи пари, укомплектовані датчиками тиску і температури, контрольно-вимірювальні прилади яких виведені на пульт оператора, яка відрізняється тим, що містить приймач з антеною системи глобального позиціонування, систему моніторингу, утворену контролером із запам'ятовуючим при строєм, аналогові, цифрові чи імпульсні входи якого відповідно з'єднані з виходами датчиків тиску і температури, підключені до тумблерів розпалювання смолоскипа системи підігріву, насоса, котла верхнього устаткування і до вимикачів агрегату і/чи установки, при цьому антена системи глобального позиціонування підключена до входу контролера, система контролю також містить інформаційний блок у вигляді комплексу автоматизованих робочих місць, одне з яких обладнане каналом введення інформації й оснащено відповідним програмним забезпеченням. 2. Система контролю за п. 1, яка відрізняється тим, що канал введення інформації виконаний на флеш-карті. 3. Система контролю за п. 1, яка відрізняється тим, що канал введення інформації виконаний як радіоканал. Дійсна корисна модель відноситься до систем термічного видалення асфальтосмолопарафінових і сольових відкладень (АСПіСВ) методом нагнітання спеціальних розігрітих реагентів (нафта, вода, пара), композицій цих реагентів у нафтові свердловини і нафтолінії. Може бути використана для контролю якості виконання технологічних операцій по видаленню АСПіСВ, а також для контролю роботи транспортних засобів - технологічних агрегатів, використовуваних для проведення вище названих операцій. У процесі експлуатації нафтових свердловин і нафтопроводів виникає необхідність видалення АСПіСВ. Один зі способів рішення проблеми включає використання гарячої нафти, що нагнітають у шпару. Гаряча нафта розплавляє і розчиняє АСПіСВ і виносить їх на поверхню. Для цього використовують спеціальний технологічний агрегат типу агрегату для депарафінізації пересувного механізованого (АДПМ). Агрегат АДПМ призначений для депарафінізації свердловин гарячою нафтою, а також для виконання інших технологічних операцій, де потрібно подача продавочної рідини під високим тиском. Варіантом способу очищення нафтоліній від АСПіСВ є подача в трубопровід додатково перегрітої пари. У цьому випадку застосовується установка промислова парова пересувна (ППУ). Агрегат ППУ призначений для депарафінізації нафтоліній, а також для виконання інших технологічних операцій, де потрібно обробка парою під тиском. Використання цих варіантів способу очищення вимагає введення ефективної системи контролю. Найважливішим показником ефективності проведення технологічних обробок по очищенню свердловин від АСПіСВ з використанням агрегатів АДПМ і/чи ППУ є підтримка температури закачиваемого реагенту (нафта, вода, пара) не нижче температури плавлення АСПіСВ на всій довжині їхніх ймовірних відкладень. Недотримання цих умов приводить до запарафуванню устаткування і, як наслідок, до виходу з ладу штангових глибинних насосів (ШГН), електровідцентрових насосів (ЕВН) і до зниження пропускної здатності нафтоліній. Основною задачею дійсної корисної моделі є збільшення міжремонтного періоду роботи нафтових свердловин, підвищення наробітку на відмов 00 О) 8400 лення штангових глибинних насосів і електровідцентрових насосів, використовуваних при видобутку нафти. І як наслідок, скорочення витрат на підземний і капітальний ремонти свердловин, скорочення простоїв нафтових свердловин, а також зменшення витрат на закупівлю нового насосного обладнання (ШГН, ЕВН). Агрегати АДПМ і ППУ в тій частині, що необхідна для представленої корисної моделі, мають подібну конструкцію (1 прототип). Вони обладнані системою підігріву, що нагріває реагенти (нафту, воду), і подають їх за допомогою насоса по трубопроводах під тиском у свердловину або у викідну нафтолінію. Температуру продавочної рідини контролюють за допомогою датчиків, встановлених у відповідних технологічних лініях. Датчики з'єднані з розташованими в кабіні водія контрольновимірювальними приладами. Тиск продавочної рідини контролюють манометри, встановлені у відповідних технологічних лініях. У системі контролю, що заявляється, у технологічну лінію продавочної рідини АДПМ і/чи ППУ додатково встановлюються датчик тиску «Druck» типу РМР317 і датчик температури «Emerson» серії 644Н з температурним діапазоном від мінус50°С до 200°С для АДПМ і від мінус50°С до 350°С для ППУ, сигнали з який надходять у контролер. У контролер також заводиться сигнал з антени GPS (Системи глобального позиціонування). Це дозволяє співвіднести сигнали, що региструються, в просторі і в часі. У контролер також заводиться сигнал з тумблера розпалення смолоскипу підігріву і замка запалювання агрегатів. Контролер виконаний у міцному металевому корпусі розмірами 200х200х 50мм, має кабельне введення, світлодіодний четирьохрозрядний цифровий індикатор і картоприймач для флеш-карти типу MultiMediaCard. Модифікований контролер включає додатково радіопристрій приймальнопередачі інформації (Bluetooth). Контролер має 8 аналогових, 2 цифрових і 2 імпульсних входи. Особливістю операцій по депарафінізації свердловин є велика витрата палива і нафтопродуктів. Недотримання температурних і об'ємних характеристик реагенту приводить до простоїв нафтових свердловин, а також до необгрунтоване надлишкової витрати палива і нафтопродуктів. Система призначена для контролю і реєстрації основних параметрів роботи агрегатів з видачею результатів на робочі місця управлінського персоналу Замовника і Підрядчика. Поставлена задача зважується так. На агрегат типу АДПМ і/чи ППУ встановлена система моніторингу, що включає в себе контролер із запам'ятовуючим пристроєм, на який заводиться інформація з антени GPS, а також датчиків тиску і температури реагенту, що закачиваеться, стану тумблера розпалення смолоскипу підігріву і замка запалювання агрегату. Зібрана інформація про місце перебування агрегату, про час здійснення подій і виконаних дій записується в запам'ятовуючому пристрої. Фіксуються моменти часу включення основних вузлів агрегату. Отримані дані заносяться в базу даних інформаційної системи для наступної обробки. Зокрема, аналізується відповідність параметрів обробок заданим значенням. Перенос інформації з контролера в інформаційну систему може бути виконаний різними шляхами. Після повернення агрегату на базу дані передають у дискретному режимі з використанням з'ємної флеш-карти. Також можлива організація знімання інформації з радіоканалу з використанням пристрою Bluetooth у радіусі до 150 метрів від пункту обробки інформації. Час прийому добової інформації не перевищує 2-х хвилин. Інформаційна система містить ряд автоматизованих робочих місць (АРМ). Всі АРМ з'єднані і включені в мережу. Одне АРМ розміщено в Замовника технологічних обробок - інженера-технолога НГВУ (Нафтогазовидобувне управління), інші - у Підрядчика: інженера ВТВ (виробничо-технічного відділу), диспетчера по обробці транспортних шляхових аркушів Тампонажного управління (ТУ). Один з можливих численних варіантів виконання системи контролю відповідно до пропонованої корисної моделі показаний на кресленнях Фіг. 1. До складу системи входять наступні компоненти - Устаткування агрегату, що включає: - контролер з убудованим GPS-приймачом, модулем пам'яті на флеш-карті і модулем радіообміну Bluetooth. - GPS- антена, - карта пам'яті, - датчики температури і тиску закачиваемого в свердловину реагенту, - Пункт знімання інформації, що включає: - пристрій контролера, що зчитує, для знімання даних із флеш-карти, - модуль радіообміну Bluetooth, - програмне забезпечення для зчитування накопиченої інформації і запису її в базу даних системи. - Автоматизовані робочі місця (АРМ) користувачів системи: - АРМ технолога НГВУ, - АРМ інженера ВТВ, - АРМ диспетчера по обробці шляхових аркушів ТУ. У процесі переміщення агрегату при виробництві технологічних операцій у карту пам'яті записуються його швидкість і координати. При проведенні обробки свердловини додатково до місця розташування агрегату фіксуються показання датчиків про температуру і тиск закачиваємих реагентів, а також стан тумблерів і датчиків агрегату. Запис региструємих параметрів на карту пам'яті виробляється один раз у 5 секунд. Обсяг пам'яті флеш-карти дозволяє накопичувати інформацію протягом 14 робочих днів. Періодично (як правило, раз у добу) карту пам'яті пред'являють у пункт знімання інформації. її вставляють у пристрій, що зчитує. Спеціальне програмне забезпечення зчитує з її дані. В випадку комплектації контролера радіомодулєм Bluetooth, при поверненні агрегату в гараж накопичена інформація зчитується автоматично. Накопичена інформація про роботу агрегату заноситься в базу даних. Арми користувачів звер 8400 таються до бази даних і формують інформаційноаналітичну інформацію, доступну користувачам. На основі даних контролера розрахунковоаналітичний модуль системи робить: - Планування і розрахунок характеристик пересування агрегату: - формування планового маршруту пересування агрегату і технологічних обробок; - формування фактичного маршруту пересування агрегату; - час у русі; - час стоянки; - фіксацію подій включення/вимикання запалювання, наявності зв'язку із супутником, руху/стоянки. - Формування протоколу роботи верхнього устаткування: - фіксацію подій включення/вимикання тумблера розпалювання смолоскипу підігріву, включення/вимикання насоса, включення/вимикання казана; - побудова графіка зміни температури закачиваемого реагенту в часі; - побудова графіка зміни тиску закачиваемого реагенту в часі. - Розрахунок характеристик роботи верхнього устаткування агрегату на свердловинах: - час роботи насоса; - час роботи казана; - час прокачування холодної нафти; - час прокачування нафти, розігрітої до заданої температури. За 14 місяців експлуатації системи контролю були виявлені: - численні відхилення технологічних параметрів обробок, - необхідність перегляду нормативів витрати палива на обробки, - залежність нормативів витрати палива від погодних і кліматичних умов, - проведено оптимізацію температурних режимів обробки для різних родовищ. Оптимізовани процеси, умови і параметри очищення свердловин і відповідного устаткування. Збільшено міжремонтний періоду роботи нафтових свердловин системи Виробничого об'єднання «Белоруснафта». Підвищено наробіток на відмовлення штангових глибинних насосів і електровідцентрових насосів, використовуваних при видобутку нафти. Скорочено витрати на підземний і капітальний ремонти свердловин. Скорочено простої нафтових свердловин, зменшені витрати на закупівлю нового насосного обладнання (ШГН, ЕВН). Джерела інформації 1. Агрегат АДПМ, (5АДПМ-12/150) 498910000010 документація - ТО N3,765/00/00/000 ТО 1996р. 2. Агрегат ППУА-1600/100, документація - РЭ 1999р. 3. RU 2169752 С2, 27.06.2001. 4. RU 2164596 С1, 23.03.2001. 5. RU 2137796 С1, 20.09.1999. 6. RU 2117135 С1, 10.08,1998. 7. RU 2105866 С1, 27.02.1998. Індикація в кабині стриіочш шднкаторы на пнист приладів • герм омегр •манометр Контролер цифровий індикатор Датчики Я •датчик температуры «Enters»»» 1 датчик і иску «Dnsck» АРМы кінаевда користувачів Пункт збору АРМ технолога НГДУ ічитуючий пристріИ карт ііам'шгн Фо радиообмену АРМ тжеиеря ПТО ТУ АРМ діепетчера ТУ Фіг. 1 8400 Комп'ютерна верстка Д. Шеверун Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул. Глазунова, 1, м. Київ - 4 2 , 01601