Автоматизированная система и способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ингибированию образования нежелательных отложений на скважинном оборудовании. Система содержит блок регулирующий, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входом/выходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий вход/выход которого соединен с первым входом/выходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида. В состав системы включен пульт оператора, соединенный с четвертым входом/выходом блока управления, пятый вход/выход которого подключен к гетерогенной информационной сети. Блок регулирующий может содержать управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен в зоне установки насосного оборудования. Канал связи реализуется как по проводной так и по беспроводной схеме. Блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможностью автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы. Повышается эффективность защиты скважинного оборудования, обеспечивающего увеличение рабочего ресурса, рост надежности, стабилизацию добычи на заданном уровне производительности скважины. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ингибированию образования нежелательных отложений на скважинном оборудовании.

Современный процесс добычи углеводородов является дорогостоящей и сложной технологией, обусловленной рядом неопределенностей геологического, технологического и технического характера. Совершенствование систем контроля и управления, работающих в условиях априорной неопределенности, является сложной задачей, эффективно решаемой на основе подходов, использующих принципы обратной связи и оперативных управляющих воздействий, формируемых на основе данных непрерывного контроля.

Традиционный подход заключается в оценке возникших осложнений по факту подъема погружного оборудования на поверхность с последующим анализом. Преимущество подхода обусловлено высокой достоверностью результатов анализа. Однако очевидны и недостатки:

- это понесенные потери в результате отказа;

- дополнительные сложности, обусловленные возобновлением работы после устранения неисправностей;

- неоднозначность решений по предотвращению отказов в дальнейшем.

Альтернативой по отношению к традиционному подходу является оперативный мониторинг параметров техпроцесса, физико-химических свойств скважинного флюида и, на его основе, выработка управляющих воздействий, обеспечивающих предотвращение отказов в автоматизированном или автоматическом режиме.

Проблемы, связанные с добычей нефти, возникают в результате химических и физических изменений скважинных флюидов, по мере их транспортировки из пласта-коллектора на поверхность и далее через систему переработки. Скважинные флюиды могут состоять из смеси жидких углеводородов (нефть или конденсат), газообразных углеводородов (попутный газ) и пластовой воды. Поскольку флюиды подвергаются значительному перепаду давления, изменению температурного режима и значительному перемешиванию, то имеют место изменения их состояния, которые оказывают влияние на эффективность всего процесса добычи и подготовки. К числу основных относятся проблемы, вызванные засорением. Это могут быть нежелательные отложения веществ в системе, к которым относятся соли, продукты коррозии, парафины, асфальтены, нафтенаты, сульфатовосстанавливающие бактерии и газовые гидраты.

Эта проблема в той или иной степени решается посредством, так называемых нехимических и химических технологий. Достоинства и недостатки химических технологий хорошо известны. Однако в последнее время наиболее перспективным считается использование нехимических методов, в частности, среди множества доступных нехимических технологий наиболее часто применяют электромагнитные и магнитные поля для ингибирования нежелательных отложений и изменения физико-химических свойств флюида [Новая концепция обработки скважинного флюида. Научно-технический журнал "Нефть. Газ. Инновации" №6. 2013. С. 48-54].

Известен способ обработки вещества магнитным полем и устройство для его осуществления [RU 2155081, МПК C02F 1/48, опубл. 27.08.2000]. Способ заключается в воздействии на жидкость переменным магнитным полем посредством излучателя, содержащего установленные в корпусе соосно электромагнитную катушку и постоянные магниты. Электромагнитная катушка расположена между магнитами и подключена к генератору, который генерирует модулированные сигналы с частотой 1-200 кГц и несущей частотой 100-2000 кГц, подвергнутые девиации с частотой 1 Гц. Недостатком способа является то, что обрабатывается ограниченный объем жидкости, находящейся в статическом положении, в специальном резервуаре. К недостаткам устройства следует отнести использование излучателя довольно сложной конструкции при локальном характере его воздействия.

Известен способ снижения твердых отложений из водо-нефтяной смеси в трубопроводе нефтяной скважины [RU 2432322, МПК C02F 1/48, опубл. 27.10.2011]. Способ снижения твердых отложений, в частности, осадка, твердых парафинов и/или асфальтенов из водно-нефтяной смеси в трубопроводах для нефтяной скважины заключается в формировании на устье скважины высокочастотного электрического поля посредством излучателя. Это поле распространяется по водо-нефтяной смеси в трубе, под действием поля в смеси образуются гомогенные затравочные кристаллы, на которые осаждаются частицы асфальтенов и/или твердых парафинов. Смесь в таком виде переносится по трубе. Достигаемый технический результат заключается в снижении отложений осадка на внутренней поверхности трубопровода в результате образования гомогенных затравочных кристаллов под действием распространяющегося электромагнитного поля.

К недостаткам указанного способа следует отнести его низкую эффективность с точки зрения защиты погружного оборудования. При размещении излучателя вблизи устья скважины, он будет находиться на достаточно большом удалении, от 500 м до 2000 м и более, от скважинного насоса. Поскольку распространение электромагнитного поля осуществляется в электропроводящей среде, то энергия электромагнитной волны, затухание которой пропорционально квадрату расстояния и обратно пропорционально диэлектрической проницаемости среды, будет ничтожно мала в зоне насоса и продуктивного пласта. Эта энергия будет недостаточна для ингибирования процесса формирования отложений и защиты от коррозии. Для размещения излучателя вблизи скважинного насоса потребуется прокладка отдельной кабельной линии для подключения к генератору, что сопряжено с дополнительным усложнением конструкции колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Также к недостаткам указанного способа следует отнести ограниченность вариаций электромагнитных воздействий.

Известна установка и способ ингибирование образования отложений [патент RU 2634147, МПК Е21В 37/00, опубл. 24.10.2017]. Установка содержит электромагнитные излучатели, размещенные вдоль продольной оси скважинной компоновки на определенном расстоянии друг от друга, блок сопряжения с погружным электродвигателем, установленный в отдельном корпусе, в котором размещен также электронный блок управления, соединенный с блоком сопряжения входом-выходом, и генераторы возбуждения по количеству электромагнитных излучателей, входы которых соединены с выходами электронного блока управления, а выходы соединены с обмотками возбуждения соответствующих электромагнитных излучателей, датчики параметров, установленные в скважинном пространстве и подключенные к электронному блоку управления. Каждый электромагнитный излучатель содержит цилиндрический сердечник из магнитомягкого материала с аксиальной или ортогональной обмоткой, витки которой расположены соответственно аксиально или перпендикулярно оси скважинной компоновки. Установка содержит блок электропитания, включенный в состав блока сопряжения и связанный с обмоткой погружного электродвигателя установки электропогружного насоса для отбора электроэнергии и питания блоков установки для ингибирования образования отложений. Блок управления установки связан каналом связи с аппаратурой мониторинга и управления, размещенной на земной поверхности. Также установка содержит датчики для измерения параметров среды - давления, температуры, обводненности, расхода, а также параметров работы излучателей. Предложенный способ ингибирования коррозии и образования отложений на скважинном оборудовании включает размещение на скважинной компоновке электромагнитных излучателей с образованием зон воздействия посредством аксиальной или ортогональной обмотки возбуждения на сердечнике каждого излучателя. Посредством аксиальной обмотки на сердечнике одного излучателя формируют электродвижущую силу, результирующий вектор которой направлен вдоль оси скважинной компоновки, а посредством ортогональной обмотки на сердечнике другого излучателя формируют магнитодвижущую силу, результирующий вектор которой направлен вдоль оси скважинной компоновки. Воздействие осуществляют электромагнитными полями, разнесенными на определенное расстояние излучателями со своими обмотками вдоль продольной оси скважинной компоновки. Формирование электромагнитных полей в зонах воздействия осуществляют синхронно, либо асинхронно. Осуществляют также регулирование давления и температуры скважинного флюида на входе в систему электропогружного насоса для дополнительной защиты от нежелательных отложений. Достоинствами данного технического решения является:

• широкий диапазон частот излучения по каналам излучения;

• независимость воздействия на скважинный флюид по каждому каналу излучения;

• взаимная инвариантность при выборе и регулировании параметров по каждому каналу излучения;

• расширение области электромагнитного воздействия для интенсификации процессов при значительной протяженности скважинной компоновки;

• стабильность параметров по каждому каналу излучения;

• максимальное согласование выходного импеданса по каждому каналу излучения со средой излучения для эффективной передачи электромагнитной энергии.

Главным недостатком этого решения является трудность выработки оптимального воздействия в условиях изменения физико-химического состояния скважинного флюида, режимов работы установки электропогружного насоса (УЭПН). Наличие канала связи и системы мониторинга на поверхности еще не обеспечивает оптимального управления процессом, т.к. этот процесс не имеет достаточно строгого математического обоснования, т.е. имеет феноменологический характер.

Задачей изобретения является создание автоматизированной системы и способа защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, приводящих к отказам этого оборудования, путем выработки оптимального электромагнитного воздействия в оперативном режиме в зависимости от вариаций физико-химических, термодинамических свойств флюида, режимов работы и условий функционирования оборудования с использованием эталонных моделей воздействия.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты скважинного оборудования, обеспечивающего увеличение рабочего ресурса, рост надежности, стабилизацию добычи на заданном уровне производительности скважины.

Поставленная задача решается автоматизированной системой защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, содержащая блок регулирующий, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входом/выходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий вход/выход которого соединен с первым входом/выходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида. В состав системы включен пультом оператора, соединенный с четвертым вход/выход блока управления, а его пятый вход/выход которого подключен к гетерогенной информационной сети.

Согласно изобретению блок регулирующий может содержать управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен в зоне установки насосного оборудования.

Согласно изобретению канал связи реализуется по проводной, или беспроводной схеме.

Согласно изобретению блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможность автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы.

Поставленная задача решается способом защиты от образования нежелательных отложений скважинного оборудования включающий настройку блока регулирующего, осуществляющего заданное электромагнитное воздействие согласно эталонной модели воздействия, сформированной по результатам идентификации физико-химических свойств и термодинамического состояния флюида, на основе которых выбран априорно оптимальные характер и параметры электромагнитного воздействия по критерию максимального ингибирования образования отложений. При этом контроль результатов воздействия ведут по состоянию насосного оборудования.

Согласно изобретению эталонную модель воздействия формируют на основании лабораторных, стендовых, натурных испытаний и исследований, а также посредством статистической обработки результатов эксплуатации скважин, оснащенных средствами электромагнитной защиты от отложений.

Согласно изобретению идентификация состояния скважинного насосного оборудования осуществляют по результатам интерпретации косвенных измерений.

Согласно изобретению управление системой осуществляют в режиме удаленного доступа благодаря гетерогенной информационной сети.

Согласно изобретению в зоне установки насосного оборудования образуют зоны воздействия электромагнитными полями посредством аксиальных и/или ортогональной излучателей, обеспечивают заданные диапазоны излучения от 10 кГц до 1 МГц по аксиальному излучателю, от 0 до 1 Мгц по ортогональному излучателю и расширяют области электромагнитного воздействия для интенсификации процессов при значительной протяженности скважинной компоновки.

Согласно изобретению формирование электромагнитных полей в зонах воздействия осуществляют синхронно, либо асинхронно.

Краткая сущность изобретения.

Решение поставленной задачи найдено в классе оптимальных адаптивных систем экстремального управления с использованием упрощенных моделей управляемых процессов, в частности, феноменологических моделей. [Справочник по теории автоматического управления / Под ред. А.А. Красовского. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит. 1987. - 712 с.]. Известно, что адаптивные системы - это системы, в которых недостаток априорной информации восполняется за счет более полного использования текущей информации. В общем виде, в таких системах реальный технологический объект обладает нестабильной экстремальной зависимостью главного показателя эффективности от некоторых входных переменных. Задачей такой системы является поддержание таких значений входных величин, при которых главный выходной параметр имеет экстремальное значение, для нашего случая это показатель максимума ингибирования образования нежелательных отложений.

Необходимыми условиями автоматизации является управляемость и идентифицируемость процесса.

Введем понятие индекса ингибирования образования нежелательных отложений основываясь на известных положениях [Неорганическая химия: в 3 т. / Под. Ред. Ю.Д. Третьякова. Т. 1; Физико-химические основы неорганической химии. / М.Е. Тамм, Ю.Д. Третьяков, М., 2004. - 240 с.,]:

I=1-vt/vсut, где

I - индекс ингибирования нежелательных отложений,

vt - текущий объем удельных отложений,

vcut - критический объем удельных отложений, при которых параметры работы погружного оборудования выходят за пределы установленного допуска.

В свою очередь:

vt=f(ki; δ; S), где

ki=Ci/Ri - коэффициент перенасыщения для i-го вещества;

Ci - фактическая концентрация i-го вещества в растворе;

Ri - растворимость i-го вещества, в данном объеме жидкости в фиксированных термодинамических условиях, т.е.

Ri=f(T, P, ϕ, Σ), где

Т - температура, Р - давление, ϕ - химический потенциал растворенных солей, Σ - совокупность других факторов.

В свою очередь ϕ=|∂G/∂ni| где

G=f(P, Т, Σni) - свободная энергия термодинамической системы (энергия Гиббса), зависящая от давления, температуры и количества и природы веществ ni - Σni.

Вместе с тем процесс кристаллообразования соответствует принципу структурно-геометрического подобия, согласно которому гетерогенная (инородная) поверхность (подложка) служит матрицей при совпадении сингоний (конфигурации элементарной ячейки) веществ и отличии параметров их кристаллических решеток не более, чем на 20%. Относительная величина кристаллографического несоответствия может быть определена из соотношения:

δ=|1-αcrsf|, где

αсr - величина параметров кристаллической решетки кристаллобразующего вещества,

αcf - величина параметров кристаллической решетки подложки.

Известна важная характеристика термодинамической системы - термодинамическая энтропия, как одно из объективных качеств, характеризующих хаотичность системы. Согласно выводам Л. Больцмана энтропия определяется соотношением:

,

где S - энтропия;

b - постоянная Больцмана;

W - термодинамическая вероятность - число возможных микросостояний системы (в данном случае - скважинного флюида), которые обеспечивают параметры данного макросостояния.

Статистическая термодинамика показывает, что энтропия может рассматриваться как сумма составляющих, относящихся к различным формам движения частиц. Различают следующие составляющие энтропии: энтропия поступательного движения молекул Sпост.; энтропия вращательного движения молекул Sвращ.; энтропия вращательного движения атомов и атомных групп, содержащихся в молекуле, Sвн.вращ. (энтропия внутреннего вращения); энтропия колебательного движения атомов и атомных групп, содержащихся в молекуле, Sкол;; и энтропия движения электронов Sэл

S=Sпост+Sвращ+Sвн.вращ+Sкол+Sэл;

Исходя из представленного соотношения следует, что возбуждение термодинамической системы электромагнитными полями приводит к изменению параметров движения частиц и, следовательно, к изменению энтропии этой системы. Особенно велико это влияние при наступлении резонанса [Присяжнюк В.А. Физико-химические основы предотвращения кристаллизации солей на теплообменных поверхностях // Сантехника, отопление кондиционирование, №10, 2003 г. с. 26-30]. В свою очередь изменение энтропии приводит к изменению условий кристаллообразования в растворах. Рост объемного кристаллообразования в растворах солей не только ингибирует отложение этих солей на скважинном оборудовании, но и провоцирует формирование, непосредственно в объеме скважинного флюида, а не на оборудовании, асфальтосмолопарафиновых ингредиентов в виде агрегаций с кристаллами солей.

Идентифицируемость скважинного флюида обеспечивают, помимо рассмотренных выше параметров давления и температуры, информационные сущности:

• состав флюида;

• производительность (расход из скважины);

• компонентный лабораторный анализ;

• тип пласта, глубина залегания;

• газовый фактор и давление насыщения;

• электропроводность.

Идентифицируемость состояния скважинного насосного оборудования обеспечивают ряд параметров и их сочетания:

• текущая мощность УЭПН;

• текущая производительность;

• давление на приеме;

• температура на приеме;

• температура обмотки двигателя;

• уровень вибраций.

Как следует из представленного рассмотрения условий возникновение нежелательных отложений, существенными факторами, объективно существующими, являются свойства и характеристики флюида. В условиях реально существующих скважинных термодинамических систем управляющим воздействием можно считать изменения давления, температуры и энтропии. В силу того, что давление и температура являются параметрами, оптимизируемыми в техпроцессе нефтедобычи, в качестве управляющего фактора используют воздействие на такой многосвязанный параметр как энтропия термодинамической системы. Меняя энтропию системы, ингибируют нежелательные отложения, контролируя состояние скважинного оборудования.

Иллюстрацией к предлагаемому техническому решению является структурная схема системы, представленная на фиг. 1.

Здесь 1 - блок идентификации состояния скважинного насосного оборудования, 2 - блок идентификации состояния скважинного флюида, 3 - блок формирования эталонных моделей воздействия, 4 - гетерогенная информационная сеть (ГИС), 5 - блок управления, 6 - пульт оператора, 7 - канал связи, 8 - блок регулирующий.

Рассмотрим аспекты, связанные с функционированием системы в соответствии с представленной схемой. Блок регулирующий 8 в скважине обеспечивает электромагнитное воздействие на скважинный флюид. Настройка блока 8 обеспечивается блоком управления путем подачи команд через канал связи 7. Система может работать в автоматическом и автоматизированном режиме с участием оператора. Сигнал обратной связи формируется блоком индентификации состояния скважинного насосного оборудования 1, который позволяет регистрировать процесс отложений на рабочих органах насосного оборудования. В установившемся режиме блок 9 обеспечивает защиту элементов скважинного оборудования посредством стабильной генерации электромагнитного поля с заданными параметрами. Формирование требуемой генерации осуществляется согласно априорно выбранной эталонной модели воздействия, параметры которой формируются с использованием информационных сущностей идентификатора флюида.

При появлении возмущений, вызванных, например, изменением физико-химических свойств флюида, и росте отложений запускается процесс изменения параметров модели, соответственно подстраивается режим работы блока 8.

Высокий уровень адаптации установки обеспечивает возможность участия в процессе оператора (т.е. лица принимающего решение). Таким лицом может быть, например, технолог или геолог промысла.

Алгоритм работы установки представлен на фиг. 2.

Реализация всех составляющих установки известна.

Блок регулирующий 8 известен, он располагается в скважине в зоне расположения насосного оборудования и может, например, быть выполнен аналогично установке [пат. RU 2634147, МПК Е21В 37/00, опубл. 24.10.2017] использующей электромагнитные излучатели аксиального и радиального типа.

Идентификация состояния флюида базируется на выше упомянутых информационных сущностях. Задача блока 2 обеспечить формирование модели флюида, на основе которой осуществить выбор электромагнитного воздействия с оптимальными параметрами, т.е. сформировать эталонную модель воздействия.

Требования к модели процесса ингибирования образования нежелательных отложений известны - они должны быть адекватны и эффективны. В то же время процесс борьбы с нежелательными отложениями с использованием электромагнитных воздействий не подчинен всеобъемлющей и строгой теории. Особую актуальность, в связи с отсутствием прямого доступа к внутрискважинному пространству приобретают процессы материального моделирования на основе физических экспериментов, натурных экспериментальных испытаний и статистической обработки результатов промысловой эксплуатации погружного оборудования и на основе этого выработка эталонных моделей процесса ингибирования (моделей воздействия).

Поясним на простейшем наглядном примере. Предположим, стоит задача определения оптимального воздействия на скважинный карбонатный флюид с определенным составом. Первоначально, в лабораторных условиях, на образце флюида или на его химическом подобии, определяют вид и диапазоны изменения параметров электромагнитного воздействия (воздействие магнитным и электрическим полем в диапазоне частот fн…fв), обеспечивающие максимальное кристаллообразование в объеме жидкости в форме арагонитов (соответствующий уровень энтропии) в реальном масштабе времени при оптическом контроле (под микроскопом). Затем на большем объеме жидкости, на специальном стенде, имитирующем термодинамические скважинные условия, осуществляют варианты воздействия с учетом результатов лабораторного исследования. В процессе эксперимента, на стенде, например, определяется посредством известного устройства [пат. RU 2634147, МПК Е21В 37/00, опубл. 24.10.2017] оптимальный вариант воздействия (сочетание аксиального и радиального облучения, определения оптимальных частот из ранее определенного диапазона), обеспечивающий максимум ингибирования солеотложения (с максимумом кристаллообразования в форме арагелитов) в жидкости. Таким образом, получаем конкретную модель флюида, которая коррелируется с определенным видом и параметрами электромагнитного воздействия, т.е. формируется эталонная модель воздействия.

Другой вариант формирование эмпирической модели воздействия - это эксперименты на реальной скважине при должном информационном обеспечении. Суть способа заключается в том, что технолог в течение определенного, достаточно продолжительного этапа работы по управлению реальным процессом, вырабатывает свой алгоритм коррекции управляющих воздействий, которые приводят к решению поставленной задачи. В основу данного типа модели положен принцип определения поправок на каждое управляющее воздействие (метод проб и ошибок). Этот алгоритм по каждому управляющему воздействию сводится к определению результирующей поправки Δq:

Δq=a1[x1(τ-1)-x1(τ)]+а22(τ-1)-х2(τ)]+…

Где Xi(τ-1) и Xi(τ) - управляющие воздействия в прошедший и текущий моменты времени.

Кроме того при наличии фонда скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях и использующие средства электромагнитной защиты от нежелательных отложений, возможно формирование моделей воздействия на основании статистической информации с использованием методов регрессионного анализа [Дрейпер Н. Прикладной регрессионный анализ: перевод с английского / Н. Дрейпер, Г. Смит. 3-е изд. Москва: Вильямс, 2007. 912 с.].

Наличие средств автоматизации и развитой информационной сети позволяет автоматизировать формирование и идентификацию моделей эмпирического и экспериментально-статистического типов с использованием искусственных нейронных сетей и моделей с нечеткой логикой, что особенно важно в условиях вариаций физико-химических свойств скважинного флюида и термодинамических условий его добычи.

Следует также отметить, что используемые при выборе оптимальной модели воздействия субоптимальные модели (т.е. обеспечивающие, отчасти, также приемлемый результат) могут быть полезны при практическом применении.

При идентификации состояния скважинного насосного оборудования опираются, из-за отсутствия непосредственного доступа, на эвристические методы, основанные на многолетнем практическом опыте [Прогнозирование осложнений при эксплуатации механизированных скважин с помощью программы Rospump / Топольков А.С. // Инженерная практика. - 2014 - №02 - С. 48-53], и основанные на косвенных измерениях, однозначно коррелируемые с состоянием этого оборудования. В частности, например, на начальном этапе эксплуатации, при выводе скважины на режим формируют базовые значения, обладающие достаточной стабильностью:

- текущая мощность привода насоса - S*

- текущая производительность - Q*;

- давление на приеме насоса - Р*;

- температура на приеме насоса - Т*;

- уровень вибраций насосного оборудования - А*.

В процессе эксплуатации осуществляют контроль указанных параметров - ΔXi=Xi-Xi*, т.е. контролируют уход каждого параметра (Xi - текущий параметр, X* - базовое значение);

Затем осуществляют допусковый контроль (кроме AQ):

ΔXiдоп≥ΔXi=0;

ΔXiдоп≤ΔXi=1.

Формируется логическая функция С:

С=ΔS⋅ΔP⋅ΔT⋅ΔA;

При ΔQ≤0 и С=1 - идентифицируется как процесс образования нежелательных отложений на элементах насосного оборудования. Метод простой, но требует корректной статистической обработки.

Другой метод идентификации состояния скважинного оборудования на базе так называемого томографа фирмы «Rocsole» [www.rocsole.com/en/products_oil_gas] - прибора, позволяющего оценить характер отложений в исследуемом объеме цилиндрической формы, по которому перемещается флюид. Метод достаточно перспективный, но требует четкой и однозначной интерпретации результатов измерений.

Блок управления совместно с пультом оператора реализуется на базе известных средств вычислительной техники в соответствующем конструктивном исполнении.

Реализации канала связи скважина - поверхность известна. Канал может выполняться на базе проводных и беспроводных систем.

Гетерогенная информационная сеть (ГИС) на поверхности содержит в себе различные каналы связи и средства связи, при условии их совместимости. Автоматизация информационного обмена на базе этой сети позволяет любому пользователю, подключенному к ГИС, в рамках его полномочий, получить оперативный доступ к необходимым ресурсам для решения текущих и перспективных задач. ГИС включает в себя Интернет, GSM, радиолинии, спутниковую связь, проводные линии и их комбинации. Используя ГИС установка может функционировать в режиме удаленного доступа.

Т.о. преимуществом предлагаемого технического решения являются:

1. Повышение уровня защиты от нежелательных отложений скважинного оборудования за счет обеспечения оптимальности электромагнитного воздействия по максимуму индекса ингибирования в условиях вариаций физико-химических свойств скважинного флюида и термодинамических условий функционирования скважинного оборудования. Как следствие - повышение надежности и рабочего ресурса скважинного оборудования.

2. Сокращение трудозатрат и минимизация ошибок персонала за счет автоматизации работ по эксплуатации и контроля оборудования, при этом:

- высокий уровень открытости и мобильности системы для уполномоченного персонала за счет ГИС;

- возможность участие оператора (технолога, геолога) в работе установки позволяет расширить ее адаптационные возможности.

1. Автоматизированная система защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, содержащая блок регулирующий, осуществляющий электромагнитное воздействие на скважинный флюид и включающий электромагнитные излучатели аксиального и радиального типа, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входом/выходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий вход/выход которого соединен с первым входом/выходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида, при этом четвертый вход/выход блока управления соединен с пультом оператора, а его пятый вход/выход соединен с гетерогенной информационной сетью.

2. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что блок регулирующий содержит управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен зоне установки насосного оборудования.

3. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что канал связи реализуется по проводной или беспроводной схеме.

4. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможностью автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы.

5. Автоматизированная система по п. 1, отличающаяся тем, что она подключена к гетерогенной информационной сети.

6. Способ защиты скважинного оборудования от образования нежелательных отложений, включающий настройку блока регулирующего, осуществляющего заданное электромагнитное воздействие согласно эталонной модели воздействия, сформированной по результатам идентификации физико-химических свойств и термодинамического состояния флюида, на основе которых априорно выбраны оптимальные характер и параметры электромагнитного воздействия по критерию максимального ингибирования образования отложений, причем ведут контроль результатов воздействия по состоянию насосного оборудования.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что эталонную модель воздействия формируют на основании лабораторных, стендовых, натурных испытаний и исследований, а также посредством статистической обработки результатов эксплуатации скважин, оснащенных средствами электромагнитной защиты от отложений.

8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что идентификацию состояния скважинного насосного оборудования осуществляют по результатам интерпретации косвенных измерений.

9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что управление системой осуществляют в режиме удаленного доступа благодаря гетерогенной информационной сети.

10. Способ по п. 6, отличающийся тем, в зоне установки насосного оборудования образуют зоны воздействия электромагнитными полями посредством аксиальных и/или ортогональной излучателей, обеспечивают заданные диапазоны излучения от 10 кГц до 1 МГц по аксиальному излучателю, от 0 до 1 Мгц по ортогональному излучателю и расширяют области электромагнитного воздействия для интенсификации процессов при значительной протяженности скважинной компоновки.

11. Способ по п. 6, отличающийся тем, что формирование электромагнитных полей в зонах воздействия осуществляют синхронно, либо асинхронно.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к предотвращению выпадения парафинов в скважинах с аномально низкими температурами. Способ включает подачу движущей текучей среды из средств для хранения в эжекторное устройство, имеющее сужающуюся часть для подвода движущей текучей среды, расширяющуюся часть для отвода движущей текучей среды и узкую часть с отверстием, расположенную между сужающейся частью и расширяющейся частью; удаление воды и водяного пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, имеющей пакеры, с помощью эжекторного устройства, где поток движущей текучей среды через сужающуюся часть и расширяющуюся часть эжекторного устройства создает падение давления и повышает скорость движущей текучей среды, что создает разрежение в узкой части, сопровождающееся откачиванием воды и пара из межтрубного пространства нефтяной скважины, с устранением, таким образом, выпадения парафинов в нефтяных скважинах, имеющих пакер.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте скважин с применением установки с гибкой трубой (ГТ). При осуществлении способа определяют интервал промывки, верхнюю границу которого устанавливают на 10-20 м выше забоя скважины, а нижней границей промывки является забой скважины; спускают колонну гибких труб при одновременной закачке технологической жидкости от устья скважины до нижней границы интервала промывки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для обработки наружной поверхности бурильных труб от загрязнений при их подъеме из скважины. Устройство состоит из верхней и нижней частей, связанных друг с другом болтами, с размещенным между ними упругим эластичным элементом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при капитальном и текущем ремонте скважин, связанном с очисткой их забоя от песчаных и проппантовых пробок.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована на нефтехранилищах светлых нефтепродуктов при устранении загрязнения подземных вод.

Изобретение относится к технологии предотвращения отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) на нефтепромысловом оборудовании. Способ включает спуск в скважину магнитного аппарата (МА) проточного типа, содержащего ферромагнитную трубу с рабочим каналом, установленный на ее внешней поверхности магнитный блок, по меньшей мере, из двух намагниченных постоянных кольцевых магнитов, образующих пару, главные поверхности которых обращены внутрь трубы, и диамагнитный кожух, охватывающий герметично магнитный блок, и проведение магнитной обработки потока пластовой жидкости, протекающей по рабочему каналу МА в постоянном магнитном поле.

Группа изобретений относится к области электронагрева индукционными токами и может быть использовано в устройствах для ликвидации и предотвращения формирования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых образований в нефтегазовых скважинах и трубопроводах, а также для подогрева вязких продуктов.

Группа изобретений относится к удалению отложений на внутренних и наружных стенках труб. Установка (1) для обработки текучей среды содержит по меньшей мере один охлаждающий трубопровод (2), средства охлаждения, предназначенные для охлаждения текучей среды по меньшей мере в одном охлаждающем трубопроводе (2) на участке охлаждения до температуры, равной или близкой к температуре (Тмор) среды вокруг охлаждающего трубопровода (2), и по меньшей мере одну тележку (9), расположенную на внешнем периметре по меньшей мере одного охлаждающего трубопровода (2) или вблизи него.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к ингибированию образования нежелательных отложений на скважинном оборудовании. Система содержит блок регулирующий, помещенный в скважине в зоне расположения насосного оборудования и соединенный через канал связи с первым входомвыходом блока управления, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния скважинного насосного оборудования, а третий входвыход которого соединен с первым входомвыходом блока формирования эталонной модели воздействия, ко второму входу которого подключен выход блока идентификации состояния флюида. В состав системы включен пульт оператора, соединенный с четвертым входомвыходом блока управления, пятый входвыход которого подключен к гетерогенной информационной сети. Блок регулирующий может содержать управляемый набор радиальных, аксиальных электромагнитных излучателей и размещен в зоне установки насосного оборудования. Канал связи реализуется как по проводной так и по беспроводной схеме. Блок управления выполнен на базе программируемой логики с возможностью автоматического или автоматизированного, с участием оператора, режима работы. Повышается эффективность защиты скважинного оборудования, обеспечивающего увеличение рабочего ресурса, рост надежности, стабилизацию добычи на заданном уровне производительности скважины. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх