УСТРОЙСТВО ДОЗИРОВАНИЯ ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ Российский патент 2023 года по МПК E21B37/06 F17D3/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам введения ингибитора в трубопровод для очистки скважин с целью предотвращения или уменьшения коррозии и гидратообразования в них.

При эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений, имеет место быть процесс гидратообразования, по причине обводнения призабойной зоны, выносу жидкости с одновременным понижением температуры. Для борьбы с гидратообразованием применяются способы и устройства непрерывной дозированной подачи комплексного ингибитора коррозии и гидратообразования в скважины.

Из предшествующего уровня техники известен Блок дозирования ингибитора, содержащий основную линию и обводную линию, основная линия включает трубопровод и установленные последовательно по его ходу первый шаровой кран, фильтр, второй шаровой кран, клапан соленоидный двухходовой, третий шаровой кран, обратный клапан, манометр, четвёртый шаровой кран, обводная линия включает трубопровод и последовательно установленные по его ходу пятый шаровой кран, дроссельный пакет, шестой шаровой кран, причём обводная линия начинается первым ответвлением от основной линии между фильтром и вторым шаровым краном, заканчивается вторым ответвлением между третьим шаровым краном и обратным клапаном, а в области первого и второго ответвлений установлены датчики давления с возможностью определения давления в основном трубопроводе. (патент РФ № 2740239, F17D 3/12, опубликовано 12.01.2021).

Из предшествующего уровня техники известна Система автоматической подачи ингибитора, взятая в качестве ближайшего аналога (прототип), содержащая систему трубопроводов с запорным, запорно-регулирующим, предохранительным и контрольно-измерительным оборудованием, герметично соединенные между собой, блок управления с программой для ЭВМ и питания, оборудование беспроводной связи (патент РФ №2637245, E21B 37/06, F17D 3/12, опубликовано 01.12.2017,).

Основными недостатками известной системы подачи ингибитора и блока дозирования ингибитора являются:

- невысокая надежность, что влечет за собой загидрачивание скважины, ее остановку и как следствие перерасходу ингибитора в процессе разрушении гидратов;

- отсутствие возможности работы в автономном режиме;

- отсутствие самодиагностики системы управления;

- невысокая точность дозирования ингибитора, что приводит к его перерасходу и нерасчетной работе скважины;

- отсутствие автоматического поддержания заданного расхода ингибитора, независимо от температуры в трубопроводах ингибитора и температуры в скважине;

- относительная дороговизна изготовления и монтажа, ввиду использования сложного и дорогостоящего оборудования;

Технический результат заключается в повышении надежности и безотказности работы Устройства, обеспечивая регулируемое дозирование и расход ингибитора коррозии и гидратообразования, а также простота конструкции, при этом обеспечивая повышении надежности работы фонда скважин.

Поставленный результат достигается тем, что Устройство дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования содержит систему трубопроводов с запорным, запорно-регулирующим и контрольно-измерительным оборудованием, герметично соединенных между собой, блок питания и управления с программой для электронно-вычислительной машины ЭВМ, оборудование беспроводной связи, устройство дополнительно снабжено фильтром, указанная система трубопроводов включает в себя: магистральный трубопровод подачи ингибитора от насоса установки подготовки газа, трубопровод входа, основной трубопровод, байпасный трубопровод, трубопровод выхода и магистральный трубопровод подачи ингибитора в скважину, при этом магистральный трубопровод подачи ингибитора от насоса установки подготовки газа с одной стороны герметично соединен с насосом установки подготовки газа, а с другой стороны герметично соединен с трубопроводом входа, снабженным краном шаровым, трубопровод входа с другой стороны герметично соединен с основным трубопроводом посредством фильтра, расположенного на основном трубопроводе, снабженном также электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, дросселем, обратным клапаном и контрольно-измерительным оборудованием - датчиками давления и герметично соединенным с другой стороны с трубопроводом выхода, снабженным краном шаровым, трубопровод выхода с другой стороны герметично соединен с магистральным трубопроводом подачи ингибитора в скважину, байпасный трубопровод снабжен краном шаровым и герметично соединен с одной стороны с основным трубопроводом перед электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, а с другой стороны герметично соединен с основным трубопроводом после дросселя, установленного отдельно от электромагнитного дистанционно-управляемого клапана и с возможностью замены, также устройство дополнительно снабжено внешними контрольно-измерительными приборами, представляющими собой датчики температуры ингибитора коррозии и гидратообразования и температуры в скважине, расположенными в зоне действия беспроводной связи блока питания и управления с программой для ЭВМ, которая осуществляет в режиме реального времени управление электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, регулируя дозирование и расход ингибитора коррозии и гидратообразования по показателям давления и показателям температуры ингибитора коррозии и гидратообразования и температуры в скважине, поступивших с указанных датчиков давления и температуры, и самодиагностику с возможностью контроля загрязненности фильтра, работоспособности электромагнитного дистанционно-управляемого клапана и перенастройку блока питания и управления, кроме этого блок питания и управления с программой для ЭВМ содержит энергонезависимое питание и установлен на минимально-допустимом расстоянии, которое определяют исходя из компоновки оборудования, от механического блока, включающего основной трубопровод с установленным на нем оборудованием, программа для ЭВМ блока питания и управления обеспечивает автономную работу и осуществляет передачу данных на автоматизированное рабочее место АРМ оператора по беспроводной связи по средствам смс - сообщений.

На фиг. 1 изображена блок-схема Устройства дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования, на фиг. 2 изображен график изменения расхода ингибитора коррозии и гидратообразования от температуры, на фиг. 3 изображен пример Устройства дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования, установленного на площадке обслуживания газовой скважины №3107 УКПГ-3 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) (механический блок с трубопроводами входа и выхода), на фиг. 4 изображен пример Устройства дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования, установленного на площадке обслуживания газовой скважины №3107 УКПГ-3 Оренбургского НГКМ (блок управления с программой для ЭВМ и питания), на фиг. 5 изображен пример отображении информации на АРМ оператора, на фиг. 6 изображен график отклонения давления, на фиг. 7 изображено диалоговое окно АРМ оператора - Нормальное состояние, на фиг. 8 изображено диалоговое окно АРМ оператора - Окно трендов, на фиг. 9 изображено диалоговое окно АРМ оператора - Таймаут приема смс - сообщений (SMS), на фиг. 10 изображено диалоговое окно АРМ оператора - Предупредительная сигнализация, на фиг. 11 изображено диалоговое окно АРМ оператора - Предупредительная сигнализация.

Устройство дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования включает следующие конструктивные элементы:

1 - механический блок;

2 - трубопровод входа;

3 - трубопровод выхода;

4 - блок управления с программой для ЭВМ и питания;

5 - внешние контрольно-измерительные приборы;

6 - АРМ оператора;

7 - магистральный трубопровод подачи ингибитора от установки подготовки газа;

8 - магистральный трубопровод подачи ингибитора в скважину;

9 - площадка обслуживания скважины;

10 - основной трубопровод;

11 - байпасный трубопровод;

12- электромагнитный дистанционно-управляемый клапан (PCV 01);

13- кран шаровой КШ1;

14 - кран шаровой КШ2;

15 - кран шаровой КШ3;

16 - клапан обратный;

17 - фильтр;

18 - дроссель Д;

19 - PT1 - датчик давления в ингибиторопроводе;

20 - PT2 - датчик давления в скважине;

21 - TЕи - датчик температуры ингибитора;

22 - TЕс - датчик температуры в скважине.

Устройство дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования (далее по тексту - «Устройство»), например, установленное в сентябре 2022 г. на площадке обслуживания скважины №3107 УКПГ-3, содержит систему трубопроводов, при этом механический блок 1 расположен на стойке в непосредственной близости от скважины и подключен трубопроводами входа 2 и выхода 3 к магистральным трубопроводам: подачи ингибитора 7 от насоса установки подготовки газа (далее - «УКПГ») и подачи ингибитора 8 в скважину с установленными на них дросселем 18, запорным, запорно-регулирующим, предохранительным, фильтрующим, контрольно-измерительным оборудованием, совмещенный энергонезависимый блок управления с программой для ЭВМ и питания 4, АРМ оператора 6, внешние контрольно-измерительные приборы 5, расположенные в непосредственной близости блок управления 4 и фильтр 17 для механической очистки ингибитора.

Внешние контрольно-измерительные приборы 5 представляют собой датчики температуры 21 (TЕи), 22 (TЕс), и расположены в зоне действия беспроводной связи блока управления с программой для ЭВМ и питания 4, при этом датчик температуры 21 ингибитора - температуры воздуха, а датчик температуры 22 в скважине - температуры грунта.

Система трубопроводов включает в себя магистральный трубопровод подачи ингибитора 7 от насоса УКПГ, трубопровод входа 2, основной трубопровод 10, байпасный трубопровод 11, трубопровод выхода 3 и магистральный трубопровод подачи ингибитора 8 в скважину, герметично соединенные между собой посредством переходников. Магистральный трубопровод подачи ингибитора 7 от УКПГ обеспечивает подачу ингибитора коррозии и гидратообразования (далее по тексту - «ингибитор») от УКПГ по магистральным трубопроводам посредством насоса (на фиг. не показано) с постоянным расходом на группу из нескольких скважин. Трубопровод входа 2 снабжен отсекающим шаровым краном 13, который расположен в непосредственной близости к магистральному трубопроводу подачи ингибитора 7 от насоса УКПГ и обеспечивает отсечение Устройства в случае замены дросселя 18, неисправного электромагнитного дистанционно-управляемого клапана 12 (далее по тексту - «клапан»), очистки фильтра17 в механическом блоке 1. Основной трубопровод 10 снабжен фильтром 17, который расположен в механическом блоке 1 и обеспечивает степень очистки ингибитора - до 20 мкм, клапаном 12, который расположен в механическом блоке 1 и обеспечивает заданную величину расхода ингибитора с учетом текущего перепада давления на нем по заданному алгоритму управления программы для ЭВМ блока управления и питания 4, дросселем 18, который расположен в механическом блоке 1 и обеспечивает прохождение заданного объема ингибитора и обратным клапаном 16, который расположен в механическом блоке 1 и предотвращает обратное течение ингибитора, последовательно расположенными, а также снабжен контрольно-измерительными приборами: датчиком давления 19 в ингибиторопроводе и датчиком давления 20 в скважине (РТ 1 и РТ 2), которые расположены в механическом блоке 1 и обеспечивают контроль давления до и после клапана 12 (PCV 01), при этом клапан 12 регулирует дозирование и расход ингибитора, не только по показателям давления, но и по температурным показателям ингибитора и температуры в скважине, поступивших с датчиков давления и температуры.

Байпасный трубопровод 11 снабжен отсекающим шаровым краном 14, который расположен в механическом блоке 1 и обеспечивает прохождение ингибитора после фильтра 17 в случае выхода из строя клапана 12 (PCV 01) при закрытых шаровых кранах 13 и 15.

Трубопровод выхода 3 снабжен отсекающим шаровым краном 15, который расположен в непосредственной близости к магистральному трубопроводу подачи ингибитора 8 и обеспечивает отсечение Устройства в случае замены дросселя 18, неисправного клапана 12, очистки фильтра 17 в механическом блоке 1.

Магистральный трубопровод подачи ингибитора 8 обеспечивает подачу ингибитора из трубопровода выхода 3 в скважину для предотвращения коррозии и гидратообразования. Каждый отсекающий шаровой кран 13, 14, 15 представляет собой (заводского изготовления) сборную конструкцию, состоящую из корпуса с установленным в нем запорным устройством в виде шаровой пробки с уплотнительными элементами, шпинделя с уплотнением, рукоятки. Дроссель 18 представляет собой трубку, имеющую на торцах накидные гайки с уплотнением, например, типа «Swagelok», и установленным в ее полости жиклером, имеющим калибровочное отверстие заданного диаметра. Отдельно установленный от клапана 12 дроссель 18 обеспечивают разгрузку клапана 12 по перепаду давления, и, как следствие, отсутствуют повышенные требования к его конструктивному исполнению, что дает возможность применения клапана 12 разных производителей.

Дроссель 18 установлен отдельно от клапана 12 и с возможностью замены дросселя 18 без остановки работы Устройства.

Клапан 12 представляет собой известный электромагнитный дистанционно-управляемый клапан.

Фильтр 17 для механической очистки ингибитора представляет собой, например, фильтр, включающий в себя цилиндрический корпус с установленным в его полости фильтрующим элементом, распределителем, установочной шпильки, прижимной шайбы и гайки, в верхней части корпуса устанавливается крышка имеющая монтажный кронштейн крепления, в нижней части корпуса установлен дренажный винт для удаления рабочей среды из корпуса.

Контрольно-измерительные приборы 19 (РТ 1) и 20 (РТ 2) представляют собой датчики давления, например, типа «Метран-150».

Блок управления с программой для ЭВМ и питания 4 выполнен во взрывобезопасном исполнении, с энергонезависимым питанием, с беспроводной связью и установлен на минимально-допустимом расстоянии от механического блока 1, которое определяют исходя из компоновки оборудования, и содержит энергетическое оборудование в виде источника и аккумулятора энергии, оборудование управления и связи в виде контроллера (модем), который позволяет осуществлять регулирование дозирование и расход ингибитора по температурным показателям: температуры ингибитора,

температуры в скважине, в том числе и автоматическое поддержание заданного расхода ингибитора с учетом температуры в трубопроводах ингибитора и температуры в скважине, посредством программы для ЭВМ, включающую, в том числе алгоритм расхода ингибитора, алгоритм диагностики Устройства для самодиагностики в режиме реального времени, в том числе и контроль загрязненности фильтра 17, контроль работоспособности клапана 12 и перенастройку блока управления и питания 4, и оборудование беспроводной связи для связи с АРМ оператора 6, которое позволяет осуществлять передачу данных, полученных с контрольно-измерительных приборов 19, 20, 21 и 22, обработанных данных и данных результата обработки посредством программы для ЭВМ, в централизованный диспетчерский пункт по средствам SMS, при этом перенастройка блока управления с программой для ЭВМ и питания 4 на другой диапазон подачи ингибитора осуществляется путем замены дросселя 18.

В качестве ингибитора используется метанол (95-99,6%).

В Устройстве применены доступные и простые материалы и оборудование, имеющие высокую надежность и ремонтопригодность - продолжительность работы на отказ, такие как трубопроводы, дроссель, краны шаровые, клапаны из немагнитного материала, энергетическое оборудование в виде источника (солнечная батарея) и аккумулятора энергии, оборудование управления и связи в виде контроллера (модем).

Устройство дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования работает в автономном и автоматическом режиме следующим образом.

Механический блок 1 с отдельно установленным внешние контрольно-измерительным оборудованием 5 монтируют непосредственно на площадке обслуживания скважины 9 и подключают к существующему магистральному трубопроводу подачи ингибитора 7 от насосной установки УКПГ трубопроводом входа 2 через отсечной кран шаровой 13 и трубопроводом выхода 3 через отсечной кран шаровой 15.

При штатной работе Устройства, движение ингибитора осуществляется по основному трубопроводу 10 через фильтр 17 для механической очистки ингибитора, датчик давления 19 при открытом шаровом кране 13 и 15, к клапану 12, далее через дроссель 18, обратный клапан 16 и датчик давления 20 на трубопровод выхода 3, при этом, шаровой кран 14 на байпасном трубопроводе 11 закрыт. При подаче электрического напряжения, контроллер, установленный в блоке управления с программой для ЭВМ и питания 4, посредством программы для ЭВМ анализирует входные параметры и осуществляет самодиагностику Устройства по показателям датчиков давления 19 (РТ 1), 20 (РТ 2) и температурным датчикам 21 (TЕи), 22 (TЕс), в автоматическом режиме в режиме реального времени, вычисляя время открытия и удержания исполнительного механизма клапана 12 в открытом положении для подачи заданной порции ингибитора через дроссель 18, а также корректирует заданный расход ингибитора, путем управления положением исполнительного механизма клапана 12, регулируя дозирование и расход ингибитора, при этом осуществляет отображение информации на АРМ оператора 6, передаваемой по беспроводной связи, например,

Информация: Нормальное состояние,

Информация: Окно трендов,

Информация: Таймаут приема SMS,

Информация: Предупредительная сигнализация.

При возникновении нештатной ситуации, например, обнаружение неисправности клапана 12 (выход из строя электропривода - клапан 12 закрыт), контроллер даёт сигнал на отключение клапана 12 и движение ингибитора осуществляется по байпасному трубопроводу 11 через открытый кран 14. На АРМ оператора 6 выводится текущая информация в режиме реального времени, например, о текущей неисправности и информации о необходимости проведения ремонта клапана 12.

Ремонт или замену клапана 12, ремонт основного трубопровода 10, очистку фильтра 17, а также перевод Устройства на другой диапазон подачи ингибитора (посредством замены дросселя 18), осуществляют при закрытых шаровых кранов 13 и 15.

В процессе работы Устройства контроллер в соответствии с заданным алгоритмом программы для ЭВМ, периодически проводит самодиагностику Устройства, включающая в том числе и контроль загрязненности фильтра 17 для механической очистки ингибитора, контроль работоспособности клапана 12, контроль времени открытия клапана 12, с отображением текущей информации на АРМ оператора 6.

Устройство рассчитано на эксплуатацию при температуре окружающего воздуха до минус 45°С без применения обогрева, так как используемое оборудование соответствует климатическому исполнению УХЛ1, и рабочее давления до 10,0 МПа.

Проведенные испытания Устройства подтвердили правильность заложенных конструкторско-технологических решений, направленных на повышение надежности работы скважин, простота конструкции, обеспечение высокой надежности и безотказности Устройства, обеспечение наиболее точного расхода ингибитора.

Точный расход и дозирование ингибитора обеспечивают за счет автоматического режима регулирования - корректировки расхода и дозирование по разработанному алгоритму работы программы для ЭВМ в режиме реального времени, включающегося в себя в том числе регулирование расхода ингибитора по температурным показателям ингибитора и температуры в скважине, поступивших с датчиков температуры,

регулирование - корректировку в автоматическом режиме не только по давлению метанола, но и по температуре грунта, выставления времени открытого состояния клапана и количество открытий клапана - диапазон подачи ингибитора при применении одного типоразмера дросселя до 4 л/ч, погрешность фактическая до 3%.

Пример конкретного выполнения

Устройство установлено 09.2022 на площадке обслуживания газовой скважины № 3107 УКПГ-3 Оренбургского НГКМ.

Механический блок 1 установлен на стойке в непосредственной близости от скважины, с отдельно установленным внешним контрольно-измерительным оборудованием 5, на площадке обслуживания скважины 9 и подключен к магистральному трубопроводу подачи ингибитора 7 от насосной установки УКПГ трубопроводом входа 2 через отсечной кран 13 и трубопроводом выхода 3 через отсечной кран 15 к магистральному трубопроводу подачи ингибитора 8 в скважину.

При штатной работе Устройства, движение ингибитора осуществляется от магистрального трубопровода подачи ингибитора 7 от насоса УКПГ, через трубопровод входа 2, открытый кран 13 по основному трубопроводу 10 через фильтр 17, датчик давления 19, к клапану 12, далее через дроссель 18, обратный клапан 16 и датчик давления 20 через трубопровод выхода 3, открытый кран 15 в магистральный трубопровод подачи ингибитора 8 в скважину при этом, байпасный трубопровод 11 с установленными на нем краном 14 закрыт.

При подаче электрического напряжения, контроллер, установленный в блоке управления с программой для ЭВМ и питания 4, выполняет самодиагностику Устройства и анализ входных параметров на основании показателей с датчиков 19 (РТ 1), 20 (РТ 2), 21 (TЕи), 22 (TЕс), - данные передаются на АРМ оператора 6, находящийся в централизованном диспетчерском пункте УКПГ-3 по средствам SMS, передаваемой по беспроводной связи.

Далее контроллер 4 на основании полученных данных от 19 (РТ 1), 20 (РТ 2), 21 (TЕи), 22 (TЕс) в автоматическом режиме вычисляет посредством программы для ЭВМ время открытия и удержания клапана 12 для дозирования заданной порции ингибитора через дроссель 18 и передаёт данные о расходе на АРМ оператора 6, находящийся в централизованном диспетчерском пункте УКПГ-3 по средствам SMS, передаваемой по беспроводной связи.

При текущем изменении любого из показателей 19 (РТ 1), 20 (РТ 2), 21 (TЕи), 22 (TЕс) контроллер посредством программы для ЭВМ автоматически проводит корректировку времени открытия клапана 12 либо в большую, либо в меньшую сторону, для уменьшения либо увеличения количества подаваемого ингибитора, регулируя дозирование и расход.

В случае увеличения времени открытия клапана 12 больше заданных алгоритмом программы для ЭВМ значений продолжительности цикла, на АРМ оператора 6 отправляется сообщение - «время открытия клапана больше времени цикла».

При возникновении нештатной ситуации, например, определение контроллером предельного отклонение давления ΔPT1 (0,2 кг/см2) до (PT1.1) и после (PT1.2) открытия клапана 12, на АРМ оператора 6 отправляется сообщение - «требуется замена фильтра».

При возникновении нештатной ситуации, например, определение контроллером отсутствия питания на клапане 12 (PCV 01), на АРМ оператора 6 отправляется сообщение - «требуется замена клапана», в этом случае оператор на скважине, закрывает краны 13 и 15.

Перевод Устройства на другой диапазон посредством замены дросселя, выполняются, по схеме как, при замене клапана.

Заявленное техническое решение повышает надежность и безотказность работы Устройства, обеспечивая регулируемое дозирование и расход ингибитора, при простоте конструкции, при этом обеспечивая повышении надежности работы фонда скважин, обеспечивая наиболее точный расход ингибитора за счет компактности Устройства, построенного по принципу локальной автоматизации, и разработанной специалистами программой для ЭВМ, где в автоматическом режиме, в режиме реального времени осуществляют управление электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, регулируя дозирование и расход ингибитора, обеспечивая заданный расход ингибитора опираясь на показания датчиков давления PT1, PT2 и температурным датчикам TЕи, TЕс (не только по давлению метанола, но и по температуре метанола и грунта, выставляется время открытого состояния клапана и количество открытий - диапазон подачи ингибитора при применении одного типоразмера дросселя от 0,1 до 4,0 л/ч, погрешность фактическая до 3%), отсутствие в составе механического блока сложных технических устройств, например, дроссельного пакета, применение в Устройстве дросселя, установленного отдельно от клапана, даёт возможность оперативно заменить дроссель на другой, в том числе и с другими параметрами, без демонтажа клапана и его разборки, применять любой соленоидный двухходовой клапан. Реализация автономного энергоснабжения, автоматическое управления процессом с отображением информации на АРМ оператора.

Устройство рассчитано на эксплуатацию при температуре окружающего воздуха до минус 45°С без применения обогрева, так как используемое оборудование соответствует климатическому исполнению УХЛ1, и рабочее давления до 10,0 МПа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам введения ингибитора в трубопровод для очистки скважин с целью предотвращения или уменьшения коррозии и гидратообразования в них. Технический результат - повышение надежности работы устройства дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования и скважин, регулируемое дозирование и расход ингибитора коррозии и гидратообразования, простота конструкции. Устройство дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования содержит систему трубопроводов с запорным, запорно-регулирующим и контрольно-измерительным оборудованием, герметично соединенных между собой, блок питания и управления с программой для электронно-вычислительной машины ЭВМ 4, оборудование беспроводной связи, фильтр 17. Указанная система трубопроводов включает в себя: магистральный трубопровод подачи ингибитора от насоса установки подготовки газа 7, трубопровод входа 2, основной трубопровод 10, байпасный трубопровод 11, трубопровод выхода 3 и магистральный трубопровод подачи ингибитора в скважину 8. При этом магистральный трубопровод подачи ингибитора от насоса установки подготовки газа 7 с одной стороны герметично соединен с насосом установки подготовки газа, а с другой стороны герметично соединен с трубопроводом входа 2, снабженным краном шаровым 13. Трубопровод входа 2 с другой стороны герметично соединен с основным трубопроводом 10 посредством фильтра 17, расположенного на основном трубопроводе, снабженном также электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном 12, дросселем 18, обратным клапаном 16 и контрольно-измерительным оборудованием - датчиками давления 19, 20 и герметично соединенном с другой стороны с трубопроводом выхода 3, снабженным краном шаровым 15. Трубопровод выхода 3 с другой стороны герметично соединен с магистральным трубопроводом подачи ингибитора в скважину 8. Байпасный трубопровод 11 снабжен краном шаровым 14 и герметично соединен с одной стороны с основным трубопроводом 10 перед электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном 12, а с другой стороны герметично соединен с основным трубопроводом 10 после дросселя 18, установленного отдельно от электромагнитного дистанционно-управляемого клапана 12 с возможностью замены. Также устройство дополнительно снабжено внешними контрольно-измерительными приборами 5, представляющими собой датчики температуры ингибитора коррозии и гидратообразования 21 и температуры в скважине 22, расположенными в зоне действия беспроводной связи блока питания и управления с программой для ЭВМ 4, которая осуществляет в режиме реального времени управление электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном 12, регулируя дозирование и расход ингибитора коррозии и гидратообразования по показателям давления и показателям температуры ингибитора коррозии и гидратообразования и температуры в скважине, поступивших с указанных датчиков давления и температуры 19, 20, 21, 22, и самодиагностику с возможностью контроля загрязненности фильтра 17, работоспособности электромагнитного дистанционно-управляемого клапана 12, и перенастройку блока питания и управления 4. 3 з.п. ф-лы, 11 ил., 1 пр.

1. Устройство дозирования ингибитора коррозии и гидратообразования, содержащее систему трубопроводов с запорным, запорно-регулирующим и контрольно-измерительным оборудованием, герметично соединенных между собой, блок питания и управления с программой для электронно-вычислительной машины ЭВМ, оборудование беспроводной связи, отличающееся тем, что устройство дополнительно снабжено фильтром, указанная система трубопроводов включает в себя: магистральный трубопровод подачи ингибитора от насоса установки подготовки газа, трубопровод входа, основной трубопровод, байпасный трубопровод, трубопровод выхода и магистральный трубопровод подачи ингибитора в скважину, при этом магистральный трубопровод подачи ингибитора от насоса установки подготовки газа с одной стороны герметично соединен с насосом установки подготовки газа, а с другой стороны герметично соединен с трубопроводом входа, снабженным краном шаровым, трубопровод входа с другой стороны герметично соединен с основным трубопроводом посредством фильтра, расположенного на основном трубопроводе, снабженном также электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, дросселем, обратным клапаном и контрольно-измерительным оборудованием - датчиками давления и герметично соединенном с другой стороны с трубопроводом выхода, снабженным краном шаровым, трубопровод выхода с другой стороны герметично соединен с магистральным трубопроводом подачи ингибитора в скважину, байпасный трубопровод снабжен краном шаровым и герметично соединен с одной стороны с основным трубопроводом перед электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, а с другой стороны герметично соединен с основным трубопроводом после дросселя, установленного отдельно от электромагнитного дистанционно-управляемого клапана с возможностью замены, также устройство дополнительно снабжено внешними контрольно-измерительными приборами, представляющими собой датчики температуры ингибитора коррозии и гидратообразования и температуры в скважине, расположенными в зоне действия беспроводной связи блока питания и управления с программой для ЭВМ, которая осуществляет в режиме реального времени управление электромагнитным дистанционно-управляемым клапаном, регулируя дозирование и расход ингибитора коррозии и гидратообразования по показателям давления и показателям температуры ингибитора коррозии и гидратообразования и температуры в скважине, поступивших с указанных датчиков давления и температуры, и самодиагностику с возможностью контроля загрязненности фильтра, работоспособности электромагнитного дистанционно-управляемого клапана, и перенастройку блока питания и управления.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что блок питания и управления с программой для ЭВМ содержит энергонезависимое питание.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что программа для ЭВМ блока питания и управления обеспечивает автономную работу.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что программа для ЭВМ блока питания и управления осуществляет передачу данных на автоматизированное рабочее место АРМ оператора по беспроводной связи посредством смс-сообщений.