RU227037U1

RU227037U1 - Autonomous module for supplying inhibitor to a well lubricator

Info

Publication number: RU227037U1
Application number: RU2023134662U
Authority: RU
Inventors: Александр Александрович Апанин; Борис Михайлович Кочергинский; Евгений Борисович Кочергинский; Михаил Леонидович Микин; Степан Викторович Катанаев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра"
Filing date: 2023-12-20
Publication date: 2024-07-02

Abstract

Полезная модель относится к области газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим возможность проведения геофизических исследований и работ (далее ГИРС) в эксплуатационных скважинах с избыточным давлением на устье приборами и инструментами, опускаемыми в скважину на геофизическом кабеле в условиях низких температур окружающей среды. Модуль подачи ингибитора в скважинный лубрикатор содержит емкость с ингибитором, в которую опущен насосный агрегат, состоящий из исполнительного механизма в виде дозировочного плунжерного насоса с приводом от асинхронного электродвигателя и блоком управления, смонтированными на крышке емкости с ингибитором и соединенными между собой с возможностью частотного регулирования крутящего момента. Также модуль содержит рукав высокого давления для подачи ингибитора в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора, соединенного входным штуцером с емкостью для ингибитора, датчик давления ингибитора, установленный во входном штуцере рукава высокого давления, и датчик уровня ингибитора, установленного в емкости с ингибитором. Дополнительно в блок управления встроен сенсорный панельный контроллер, выполненный с возможностью регистрации в режиме реального времени, визуализации и обработки сигналов, поступающих от датчиков давления ингибитора и уровня ингибитора, установленных в модуле, а также датчиков давления, температуры и влажности скважинного флюида, расположенных в скважинном лубрикаторе, и датчиков натяжения геофизического кабеля, расположенных в геофизическом подъемнике или на ролике, закрепленном на скважинном лубрикаторе, и управления подачей ингибитора путем регулирования крутящего момента электродвигателя насосного агрегата. Конструктивное выполнение модуля обеспечивает повышение безопасности и безаварийности ГИРС. 1 ил. The utility model relates to the field of the gas industry, namely to devices that provide the ability to conduct geophysical research and work (hereinafter referred to as GIRS) in production wells with excess pressure at the wellhead using devices and instruments lowered into the well on a geophysical cable under conditions of low ambient temperatures. The module for supplying an inhibitor to a well lubricator contains a container with an inhibitor, into which a pumping unit is lowered, consisting of an actuator in the form of a dosing plunger pump driven by an asynchronous electric motor and a control unit mounted on the lid of the container with an inhibitor and interconnected with the possibility of frequency control of the torque. moment. The module also contains a high-pressure hose for supplying the inhibitor to the sealing device of the downhole lubricator, connected by an inlet fitting to a container for the inhibitor, an inhibitor pressure sensor installed in the inlet fitting of the high-pressure hose, and an inhibitor level sensor installed in the container with the inhibitor. Additionally, a touch panel controller is built into the control unit, capable of recording in real time, visualizing and processing signals coming from inhibitor pressure and inhibitor level sensors installed in the module, as well as pressure, temperature and humidity sensors of well fluid located in the well lubricator, and geophysical cable tension sensors located in the geophysical lift or on a roller mounted on the downhole lubricator, and controlling the supply of inhibitor by adjusting the torque of the electric motor of the pumping unit. The structural design of the module ensures increased safety and accident-free operation of the GIRS. 1 ill.

Description

Полезная модель относится к области газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим возможность проведения геофизических исследований и работ (далее ГИРС) в эксплуатационных скважинах с избыточным давлением на устье приборами и инструментами, опускаемыми в скважину на геофизическом кабеле в условиях низких температур окружающей среды.The utility model relates to the field of the gas industry, namely to devices that provide the ability to carry out geophysical research and work (hereinafter referred to as GIRS) in production wells with excess pressure at the wellhead using devices and instruments lowered into the well on a geophysical cable under conditions of low ambient temperatures.

Известна лубрикаторная установка с интеллектуальными исполнительными механизмами, состоящая из скважинного лубрикатора, устанавливаемого на фонтанной арматуре скважины, содержащего гидравлически управляемые узлы: блок плашечных превенторов с перепускным краном, сигнализирующее устройство с ловушкой, уплотнительное устройство с расходными трубками и очиститель кабеля, гидравлической системы, располагаемой на удалении от скважинного лубрикатора, в состав которой входят линия подачи уплотнительной смазки и линия подачи рабочей жидкости, состоящие каждая из рукава высокого давления, бака, перекачивающего насоса, управляемых компьютером интеллектуальных исполнительных механизмов: пропорциональных регуляторов и управляющих клапанов, и информационно - управляющего комплекса, состоящего из удаленного компьютера со специализированным программным обеспечением, получающего и обрабатывающего информацию от контрольных датчиков давления, датчиков давления, устанавливаемых в линиях подачи уплотнительной смазки и рабочей жидкости и устройств передачи информации от контрольных датчиков к компьютеру и от компьютера к исполнительным механизмам гидравлической системы, при этом в состав скважинного лубрикатора дополнительно включены гидравлически управляемые узлы: испытательное устройство и инжектор подачи ингибитора гидратообразования, в гидравлическую систему дополнительно включена линия подачи ингибитора гидратообразования, состоящая из рукава высокого давления, бака, насоса, пропорционального регулятора, управляющего клапана, а в информационно - управляющий комплекс дополнительно включены устанавливаемый в линии подачи ингибитора контрольный датчик регистрации давления, устанавливаемые на скважинном лубрикаторе, контрольные датчики положения плашек превенторов, регистрации давления в приемной камере лубрикатора, положения ловушки сигнализирующего устройства, температуры скважинного флюида и регистрации утечек газа, а также устанавливаемые в баках гидравлической системы контрольные датчики уровня уплотнительной смазки, уровня рабочей жидкости и уровня ингибитора гидратообразования [RU 2598666 С1, МПК Е21В 33/03, 47/00, опуб.2016].A lubricator installation with intelligent actuators is known, consisting of a downhole lubricator installed on the well's Christmas tree, containing hydraulically controlled units: a block of ram preventers with a bypass valve, an alarm device with a trap, a sealing device with flow tubes and a cable cleaner, a hydraulic system located on away from the well lubricator, which includes a sealing lubricant supply line and a working fluid supply line, each consisting of a high-pressure hose, a tank, a transfer pump, computer-controlled intelligent actuators: proportional regulators and control valves, and an information and control complex consisting from a remote computer with specialized software that receives and processes information from control pressure sensors, pressure sensors installed in the supply lines of sealing lubricant and working fluid and devices for transmitting information from control sensors to the computer and from the computer to the actuators of the hydraulic system, while The composition of the downhole lubricator additionally includes hydraulically controlled units: a testing device and a hydrate formation inhibitor supply injector; the hydraulic system additionally includes a hydrate formation inhibitor supply line, consisting of a high-pressure hose, a tank, a pump, a proportional regulator, a control valve, and an additional information control complex included is a pressure recording control sensor installed in the inhibitor supply line, installed on the downhole lubricator, control sensors for the position of preventer rams, pressure recording in the receiving chamber of the lubricator, the position of the signaling device trap, well fluid temperature and registration of gas leaks, as well as control sensors installed in the hydraulic system tanks sensors for the level of sealing lubricant, the level of working fluid and the level of hydrate formation inhibitor [RU 2598666 C1, IPC E21B 33/03, 47/00, pub. 2016].

Недостатками описанного лубрикатора является то, что в его конструкции для подачи ингибитора используется пневмогидравлическая система, не позволяющая проводить работы в условиях низких температур окружающей среды, отсутствует датчик влажности скважинного флюида, что не позволяет уверенно прогнозировать принципиальную возможность и начало образования газогидратов, инжектор подачи ингибитора гидратообразования, конструктивно встроен в пневмогидравлическую систему лубрикаторной установки и может эксплуатироваться только совместно с другими функциональным узлами лубрикаторной установки: линией подачи уплотнительной смазки и линией подачи рабочей жидкости, что не всегда удобно и целесообразно при решении различных геолого-геофизических задач.The disadvantages of the described lubricator are that its design uses a pneumohydraulic system to supply the inhibitor, which does not allow work to be carried out at low ambient temperatures; there is no well fluid humidity sensor, which does not allow one to confidently predict the fundamental possibility and onset of gas hydrate formation; an injector for supplying a hydrate formation inhibitor , is structurally built into the pneumohydraulic system of the lubricator unit and can only be operated in conjunction with other functional units of the lubricator unit: the sealing lubricant supply line and the working fluid supply line, which is not always convenient and advisable when solving various geological and geophysical problems.

Известен комплекс для герметизации устья скважины при проведении геофизических исследований и работ в скважинах с избыточным устьевым давлением, в состав которого, в том числе, включен модуль управления закачкой ингибитора СКУЛ - MP 3.0, состоящий из датчиков, установленных в узлах лубрикаторной установки, содержащий гидробак с датчиками давления, температуры, уровня ингибитора, исполнительный механизм в виде радиально-поршневого насоса, опущенного в гидробак, с приводом от асинхронного двигателя, шкаф управления, рукав высокого давления для подачи и отвода ингибитора, при этом управление насосом и поддержание заданного давления осуществляется за счет управления частотой вращения асинхронного двигателя с помощью векторного преобразователя частоты [Многофункциональный интеллектуально-технологический комплекс для герметизации устья скважины при проведении геофизических исследований и работ в скважинах с избыточным устьевым давлением / Плотников В.Л. и др. // Газовая промышленность. - №9. - 2019. - С. 24-30]. Конструктивное выполнение модуля контроля и дистанционного управления закачкой ингибитора в скважину позволяет прогнозировать возможность гидратобразования и осуществлять автоматическую регулировку количества ингибитора, подаваемого в затрубное пространство газовых и газоконденсатных скважин в целях предотвращения образования гидратных пробок и отложений в районах с низкими температурами окружающей среды, Для прогнозирования СКУЛ-МР-3.0 оценивает значения следующих параметров: температуру газа в месте возможного гидратообразования, давление в приемной камере скважинного лубрикатора, натяжение геофизического кабеля. Исходную информацию для управления ингибированием обеспечивают датчики устьевого давления и давления в приемной камер скважинного лубрикатора, датчики температуры и натяжения кабеля, установленные в скважинном лубрикаторе, а также датчики температуры и уровня жидкости, установленные в баке с ингибитором. Программное обеспечение модуля обеспечивает выполнение следующих задач: выбор одного из двух режимов работы: автоматический или диалоговый; индикацию текущего состояния исполнительного механизма (ИМ) лубрикаторной установки и технологические параметры ее работы; управление ИМ; регистрация параметров и состояния ИМ лубрикаторной установки с записью информации в паямять контроллера или на сменный носитель. Модуль позволяет прогнозировать возможность гидратообразования по показаниям датчика температуры, установленном в скважинном лубрикаторе.There is a known complex for sealing the wellhead during geophysical research and work in wells with excess wellhead pressure, which includes, among other things, a control module for the injection of the SKUL inhibitor - MP 3.0, consisting of sensors installed in the units of the lubricator unit, containing a hydraulic tank with pressure, temperature, inhibitor level sensors, an actuator in the form of a radial piston pump lowered into a hydraulic tank, driven by an asynchronous motor, a control cabinet, a high-pressure hose for supplying and discharging the inhibitor, while the pump is controlled and the set pressure is maintained by control of the rotational speed of an asynchronous motor using a vector frequency converter [Multifunctional intellectual-technological complex for sealing the wellhead during geophysical research and work in wells with excess wellhead pressure / Plotnikov V.L. and others // Gas industry. - No. 9. - 2019. - P. 24-30]. The design of the module for monitoring and remote control of inhibitor injection into the well makes it possible to predict the possibility of hydrate formation and automatically adjust the amount of inhibitor supplied to the annulus of gas and gas condensate wells in order to prevent the formation of hydrate plugs and deposits in areas with low ambient temperatures. To predict SCL- MP-3.0 evaluates the values of the following parameters: gas temperature at the site of possible hydrate formation, pressure in the receiving chamber of the well lubricator, tension of the geophysical cable. The initial information for controlling inhibition is provided by wellhead pressure and pressure sensors in the receiving chambers of the downhole lubricator, temperature and cable tension sensors installed in the downhole lubricator, as well as temperature and liquid level sensors installed in the tank with the inhibitor. The module software ensures the following tasks: selection of one of two operating modes: automatic or interactive; indication of the current state of the actuator (AM) of the lubricator unit and technological parameters of its operation; MI management; registration of parameters and state of the MI lubricator unit with recording of information into the controller’s memory or onto removable media. The module allows you to predict the possibility of hydrate formation based on the readings of a temperature sensor installed in the downhole lubricator.

К недостаткам можно отнести то, что в составе модуля отсутствует датчик влажности, позволяющий более точно оценивать возможность образования газогидратов.The disadvantages include the fact that the module does not include a humidity sensor, which allows a more accurate assessment of the possibility of gas hydrate formation.

Технической проблемой, решение которой обеспечивается при использовании полезной модели, является создание автономного модуля управляемой подачи ингибитора в функциональный узел скважинного лубрикатора, в котором потенциально могут образовываться газовые гидраты, в уплотнительное устройство. Модуль должен работать автономно, независимо от устройств подачи уплотнительной смазки и рабочей жидкости и должен обеспечивать прогнозирование возможности образования газогидратов в уплотнительном устройстве скважинного лубрикатора, а также предотвращать образование газогидратов и, в случае необходимости, удалять из уплотнительного устройства уже образовавшиеся газогидраты за счет подачи ингибитора в зону гидратообразованияThe technical problem, the solution of which is provided by using the utility model, is the creation of an autonomous module for the controlled supply of an inhibitor to the functional unit of the downhole lubricator, in which gas hydrates can potentially form, into the sealing device. The module must operate autonomously, regardless of the devices for supplying sealing lubricant and working fluid and must predict the possibility of gas hydrate formation in the sealing device of the downhole lubricator, as well as prevent the formation of gas hydrates and, if necessary, remove already formed gas hydrates from the sealing device by supplying an inhibitor to hydrate formation zone

Параметры модуля должны удовлетворять заданным требованиям подачи ингибитора в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора. Конструкция модуля должна обеспечивать возможность регистрации в режиме реального времени, визуализации, обработки и документирования технологических параметров модуля и показаний датчиков, установленных в скважинном лубрикаторе с записью информации в память контроллера или на сменный носитель.The module parameters must satisfy the specified requirements for supplying inhibitor to the sealing device of the downhole lubricator. The design of the module must provide the ability to register in real time, visualize, process and document the technological parameters of the module and the readings of sensors installed in the downhole lubricator with recording of information in the controller’s memory or on removable media.

Поставленная техническая проблема при использовании полезной модели решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении безопасности и безаварийности ГИРС и сокращении сроков проведения ГИРС путем прогнозирования гидратообразования и ликвидации уже образовавшихся в уплотнительном устройстве скважинного лубрикатора газогидратов за счет регистрации в режиме реального времени, визуализации, обработки и документирования с записью информации в память контроллера или на сменный носитель показаний датчиков давления и уровня ингибитора, установленных в модуле, датчиков давления, температуры и влажности скважинного флюида, установленных в скважинном лубрикаторе и датчика натяжения геофизического кабеля, установленного в геофизическом подъемнике или на ролике, закрепленном на скважинном лубрикаторе, при обеспечении необходимой достоверности прогнозирования возможности образования газогидратов в уплотнительном устройстве скважинного лубрикатора и их удаления из уплотнительного устройства в течение всего цикла работ, достоверной оценки достаточности имеющихся запасов ингибитора, а также предупреждении создания нештатной и аварийной ситуации при образовании газогидратов с использованием технических возможностей контроллера.The posed technical problem when using a utility model is solved by achieving a technical result, which is to increase the safety and failure-free performance of well logging and reduce the time required for logging by predicting hydrate formation and eliminating gas hydrates already formed in the sealing device of the well lubricator through real-time registration, visualization, processing and documentation with recording of information into the controller's memory or onto a removable medium, readings from pressure and inhibitor level sensors installed in the module, pressure, temperature and humidity sensors of well fluid installed in the downhole lubricator and geophysical cable tension sensor installed in the geophysical lift or on a roller , attached to the downhole lubricator, while ensuring the necessary reliability of predicting the possibility of gas hydrates forming in the sealing device of the downhole lubricator and their removal from the sealing device throughout the entire cycle of work, reliably assessing the sufficiency of the available inhibitor reserves, as well as preventing the creation of an emergency and emergency situation during the formation of gas hydrates with using the technical capabilities of the controller.

Указанный технический результат достигается тем, что в модуле подачи ингибитора в скважинный лубрикатор, содержащим емкость с ингибитором, в которую опущен насосный агрегат, представляющий собой дозировочный плунжерный насос с приводом от асинхронного электродвигателя с частотным регулированием крутящего момента, блок управления, рукав высокого давления для подачи ингибитора в скважинный лубрикатор, датчик давления ингибитора и датчик уровня ингибитора, новым является то, что блок управления содержит сенсорный панельный контроллер с энергонезависимыми часами реального времени, выполненный с возможностью регистрации в режиме реального времени, визуализации, обработки и документирования с записью информации в память контроллера или на сменный носитель показаний датчиков давления ингибитора и уровня ингибитора, расположенных в модуле, при этом контроллер модуля выполнен с возможностью обработки и визуализации показаний датчиков давления, температуры и влажности скважинного флюида, расположенных в скважинном лубрикаторе, а также датчика натяжения геофизического кабеля, расположенного в геофизическом подъемнике или на ролике, закрепленном на скважинном лубрикаторе, и контроля количества ингибитора, подаваемого в инжектор уплотнительного устройства скважинного лубрикатора. Модуль выполнен с возможностью осуществления наполнения емкости ингибитором, для чего может быть снабжен линией подачи ингибитора, например, через патрубок, расположенный в верхней части емкости.The specified technical result is achieved by the fact that in the module for supplying the inhibitor to the well lubricator, containing a container with inhibitor, into which a pumping unit is lowered, which is a dosing plunger pump driven by an asynchronous electric motor with frequency control of torque, a control unit, a high-pressure hose for supplying inhibitor in the downhole lubricator, an inhibitor pressure sensor and an inhibitor level sensor, what is new is that the control unit contains a touch panel controller with a non-volatile real-time clock, capable of real-time registration, visualization, processing and documentation with recording information in the controller memory or on a removable medium of readings from inhibitor pressure and inhibitor level sensors located in the module, wherein the module controller is configured to process and visualize readings from pressure, temperature and humidity sensors of the well fluid located in the well lubricator, as well as a geophysical cable tension sensor located in geophysical lift or on a roller mounted on the downhole lubricator, and control the amount of inhibitor supplied to the injector of the downhole lubricator sealing device. The module is configured to fill the container with inhibitor, for which it can be equipped with an inhibitor supply line, for example, through a pipe located in the upper part of the container.

Конструктивное выполнение модуля обеспечивает возможность оценки и обработки трендов изменения давления и уровня ингибитора в емкости, трендов изменения давления, температуры и влажности скважинного флюида и тренда изменения натяжения геофизического кабеля.The design of the module provides the ability to evaluate and process trends in changes in pressure and inhibitor level in the tank, trends in changes in pressure, temperature and humidity of the well fluid, and trends in changes in the tension of the geophysical cable.

Контроллер, обрабатывая и анализируя тренды показаний датчиков: температуры, давления и влажности скважинного флюида, установленных в скважинном лубрикаторе, с использованием предварительно введенных в память контроллера теоретически рассчитанных номограмм влагосодержания природных газов и значений удельного веса газа в скважине определяет возможность гидратообразования, линии гидратообразования и области, в которых возможно образование газогидратов, а тренд показаний датчика натяжения кабеля в сторону увеличения в процессе записи показаний скважинного прибора, при условии, что в уплотнительном устройстве возможно образование газогидратов, свидетельствует о начале процесса гидратообразования. В этом случае необходимо начать закачку ингибитора в инжектор уплотнительного устройства и продолжить закачку ингибитора до тех пор, пока показания датчика натяжения не вернутся к первоначальным значениям.The controller, processing and analyzing trends in sensor readings: temperature, pressure and humidity of the well fluid installed in the well lubricator, using theoretically calculated nomograms of the moisture content of natural gases and values of the specific gravity of gas in the well pre-entered into the controller’s memory, determines the possibility of hydrate formation, hydrate formation lines and areas , in which the formation of gas hydrates is possible, and the trend of the cable tension sensor readings towards an increase in the process of recording the readings of the downhole instrument, provided that the formation of gas hydrates is possible in the sealing device, indicates the beginning of the hydrate formation process. In this case, it is necessary to start pumping the inhibitor into the injector of the sealing device and continue pumping the inhibitor until the tension sensor readings return to the original values.

Контроллер сопоставляет фактические показания датчика с теоретически рассчитанными для конкретных условий, одновременно определяя по предварительно записанным в память палеткам (характеристики скважинного флюида, термобарические условия) возможность гидратообразования. Если по палеткам гидратообразование невозможно, а фактические показания датчика натяжения превышают теоретически рассчитанные, это свидетельствует о нештатной ситуации, неисправности оборудования или кабеля. В этом случае необходимо остановить работы, выявить и устранить неисправность. Резкое уменьшение показаний датчика натяжения в обоих случаях свидетельствует о неисправностях в системе герметизации геофизического кабеля. В этих случаях необходимо: в случае увеличения натяжения - остановить работы, выявить и устранить неисправность, а случай уменьшения натяжения свидетельствует о начале ликвидации уже образовавшихся газогидратов.The controller compares the actual sensor readings with theoretically calculated ones for specific conditions, while simultaneously determining the possibility of hydrate formation using palettes pre-recorded in memory (well fluid characteristics, thermobaric conditions). If hydrate formation is not possible on the pallets, and the actual readings of the tension sensor exceed the theoretically calculated ones, this indicates an emergency situation, equipment or cable malfunction. In this case, it is necessary to stop work, identify and eliminate the malfunction. A sharp decrease in the readings of the tension sensor in both cases indicates a malfunction in the sealing system of the geophysical cable. In these cases, it is necessary: in the case of an increase in tension, stop work, identify and eliminate the malfunction, and in the case of a decrease in tension, it indicates the beginning of the elimination of already formed gas hydrates.

Таким образом, обеспечивается возможность оптимизации количества, подаваемого в скважинный лубрикатор (инжектор уплотнительного устройства скважинного лубрикатора) ингибитора. Модуль позволяет обеспечивать управление подачей ингибитора в автоматизированном и диалоговом режимах при проведении ГИРС, принятие своевременных мер для снижения рисков и предотвращения нештатных и аварийных ситуаций, объективно оценивать достаточность имеющихся запасов ингибитора для выполнения запланированных работ и возможности геофизического кабеля проходить через уплотнительное устройство без увеличения его натяжения из-за образовавшихся в уплотнительном устройстве газогидратов, а также позволяет осуществлять локальный и удаленный мониторинг технологических параметров модуля.Thus, it is possible to optimize the amount of inhibitor supplied to the downhole lubricator (injector of the downhole lubricator sealing device). The module allows you to control the supply of inhibitor in automated and interactive modes during geological surveys, take timely measures to reduce risks and prevent abnormal and emergency situations, objectively assess the sufficiency of the available reserves of inhibitor to carry out planned work and the ability of the geophysical cable to pass through the sealing device without increasing its tension due to gas hydrates formed in the sealing device, and also allows for local and remote monitoring of the technological parameters of the module.

На фигуре схематично показано исполнение автономного модуля подачи ингибитора в инжектор уплотнительного устройства скважинного лубрикатора.The figure schematically shows the design of an autonomous module for supplying inhibitor to the injector of the sealing device of a well lubricator.

Модуль подачи ингибитора выполнен в виде единой конструкции и содержит емкость 1 с ингибитором, в который опущены насосный агрегат, представляющий собой дозировочный плунжерный насос 2 с приводом от асинхронного электродвигателя 3 с частотным регулированием крутящего момента, блок управления 4, содержащий сенсорный панельный контроллер 5, датчик уровня ингибитора 7, датчик давления ингибитора 6, установленный во входном штуцере 8 линии подачи ингибитора, представляющей собой рукав высокого давления, соединяющий емкость с ингибитором 1 с инжектором 12 уплотнительного устройства 13 скважинного лубрикатора 14.The inhibitor supply module is made in the form of a single structure and contains a container 1 with an inhibitor, into which a pumping unit is lowered, which is a dosing plunger pump 2 driven by an asynchronous electric motor 3 with frequency-controlled torque, a control unit 4 containing a touch panel controller 5, a sensor inhibitor level 7, inhibitor pressure sensor 6 installed in the inlet fitting 8 of the inhibitor supply line, which is a high-pressure hose connecting the container with inhibitor 1 to the injector 12 of the sealing device 13 of the well lubricator 14.

Сенсорный панельный контроллер 5 принимает, визуализирует и обрабатывает информацию, поступающую от датчиков давления 6 и уровня 7 ингибитора, установленных в модуле, датчиков давления 11, температуры 9 и влажности 10 скважинного флюида, установленных в скважинном лубрикаторе 14 и датчика натяжения геофизического кабеля, установленного в каротажном подъемнике или на ролике скважинного лубрикатора (не показан на фиг.) Связь между датчиками, установленными на лубрикаторе и подъемнике с контроллером, осуществляется по радиоканалу или по проводам.Touch panel controller 5 receives, visualizes and processes information coming from pressure sensors 6 and inhibitor level 7 installed in the module, pressure sensors 11, temperature 9 and humidity 10 of well fluid installed in well lubricator 14 and a geophysical cable tension sensor installed in logging lift or on the downhole lubricator roller (not shown in Fig.) Communication between the sensors installed on the lubricator and the lift with the controller is carried out via radio or wires.

Крышка емкости для ингибитора 1 представляет собой основание, на котором смонтированы асинхронный электродвигатель 3 и блок управления 4. Для пополнения емкости в крышке установлен специальный патрубок (не показан на фигуре).The lid of the container for inhibitor 1 is a base on which an asynchronous electric motor 3 and a control unit 4 are mounted. To replenish the container, a special pipe is installed in the lid (not shown in the figure).

Все датчики и контроллер взаимосвязаны и имеют единое программное обеспечение.All sensors and controller are interconnected and have the same software.

Основным технологическим узлом модуля, обеспечивающим решение описанной технической проблемы, является сенсорный панельный контроллер 5, который встроен в блок управления 4. Сенсорный панельный контроллер 5 с энергонезависимыми часами реального времени представляет собой устройство сбора и обработки данных и предназначен для регистрации, визуализации, обработки и документирования технологических параметров подачи ингибитора и показаний датчиков, установленных в скважинном лубрикаторе в режиме реального времени, а также управления подачей ингибитора с целью предупреждения образования газогидратов и управления удалением газогидратов, образующихся в уплотнительном устройстве.The main technological unit of the module, which provides a solution to the described technical problem, is the touch panel controller 5, which is built into the control unit 4. The touch panel controller 5 with a non-volatile real-time clock is a data collection and processing device and is intended for recording, visualization, processing and documentation technological parameters of the supply of inhibitor and readings from sensors installed in the downhole lubricator in real time, as well as control of the supply of inhibitor in order to prevent the formation of gas hydrates and control the removal of gas hydrates formed in the sealing device.

Программное обеспечение контроллера позволяет осуществлять регистрацию уровня ингибитора в емкости, давления ингибитора в линии подачи ингибитора, давления, температуры и влажности скважинного флюида на входе в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора, а также натяжение геофизического кабеля в режиме реального времени, осуществлять их визуализацию, обработку и документирование с записью информации в память контроллера или на сменный носитель. Программное обеспечение контроллера также позволяет автоматически поддерживать заранее заданное давление подачи ингибитора путем регулирования крутящего момента электродвигателя насосного агрегата.The controller software allows you to register the inhibitor level in the tank, the inhibitor pressure in the inhibitor supply line, the pressure, temperature and humidity of the well fluid at the entrance to the well lubricator sealing device, as well as the tension of the geophysical cable in real time, visualize, process and document them with recording information into the controller’s memory or onto removable media. The controller software also allows you to automatically maintain a predetermined inhibitor supply pressure by adjusting the torque of the electric motor of the pumping unit.

В качестве контроллера возможно использование сенсорного панельного контроллера, (например, СП-310Б), имеющего энергонезависимые часы реального времени, последовательный интерфейс RS-485, порт USB для подключения к компьютеру и USB-flash-накопитель, на который поступают сигналы от датчиков давления и уровня ингибитора, датчиков давления, температуры и влажности скважинного флюида и датчика натяжения геофизического кабеля.As a controller, it is possible to use a touch panel controller (for example, SP-310B), which has a nonvolatile real-time clock, an RS-485 serial interface, a USB port for connecting to a computer, and a USB flash drive that receives signals from pressure sensors and inhibitor level, pressure, temperature and humidity sensors of well fluid and geophysical cable tension sensor.

В качестве датчика уровня ингибитора возможно использование, например, магнитного поплавкового индикатора уровня типа ПДУ-2.1-350, работающего в диапазоне температур от минус 20 до плюс 80°С и имеющего максимальную коммутируемую мощность 30 Вт.As an inhibitor level sensor, it is possible to use, for example, a magnetic float level indicator type PDU-2.1-350, operating in the temperature range from minus 20 to plus 80 ° C and having a maximum switching power of 30 W.

В качестве датчика давления ингибитора возможно использование, например, датчика избыточного давления Курант Д И работающего в диапазоне температур от минус 40 до плюс 80°С при давлении до 100 МПа.As an inhibitor pressure sensor, it is possible to use, for example, an excess pressure sensor Kurant D I operating in the temperature range from minus 40 to plus 80 ° C at a pressure of up to 100 MPa.

В качестве датчика давления скважинного флюида возможно использование, например, многопредельного датчика избыточного давления CEHC-QUB-D-RS485 с микропроцессорной обработкой сигнала, предназначенного для преобразования давления в цифровой выходной сигнал, соответствующий стандартному протоколу обмена, работающего в диапазоне температур от минус 50 до плюс 110°С при давлении до 100 МПа.As a well fluid pressure sensor, it is possible to use, for example, a multi-range excess pressure sensor CEHC-QUB-D-RS485 with microprocessor signal processing designed to convert pressure into a digital output signal corresponding to a standard exchange protocol, operating in the temperature range from minus 50 to plus 110°C at pressure up to 100 MPa.

В качестве датчика температуры и влажности скважинного флюида возможно использование, например, датчика температуры и влажности ННТ-IX: 9,5-28 В, работающего в диапазоне температур от минус 40 до плюс 60°С, измеряющего влажность в диапазоне от 0 до 100% относительной влажности.As a temperature and humidity sensor for well fluid, it is possible to use, for example, a temperature and humidity sensor NNT-IX: 9.5-28 V, operating in the temperature range from minus 40 to plus 60 ° C, measuring humidity in the range from 0 to 100% relative humidity.

В качестве датчика натяжения геофизического кабеля возможно использование, например, датчика комплекса по контролю параметров каротажа «КОНПАК» с диапазоном контроля натяжения 0-10000 кгс, имеющего регулируемую установку пределов допустимого натяжения.As a tension sensor for a geophysical cable, it is possible to use, for example, a sensor from the complex for monitoring logging parameters "CONPAK" with a tension control range of 0-10000 kgf, which has an adjustable setting of permissible tension limits.

Модуль подачи ингибитора в скважинный лубрикатор работает следующим образом.The inhibitor supply module to the downhole lubricator operates as follows.

Включают электропитание блока управления 4 с контроллером 5. В контроллер вводят данные об удельном весе скважинного газа, взятые из документов недропользователя, и расчетные значения гидравлического сопротивления узлов, соединяющих емкость с ингибитором с уплотнительным устройством.The power supply to the control unit 4 with controller 5 is turned on. Data on the specific gravity of well gas, taken from the documents of the subsoil user, and the calculated values of the hydraulic resistance of the units connecting the container with the inhibitor to the sealing device are entered into the controller.

Также к контроллеру блока управления 4 по радиоканалу или по проводам подключают датчики, установленные в скважинном лубрикаторе и регистрирующие технологические параметры скважинного флюида: давление, температуру и влажность, а также датчик, регистрирующий натяжение геофизического кабеля, установленный в геофизическом подъемнике или на ролике скважинного лубрикатора.Also, sensors installed in the downhole lubricator and recording technological parameters of the downhole fluid: pressure, temperature and humidity, as well as a sensor recording the tension of the geophysical cable installed in the geophysical lift or on the roller of the downhole lubricator are connected to the controller of the control unit 4 via radio channel or wires.

В процессе выполнения ГИРС контроллер регистрирует тренды показаний всех описанных выше датчиков и, используя ранее введенные в память теоретически рассчитанные номограммы влагосодержания природных газов, а также данные об удельном весе газа в исследуемой скважине, рассчитывает возможность гидратообразования. Например, для газа с удельным весом 0,6 кгс/м³ при давлении 0,6 МПа гидратообразование в уплотнительном устройстве скважинного лубрикатора начинается при температуре - 10°С и влажности 0,4 г/м³.During the execution of the GIRS, the controller records the trends in the readings of all the sensors described above and, using the theoretically calculated nomograms of the moisture content of natural gases previously entered into memory, as well as data on the specific gravity of the gas in the well being studied, calculates the possibility of hydrate formation. For example, for gas with a specific gravity of 0.6 kgf/m ³ at a pressure of 0.6 MPa, hydrate formation in the sealing device of a downhole lubricator begins at a temperature of -10°C and a humidity of 0.4 g/m ³ .

Показания датчиков и сведения о возможности гидратообразования в режиме реального времени выводится на экран дисплея контроллера. Если уплотнительное устройство скважинного лубрикатора в процессе регистрации показаний скважинного прибора регистратором каротажной станции попадает в область возможного гидратообразования, контроллер, анализируя тренд показаний датчика натяжения на подъеме, учитывая при этом тип применяемого геофизического кабеля и конструкцию уплотнительного устройства, определяет необходимость и время начала подачи ингибитора в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора. Если показания датчика натяжения стабильно увеличиваются в течение определенного времени, определяемое типом применяемого геофизического кабеля и конструкцией уплотнительного устройства, включается электропитание электродвигателя 3 и начинается подача ингибитора в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора. Оптимальный режим подачи ингибитора в уплотнительное устройство с целью предотвращения образования гидратов (давление подачи ингибитора) определяется контроллером 5 в результате сопоставления, показаний датчиков, установленных в скважинном лубрикаторе с теоретически рассчитанными для газов различной относительной плотности кривыми. При этом необходимую для расчетов плотность скважинного флюида берут из документов недропользователя.Sensor readings and information about the possibility of hydrate formation are displayed in real time on the controller display screen. If the sealing device of the downhole lubricator, in the process of recording the readings of the downhole tool by the logging station recorder, falls into the area of possible hydrate formation, the controller, analyzing the trend of the readings of the tension sensor on the rise, taking into account the type of geophysical cable used and the design of the sealing device, determines the need and time to start supplying inhibitor to sealing device of a well lubricator. If the readings of the tension sensor steadily increase over a certain time, determined by the type of geophysical cable used and the design of the sealing device, the power supply to the electric motor 3 is turned on and the supply of inhibitor to the sealing device of the downhole lubricator begins. The optimal mode of supplying the inhibitor to the sealing device in order to prevent the formation of hydrates (inhibitor supply pressure) is determined by controller 5 as a result of comparing the readings of sensors installed in the downhole lubricator with curves theoretically calculated for gases of different relative densities. In this case, the density of the well fluid required for calculations is taken from the documents of the subsoil user.

Давление, с которым необходимо подавать ингибитор, рассчитывают контроллером 5, исходя из величины давления скважинного флюида на входе в уплотнительное устройство, регистрируемое датчиком давления 6, установленного в скважинном лубрикаторе, гидравлического сопротивления выходного штуцера 8 подачи ингибитора модуля, рукава высокого давления, соединяющего емкость с ингибитором 1 с инжектором уплотнительного устройства, конструкции инжектора и температуры окружающей среды. Необходимое давление подачи ингибитора в инжектор уплотнительного устройства скважинного лубрикатора устанавливается контроллером 5 путем регулирования крутящего момента электродвигателя 3 привода насоса. Одновременно с началом подачи ингибитора контроллер 5 начинает анализировать тренд датчика уровня 7 ингибитора в емкости 1и продолжает анализировать тренды остальных датчиков.The pressure with which it is necessary to supply the inhibitor is calculated by the controller 5, based on the pressure of the well fluid at the inlet of the sealing device, recorded by the pressure sensor 6 installed in the downhole lubricator, the hydraulic resistance of the output fitting 8 of the module inhibitor supply, the high-pressure hose connecting the container with inhibitor 1 with injector sealing device, injector design and ambient temperature. The required pressure for supplying the inhibitor to the injector of the sealing device of the well lubricator is set by the controller 5 by adjusting the torque of the electric motor 3 of the pump drive. Simultaneously with the start of inhibitor supply, controller 5 begins to analyze the trend of inhibitor level sensor 7 in tank 1 and continues to analyze the trends of other sensors.

Когда натяжение кабеля уменьшается до первоначальной величины, это свидетельствует о разрушении образовавшихся газогидратов и подача ингибитора прекращается.When the cable tension decreases to its original value, this indicates the destruction of the formed gas hydrates and the supply of inhibitor stops.

Показания датчиков, результаты их обработки и управляющие воздействия визуализируются на экране дисплея контроллера и регистрируются в память контроллера или на внешний носитель.Sensor readings, the results of their processing and control actions are visualized on the controller display screen and recorded in the controller’s memory or on external media.

Показания датчиков давления 6 и уровня 7 ингибитора, установленных в емкости 1 модуля, позволяют определять объемный расход ингибитора в единицу времени и управлять насосным агрегатом путем вычисления значений крутящего момента электродвигателя 3 насосного агрегата необходимого для автоматического поддерживания заранее заданного давления подачи ингибитора.The readings of pressure sensors 6 and level 7 of the inhibitor installed in the tank 1 of the module make it possible to determine the volumetric flow rate of the inhibitor per unit time and control the pumping unit by calculating the values of the torque of the electric motor 3 of the pumping unit necessary to automatically maintain a predetermined inhibitor supply pressure.

Зарегистрированные контроллером 5 в режиме реального времени значения уровня ингибитора в емкости 1 заносятся в память контроллера 5 и обрабатываются для оценки достаточности имеющихся запасов ингибитора, необходимых для выполнения запланированных работ, и, с использованием информации от датчика натяжения геофизического кабеля, оценки времени, в течение которого в уплотнительное устройство подается ингибитор для предупреждения гидратообразования и удаления газогидратов.The values of the inhibitor level in tank 1 recorded by controller 5 in real time are entered into the memory of controller 5 and processed to assess the sufficiency of the available reserves of inhibitor required to carry out the planned work, and, using information from the geophysical cable tension sensor, estimate the time during which An inhibitor is supplied to the sealing device to prevent hydrate formation and remove gas hydrates.

В процессе работы модуля осуществляют отслеживание объемного расхода ингибитора и объективно оценивают время, на которое его хватит для завершения запланированного цикла скважинных операций без пополнения емкости, что позволяет прогнозировать потребность ингибитора для выполнения всего цикла работ.During the operation of the module, the volumetric consumption of the inhibitor is monitored and the time for which it will be sufficient to complete the planned cycle of well operations without replenishing the tank is objectively assessed, which makes it possible to predict the need for inhibitor to complete the entire cycle of work.

Возможны случаи, когда уровень ингибитора в емкости, контролируемый датчиком уровня 7 ингибитора снижается до своего предельного значения, обозначенного в руководстве по эксплуатации модуля, тогда контроллер 5 выдает сигнал о необходимости пополнения запасов ингибитора в емкости 1 до нужного уровня или включает систему автоматического пополнения емкости с ингибитором.There may be cases when the inhibitor level in the tank, monitored by inhibitor level sensor 7, decreases to its limit value indicated in the module’s operating manual, then controller 5 issues a signal about the need to replenish the inhibitor reserves in tank 1 to the required level or turns on the automatic tank replenishment system with inhibitor.

При этом модуль переводится из автоматизированного режима в диалоговый и дальнейшие решения принимают сотрудники геофизической партии, обладающие необходимой квалификацией и полномочиями.In this case, the module is transferred from an automated mode to an interactive one, and further decisions are made by employees of the geophysical team who have the necessary qualifications and authority.

Если уплотнительное устройство скважинного лубрикатора не попадает в область возможного гидратообразования, а показания датчика натяжения увеличиваются, то контроллер 5 определяет это как появление нештатной ситуации и подает сигнал о необходимости прекращения спускоподъемных операций до выяснения причин происшедшего. Увеличение показаний датчика натяжения в этом случае связано не с гидратообразованием, а с нештатной работой оборудования или с состоянием геофизического кабеля.If the sealing device of the downhole lubricator does not fall into the area of possible hydrate formation, and the readings of the tension sensor increase, then controller 5 determines this as the occurrence of an emergency situation and sends a signal about the need to stop tripping operations until the causes of the incident are clarified. An increase in the readings of the tension sensor in this case is not associated with hydrate formation, but with abnormal operation of the equipment or with the condition of the geophysical cable.

Пример работы модуляExample of module operation

Сенсорный панельный контроллер 5 блока управления 4 на основании показаний датчиков и информации о составе и характеристиках скважинного флюида определяет возможность образования газогидратов в уплотнительном устройстве 13 скважинного лубрикатора 14. Если такая возможность существует, то контроллер 5 анализирует тренд показаний датчика натяжения геофизического кабеля, определяет необходимое время начала подачи ингибитора в уплотнительное устройство.The touch panel controller 5 of the control unit 4, based on sensor readings and information about the composition and characteristics of the well fluid, determines the possibility of formation of gas hydrates in the sealing device 13 of the well lubricator 14. If such a possibility exists, then the controller 5 analyzes the trend of the geophysical cable tension sensor readings and determines the required time starts supplying the inhibitor to the sealing device.

Контроллер 5 собирает, анализирует и обрабатывает информацию, полученную от датчиков и, на основе результатов обработки информации, отправляет по электрическому кабелю управляющий сигнал, обеспечивающий регулирование крутящего момента электродвигателя 3 насоса 2, тем самым, устанавливая на выходе штуцера 8 выбранное давление.The controller 5 collects, analyzes and processes information received from the sensors and, based on the results of information processing, sends a control signal via an electric cable to regulate the torque of the electric motor 3 of pump 2, thereby setting the selected pressure at the output of fitting 8.

При необходимости запас ингибитора в емкости 1 может быть пополнен. Возможно автоматическое или ручное пополнение емкости 1 из отдельного источника Источником пополнения (не показан на фиг.), может быть резервуар, бак или контейнер. Линия пополнения емкости 1 с ингибитором может, например, представлять собой съемный шланг, связанный с источником пополнения. Стопорный клапан закрывается, когда емкость с ингибитором полна, предотвращая переполнение. Таким образом, емкость с ингибитором может пополняться по мере необходимости, позволяя модулю работать в течение требуемого периодаIf necessary, the inhibitor supply in container 1 can be replenished. Automatic or manual replenishment of container 1 from a separate source is possible. The source of replenishment (not shown in the figure) can be a reservoir, tank or container. The refill line for the inhibitor container 1 may, for example, be a detachable hose connected to a refill source. The stop valve closes when the inhibitor reservoir is full, preventing overfilling. In this way, the inhibitor tank can be replenished as needed, allowing the module to operate for the required period

Программное обеспечение контроллера имеет интуитивно понятный интерфейс, разработанный специально для сенсорного дисплея, что позволяет упростить управление модулем, сконцентрировав органы управления и индикации в одном месте.The controller software has an intuitive interface designed specifically for the touch display, which simplifies the management of the module by concentrating the controls and displays in one place.

Программное обеспечение контроллера в режиме реального времени осуществляет:The controller software performs in real time:

выбор одного из двух режимов работы модуля: автоматический режим поддержания предварительно установленного давления подачи ингибитора в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора или диалоговый режим изменения параметров подачи ингибитора в ручном режиме;selection of one of two modes of operation of the module: automatic mode of maintaining a preset inhibitor supply pressure into the sealing device of the downhole lubricator or interactive mode of changing inhibitor supply parameters in manual mode;

визуализацию текущих показаний датчиков, результатов обработки тренда показаний датчиков, значений технологических параметров подачи ингибитора и результатов их обработки;visualization of current sensor readings, results of processing the trend of sensor readings, values of technological parameters of inhibitor supply and the results of their processing;

управление электродвигателем насосного агрегата;control of the electric motor of the pump unit;

регистрацию технологических параметров подачи ингибитора в режиме реального времени, а также их документирование с записью информации в память контроллера или на сменный носитель.registration of technological parameters of inhibitor supply in real time, as well as their documentation with recording of information in the controller’s memory or on removable media.

Испытания модуля показали, что технологические параметры его работы регистрируются и обрабатываются без искажений.Tests of the module have shown that the technological parameters of its operation are recorded and processed without distortion.

Заявляемый модуль подачи ингибитора в скважинный лубрикатор обеспечивает прогнозирование возможности образования газогидратов, ликвидацию образующихся газогидратов, оптимизацию количества ингибитора, подаваемого в скважину в процессе геофизических исследований и работ, контроль и поддержание заданных параметров, благодаря чему повышается надежность эксплуатации скважинного лубрикатора, снижается вероятность рисков осложнений, нештатных и аварийных ситуаций в процессе работы модуля.The inventive module for supplying an inhibitor to a well lubricator ensures prediction of the possibility of formation of gas hydrates, elimination of the resulting gas hydrates, optimization of the amount of inhibitor supplied to the well during geophysical research and work, control and maintenance of specified parameters, thereby increasing the reliability of operation of the well lubricator, reducing the likelihood of risks of complications, abnormal and emergency situations during the operation of the module.

Таким образом, конструктивное выполнение модуля обеспечивает решение поставленных задач: регистрация, визуализация и обработка информации от датчиков, прогнозирование возможности образования газогидратов, ликвидации образующихся газогидратов и регистрация этого процесса, автоматизированное или диалоговое управление процессом подачи ингибитора, выбор, установка и регистрация значений крутящего момента электродвигателя насосного агрегата в режиме реального времени, отображение всей необходимой для выполнения работ информации на экране дисплея в режиме реального времени, а также документирование информации с записью в память контроллера или на сменный носитель.Thus, the constructive implementation of the module ensures the solution of the assigned tasks: registration, visualization and processing of information from sensors, forecasting the possibility of formation of gas hydrates, elimination of the resulting gas hydrates and registration of this process, automated or interactive control of the inhibitor supply process, selection, installation and registration of electric motor torque values pumping unit in real time, displaying all the information necessary to perform the work on the display screen in real time, as well as documenting information recorded in the controller’s memory or on removable media.

Автономный модуль подачи ингибитора в скважинный лубрикатор позволяет проводить ГИРС в скважинах действующего фонда газовых месторождений и подземных хранилищ газа в условиях низких температур окружающей среды. Встроенный в блок управления автономного модуля контроллер, выполненный с возможностью регистрации в режиме реального времени, визуализации и обработки сигналов, поступающих от датчиков давления ингибитора и уровня ингибитора, установленных в модуле, датчиков давления, температуры и влажности скважинного флюида, расположенных в скважинном лубрикаторе, а также датчиков натяжения геофизического кабеля, расположенных в геофизическом подъемнике или на ролике, закрепленном на скважинном лубрикаторе, обеспечивает прогнозирование возможности гидратообразования в уплотнительном устройстве скважинного лубрикатора и автоматическую регулировку количества ингибитора, подаваемого в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора с целью предотвращения образования газогидратов, а также ликвидировать газогидраты, уже образовавшиеся в уплотнительном устройстве.An autonomous module for supplying an inhibitor to a downhole lubricator makes it possible to carry out hydraulic logging in wells of existing gas fields and underground gas storage facilities in conditions of low ambient temperatures. A controller built into the control unit of the autonomous module, capable of registering in real time, visualizing and processing signals coming from inhibitor pressure and inhibitor level sensors installed in the module, pressure, temperature and humidity sensors of well fluid located in the well lubricator, and also geophysical cable tension sensors located in the geophysical lift or on a roller mounted on the downhole lubricator, provides prediction of the possibility of hydrate formation in the sealing device of the downhole lubricator and automatic adjustment of the amount of inhibitor supplied to the sealing device of the downhole lubricator in order to prevent the formation of gas hydrates, as well as eliminate gas hydrates , already formed in the sealing device.

Claims

A module for supplying an inhibitor to a downhole lubricator, characterized in that it contains a container with an inhibitor into which a pumping unit is lowered, consisting of an actuator in the form of a dosing plunger pump driven by an asynchronous electric motor and a control unit mounted on the lid of the container with an inhibitor and interconnected with the possibility of frequency control of torque, and a high-pressure hose for supplying the inhibitor to the sealing device of the downhole lubricator, connected by an inlet fitting to the inhibitor tank, an inhibitor pressure sensor installed in the inlet fitting of the high-pressure hose, and an inhibitor level sensor installed in the tank with the inhibitor , additionally, a touch panel controller is built into the control unit, capable of registering in real time, visualizing and processing signals coming from inhibitor pressure and inhibitor level sensors installed in the module, as well as pressure, temperature and humidity sensors of the well fluid located in downhole lubricator, and geophysical cable tension sensors located in the geophysical lift or on a roller mounted on the downhole lubricator, and controlling the supply of inhibitor by adjusting the torque of the electric motor of the pump unit.