СПОСОБ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR THERMAL EFFECT ON BOTTOMHOLE FORMATION ZONE WITH HIGH-VISCOSITY OIL AND DEVICE THEREFOR

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, в том числе для снижения выпадения асфальтосмолопарафиновых веществ при отборе разогретой высоковязкой нефти и разрушения эмульсии.
Известен способ теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями (патент RU №2378504, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2010 г., бюл. №1), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал пласта с последующим разогревом и отбором разогретой продукции из скважины. Нагрев продукции скважин дополнительно осуществляют и при подъеме ее по колонне НКТ, причем добычу разогретой продукции скважин ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в пласт, объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в пласт, в каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в пласт в несколько раз меньше объема добытой продукции из скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкий темп отбора продукции из пласта, так как часть добытой разогретой продукции из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта. Кроме того, на устье необходимо постоянно подогревать уже поднятую на поверхность высоковязкую нефть, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт;
- во-вторых, низкая эффективность, так как реализация способа ведется с помощью штангового (плунжерного) насоса без учета вязкости отбираемой высоковязкой нефти, значение которой варьируется в широких пределах от 30 до 500 мПа·с, поэтому при высокой вязкости нефти (выше 200 мПа·с) высока вероятность зависания привода (колонны штанг) и, как следствие, отказа в реализации способа;
- в-третьих, ограниченные функциональные возможности реализации способа, так как он не позволяет извлекать разогретую продукцию (высоковязкую нефть) при высоком содержании парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти (более 15%), интенсивно откладывающихся на внутренних стенках колонны НКТ и колонне штанг за счет выделения парафиновых и асфальто-смолистых веществ из высоковязкой нефти при остывании разогретой продукции в процессе ее подъема по колонне НКТ при температуре 40°C и ниже, а также наличия высокостойкой эмульсии, препятствующей снижению вязкости высоковязкой нефти. Все это приводит к повышению нагрузки на привод насоса и к его отключению;
- в-четвертых, высокие тепловые потери, так как штанговый насос расположен гораздо выше пласта, а пакер установлен под штанговым насосом, вследствие чего тепло уходит в надпакерное пространство выше пакера.
Также известно устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями (патент RU №2378504, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2010 г., бюл. №1), включающее скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенный на колонне НКТ, при этом колонна НКТ выше скважинного электродвигателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине снабжена пакером, герметично разделяющим межколонное пространство скважины, при этом ниже пакера и выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены входные каналы, а выше входных каналов в колонне НКТ установлен вставной глубинный насос, причем колонна снизу заглушена, при этом колонна НКТ снаружи выше пакера снабжена соединенными с токопроводом дополнительными электронагревателями, которые установлены на расстоянии, достаточном для поддержания продукции скважины в нагретом и текучем состоянии.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, низкая надежность работы, обусловленная невозможностью прямой или обратной промывки колонны НКТ и колонны штанг в процессе работы устройства, что ведет к отказу в работе устройства;
- во-вторых, высокие затраты для обслуживания устройства в работе, обусловленные тем, что перед закачкой разогретой продукции обратно в пласт необходимо приподнимать плунжер из цилиндра вставного штангового насоса. Таким образом, для периодической закачки, как описано в способе, бригада текущего ремонта скважины и подъемный агрегат должны быть привязаны к данной скважине на весь период работы устройства;
- в-третьих, высокие энергетические затраты, связанные с постоянной работой электронагревателя и с дополнительным подогреванием высоковязкой нефти на устье скважины перед обратной закачкой в пласт.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ теплового воздействия на нефтяной пласт (патент РФ №2379495, МПК Е21В 43/24, Е21В 36/04, опубл. 20.01.2010 г., бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал нефтяного пласта и отбор разогретой продукции из скважины. Отбор разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, при этом объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт. В каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность, так как реализация способа ведется с помощью штангового (плунжерного) насоса без учета вязкости отбираемой высоковязкой нефти, значение которой варьируется в широких пределах от 30 до 500 мПа·с, поэтому при высокой вязкости нефти (выше 200 мПа·с) высока вероятность зависания привода (колонны штанг) и, как следствие, отказа в реализации способа;
- во-вторых, низкий темп отбора продукции из пласта, так как часть добытой разогретой продукции из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта. Кроме того, на устье необходимо постоянно подогревать уже поднятую на поверхность высоковязкую нефть, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт;
- в-третьих, ограниченные функциональные возможности реализации способа, так как он не позволяет извлекать разогретую продукцию (высоковязкую нефть) при высоком содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 15%), интенсивно откладывающихся на внутренних стенках колонны НКТ и колонне штанг за счет выделения асфальтосмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти при остывании разогретой продукции в процессе ее подъема по колонне НКТ при температуре 40°C и ниже, а также наличия высокостойкой эмульсии, препятствующей снижению вязкости высоковязкой нефти. Все это приводит к повышению нагрузки на привод насоса и к его отключению;
- в-четвертых, высокие тепловые потери, так как штанговый насос расположен выше пакера, отсюда резкий уход тепла в надпакерное пространство скважины до достижения разогретой высоковязкой нефтью приема насоса.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для теплового воздействия на нефтяной пласт (патент РФ №2379495, МПК Е21В 43/24, Е21В 36/04, опубл. 20.01.2010 г., бюл. №2), включающее скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенный на колонне НКТ, причем колонна НКТ выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине снабжена пакером, герметично разделяющим межколонные пространства скважины, при этом ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос, причем колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, низкая надежность работы, обусловленная невозможностью прямой или обратной промывки колонны НКТ и колонны штанг в процессе работы устройства, что ведет к отказу в работе устройства;
- во-вторых, высокие затраты для обслуживания устройства в работе, обусловленные тем, что перед закачкой разогретой продукции обратно в пласт необходимо приподнимать плунжер из цилиндра вставного штангового насоса. Таким образом, для периодической закачки, как описано в способе, бригада текущего ремонта скважины и подъемный агрегат должны быть привязаны к данной скважине на весь период работы устройства;
- в-третьих, высокие энергетические затраты, связанные с наличием в конструкции нагревателей, расположенных на устье скважины для дополнительного подогревания высоковязкой нефти на устье скважины перед обратной закачкой в пласт.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности реализации способа теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, увеличение темпа отбора продукции с возможностью отбора высоковязкой нефти с большим содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 15%) и снижение тепловых потерь, а также повышение надежности работы устройства, снижение затрат на обслуживание устройства и энергетических затрат при работе устройства.
Поставленные технические задачи решаются способом теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, включающим спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал пласта с высоковязкой нефтью с последующим разогревом и добычей разогретой продукции насосом из скважины.
3
Новым является то, что перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, при вязкости высоковязкой нефти свыше 200 мПа·с и содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 15% в скважину по капиллярному трубопроводу дозировочным насосом подают химическую смесь, состоящую из растворителя в объеме 1% от объема добываемой продукции из скважины и деэмульгатора в объеме 0,15 кг/м от объема высоковязкой нефти в добываемой продукции из скважины, электронагреватель размещают напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, а насос - над электронагревателем, причем в качестве насоса применяют винтовой насос с трубным якорем, включают станцию, питающую электронагреватель, и производят прогревание призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью электронагревателем в течение 3 ч, после чего запускают в работу привод винтового насоса с одновременной подачей дозировочным насосом по капиллярному трубопроводу химической смеси на выход винтового насоса, причем при увеличении нагрузки по току на привод винтового насоса до 35 А подачу химической смеси на выход винтового насоса увеличивают до 15 л/ч, а при снижении нагрузки по току на привод винтового насоса до 12 А подачу химической смеси на выход винтового насоса уменьшают до 5 л/ч.
Также поставленные технические задачи решаются устройством для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, включающим скважинный электронагреватель с токопроводом, установленный на нижнем конце заглушенной снизу колонны НКТ, пакер, герметично разделяющий межколонное пространство скважины, штанговый насос, входные радиальные отверстия, выполненные в колонне НКТ.
Новым является то, что устройство на устье скважины оснащено дозировочным насосом, соединенным с капиллярным трубопроводом, спущенным в скважину и закрепленным на наружной поверхности колонны НКТ совместно с токопроводом клямсами, при этом в составе колонны НКТ выше электронагревателя размещен насос, выполненный винтовым, оснащенный трубным якорем, фиксирующим колонну НКТ на забое скважины, причем ниже электронагревателя, но выше заглушки в колонне НКТ выполнены входные радиальные отверстия, а в колонне НКТ выше винтового насоса выполнен радиальный канал, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода.
На чертеже схематично изображены предлагаемый способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления в момент отбора разогретой продукции скважины.
Проблема при освоении и эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью (вязкостью от 200 до 500 мПа·с) заключается в том, что естественные изотермические условия практически не обеспечивают необходимой подвижности высоковязкой нефти во время фильтрации по пласту и притока в скважину.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ.
Для этого производят отбор проб высоковязкой нефти из скважины 1 с помощью глубинного пробоотборника (не показан). В качестве глубинного пробоотборника применяют любое известное устройство.
Выполняют анализ отобранных проб высоковязкой нефти и определяют вязкость высоковязкой нефти, а также содержание асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти.
При вязкости нефти свыше 200 мПа·с и при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 15% для отбора высоковязкой нефти применяют винтовой насос 2.
Например, вязкость отобранной пробы высоковязкой нефти составляет 300 мПа·с, а содержание асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти составляет 17%.
В скважину 1 по капиллярному трубопроводу 3 дозировочным насосом 4 подают химическую смесь, состоящую из растворителя в объеме 1% от объема добываемой продукции из скважины и деэмульгатора в объеме 0,15% от объема высоковязкой нефти в добываемой продукции из скважины 1.
В качестве химического реагента применяют любой известный растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти, исключающий их выпадение из высоковязкой нефти и оседание в пространстве между внутренними стенками колонны НКТ 5 и колонной штанг в процессе подъема по колонне НКТ 5.
Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) предназначен для удаления асфальтосмолопарафиновых веществ из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта. Продукт представляет собой композицию на основе неионогенного блоксополимера, окиси этилена и пропилена (активная основа) в органическом растворителе.
Деэмульгатор предназначен для разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий с большим содержанием смол и парафинов. Обеспечивает высокую скорость отделения воды при температурах 18-20°C и значительную глубину обезвоживания нефти при температурах 35-40°C и обладает свойствами ингибитора парафиноотложений.
Перед приготовлением химической смеси определяют объемы компонентов химической смеси: растворителя и деэмульгатора, дозируемых в скважину 1 по капиллярному трубопроводу 3 в течение сут.
3
Например, по результатам замеров объем продукции (высоковязкая нефть и вода), добываемой из скважины 1 за одни сут, составляет 20 м.
3
3
Обводненность продукции составляет 70%, т.е. в объеме добываемой продукции из скважины - 70% вода, остальное (100%-70%=30%) - высоковязкая нефть. Таким образом, суточный объем по высоковязкой нефти составляет (30%·20 м/100%)=6,0 м.
3
3
Определяют объем растворителя, подаваемого в скважину 1 по капиллярному трубопроводу 3 в течение одних сут (1%·20 м/100%)=0,2 м.
Определяют объем деэмульгатора, подаваемого в скважину 1 по капиллярному трубопроводу 3 в течение одних сут.
3
3
Сначала определяют общую массу деэмульгатора (для разрушения эмульсии высоковязкой нефти) на суточный объем отбора высоковязкой нефти: m=0,15 кг/м·6,0 м=0,9 кг.
3
3
3
Примем плотность деэмульгатора 0,95 кг/м (см. табл. 2), тогда объем деэмульгатора: V=m/ρ=0,9 кг/0,95 кг/м=0,00855 м.
3
3
На устье скважины 1 в блок реагентов (не показан) заливают растворитель в объеме 0,2 м и деэмульгатор в объеме 0,00855 м.
Полученную химическую смесь перемешивают в блоке реагентов и переливают в бак дозировочного насоса 4.
Данный способ, благодаря анализу отобранных проб, в зависимости от вязкости нефти (свыше 200 мПа·с) и содержания асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти позволяет определить диапазон вязкости нефти, при котором происходит оптимальная работа винтового насоса 2 для отбора высоковязкой нефти, что не учитывается в прототипе и приводит к зависанию привода насоса. Это повышает эффективность реализации способа.
После чего в скважину 1 на нижнем конце заглушенной снизу колонны НКТ 5 спускают трубный якорь 6 винтового насоса 2, затем выше заглушки 7 (снизу вверх) размещают скважинный электронагреватель 8, например электронагреватель, описанный в патенте RU №2198284, МПК Е21В 36/04, Е21В 43/24, опубл. 10.02.2003 г., бюл. №4, с токопроводом 9, статором 10 винтового насоса 2 и капиллярным трубопроводом 3.
Трубный якорь 6 спускают до упора в забой 11 скважины 1, после чего колонну НКТ 5 разгружают на забой 11 скважины 1 на вес колонны НКТ, например, 12 т.
Электронагреватель 8 устанавливают напротив интервалов перфорации 12 пласта с высоковязкой нефтью 13, а винтовой насос 2 размещают выше электронагревателя 8, например, на расстоянии 5 м, при этом входные радиальные отверстия 14 колонны НКТ 5 расположены ниже пласта с высоковязкой нефтью 13, например, на расстоянии 1 м.
При таком взаимном расположении электронагревателя 8 и входных радиальных отверстий 14 колонны НКТ 5 интервалы перфорации 12 пласта с высоковязкой нефтью 13 омываются горячей нефтью в процессе отбора, что исключает кольматирование призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью 13. Кроме того, разогретая высоковязкая нефть после попадания через входные радиальные отверстия 14 проходит дополнительный подогрев в колонне НКТ 5 внутри электронагревателя 8. Таким образом, повышается эффективность отбора разогретой высоковязкой нефти и исключается обратная закачка в пласт высоковязкой нефти 13, отобранной из скважины.
После чего спускают в скважину 1 ротор 15 винтового насоса 2 на колонне штанг 16. Подгоняют ротор 15 в статор 10 винтового насоса 2.
Включают скважинный электронагреватель 8 посредством питающей станции 17, расположенной на устье скважины 1, и с помощью электронагревателя 8 производят прогревание призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью 13 в течение 3 ч.
По истечении 3 ч запускают в работу привод (не показан) винтового насоса 2 (см. чертеж), т.е. вращают колонну штанг 16 и производят добычу разогретой продукции по колонне НКТ 5 из скважины 1 с одновременной подачей дозировочным насосом 4, расположенным на устье скважины 1, по капиллярному трубопроводу 3 химической смеси на выход винтового насоса 2, например с подачей 10 л/ч и нагрузкой на привод винтового насоса 2 по току 23 А.
Подача химической смеси на выход винтового насоса 2 исключает негативное воздействие компонентов химической смеси растворителя и деэмульгатора на эластомер винтового насоса.
Подачу химической смеси на выход винтового насоса 2 осуществляют через наконечник (не показан), размещенный в радиальном канале 18, выполненный в колонне НКТ 5 выше винтового насоса 2, например, на 3 м.
Подъем высоковязкой нефти, разогретой электронагревателем 8, осуществляют винтовым насосом 2 по колонне НКТ 5 и далее в выкидной трубопровод 19.
Предлагаемый способ в отличие от прототипа позволяет производить отбор высоковязкой нефти с вязкостью свыше 200 мПа·с и содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 15% за счет дозированной подачи насосом по капиллярному трубопроводу внутрь колонны НКТ 5 на выход винтового насоса 2 химической смеси, состоящей из растворителя и деэмульгатора. Растворитель снижает выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и, как следствие, их оседание в пространстве между внутренними стенками колонны НКТ 5 и колонной штанг 16 в процессе подъема по колонне НКТ 5, а деэмульгатор разрушает стойкую высоковязкую эмульсию в колонне НКТ 5 в процессе подъема высоковязкой нефти. По итогам промысловых испытаний в скважине в результате совместного действия этих химических реагентов (растворителя и деэмульгатора) вязкость нефти снизилась в четыре раза, т.е. с 250 мПа·с, как указано выше, до 62,5 мПа·с.
В процессе отбора разогретой продукции возможны изменения нагрузки на привод винтового насоса 2 вследствие изменения вязкости высоковязкой нефти.
При увеличении нагрузки по току на привод винтового насоса 2, например, до 35 А, подачу химической смеси на выход винтового насоса 2 увеличивают, например, до 15 л/ч, в результате снижаются вязкость отбираемой высоковязкой нефти и нагрузка на привод винтового насоса 2.
И наоборот, при снижении нагрузки по току на привод винтового насоса 2, например, до 12 А, подачу химической смеси на выход винтового насоса 2 снижают, например, до 5 л/ч, в результате увеличиваются вязкость отбираемой высоковязкой нефти и нагрузка на привод винтового насоса 2. Таким образом, осуществляют реализацию способа до окончания химической смеси в емкости дозировочного насоса 4, расположенного на устье скважины 1. По мере израсходования химической смеси из емкости дозировочного насоса 4 готовят новую химическую смесь, как описано выше, и доливают ее в емкость дозировочного насоса 4.
Подача химической смеси на выход винтового насоса 2 исключает негативное влияние химической смеси на эластомер винтового насоса 2.
Устройство для теплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью включает трубный якорь 6, установленный на нижнем конце заглушенной снизу заглушкой 7 колонны НКТ 5, скважинный электронагреватель 8 с токопроводом 9, винтовой насос 2, а также входные радиальные отверстия 14, выполненные в колонне НКТ 5 выше заглушки 7, но ниже электронагревателя 8.
Устройство на устье скважины 1 оснащено дозировочным насосом 4, соединенным с капиллярным трубопроводом 3, спущенным в скважину 1 и закрепленным на наружной поверхности колонны НКТ 5 совместно с токопроводом 9 клямсами (не показаны).
Выше электронагревателя 8 на колонне НКТ 5 размещен винтовой насос 2, состоящий из статора 10 и ротора 15, причем выше винтового насоса 2 в колонне НКТ 5 выполнен радиальный канал 18, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода 3. Ротор 15 винтового насоса 2 соединен с колонной штанг 16, т.е. с приводом винтового насоса 2.
На устье скважины токопровод 9 электронагревателя 8 соединен со станцией питания 17.
Устройство работает следующим образом.
Устройство монтируют в скважине 1, как показано на чертеже.
Включают станцию питания 17 электронагревателя 8 и производят прогревание призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью 13 в интервале перфорации 12 в течение 3 ч. В течение этого времени высоковязкая нефть, находящаяся в призабойной зоне пласта 11, нагревается, снижается ее вязкость и через интервалы перфорации 12 поступает на забой 11 скважины 1.
На устье скважины 1 готовят химическую смесь, состоящую из растворителя и деэмульгатора, с целью дозированной подачи по капиллярному трубопроводу 3 на выход винтового насоса и заливают ее в емкость дозировочного насоса 4.
В качестве растворителя применяют любой известный состав, способный снизить выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти, а в качестве деэмульгатора применяют известный состав, способный разрушить эмульсию высоковязкой нефти.
Через 3 ч запускают в работу привод (не показан), т.е. придают вращение колонне штанг 16 винтового насоса 2 и одновременно включают дозировочный насос 4.
Производят одновременную добычу разогретой электронагревателем 8 продукции, которая с забоя 11 через входные радиальные отверстия 14 попадает внутрь колонны НКТ 5 выше заглушки 7 и через внутренний канал электронагревателя попадает на прием винтового насоса 2, а также дозированную закачку химического реагента по капиллярному трубопроводу 3 на выход винтового насоса 2 через наконечник (не показан), размещенный в радиальном канале 18, с подачей 10 л/ч и нагрузкой на привод винтового насоса 2 по току 23 А.
Подъем разогретой электронагревателем 8 высоковязкой нефти осуществляется винтовым насосом 2 по колонне НКТ 5 и далее в выкидной трубопровод 19.
В процессе отбора разогретой продукции происходит изменение нагрузки на привод винтового насоса 2 вследствие изменения вязкости отбираемой высоковязкой нефти из пласта 13.
Так, при увеличении нагрузки по току на привод винтового насоса 2, например, до 35 А, подачу химической смеси на выход винтового насоса 2 увеличивают до 15 л/ч, в результате снижаются вязкость отбираемой высоковязкой нефти и нагрузка по току на привод винтового насоса 2 до 23 А.
И наоборот, при снижении нагрузки по току на привод винтового насоса 2, например, до 12 А, подачу химической смеси на выход винтового насоса 2 снижают, например, до 5 л/ч, в результате увеличиваются вязкость отбираемой высоковязкой нефти и нагрузка по току на привод винтового насоса 2 до 25 А.
Повышается надежность работы, так как регулируемая подача химической смеси: растворителя и деэмульгатора, позволяет снизить нагрузку на привод и исключить отложения высоковязкой нефти в пространстве между колоннами НКТ 5 и штанг 16 выше винтового насоса 2 и, как следствие, необходимость проведения очистки оборудования (колонны НКТ 5, колонны штанг 16), т.е. подъем и вывоз оборудования на базу производственного обслуживания с целью очистки оборудования.
В предлагаемом устройстве из конструкции исключены нагреватели для дополнительного подогревания высоковязкой нефти на устье скважины перед обратной закачкой в пласт, как описано в прототипе. Это позволяет в 2-3 раза сократить затраты на электроэнергию, т.е. снизить энергетические затраты.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность реализации, определить вязкость высоковязкой нефти для оптимальной работы винтового насоса, а также обеспечить возможность отбора высоковязкой нефти с большим содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 15%).
Предлагаемая конструкция устройства позволяет повысить надежность работы, снизить материальные и энергетические затраты.