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.
Известен способ теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями (патент RU №2378504, МПК E21B 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 300 мПа·с, поэтому при высокой вязкости нефти (выше 200 мПа·с) высока вероятность заклинивания плунжера штангового насоса 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 асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 10%), 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. 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 уходит тепло в надпакерное пространство выше пакера.
А также известно устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями (патент RU №2378504, МПК E21B 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 E21B 43/24, E21B 36/04, опубл. 20.01.2010 г., бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал нефтяного пласта, разогрев 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 300 мПа·с, поэтому при высокой вязкости нефти (выше 200 мПа·с) высока вероятность заклинивания плунжера штангового насоса 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 10%), 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. 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 E21B 43/24, E21B 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 постоянной работой электронагревателя и с дополнительным подогреванием 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, а также увеличение темпа отбора продукции из скважины с содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 10%), снижение тепловых потерь, 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, разогрев и отбор разогретой продукции штанговым насосом из скважины.
Новым является то, что перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, при вязкости высоковязкой нефти до 200 мПа·с и при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 10% для отбора высоковязкой нефти применяют вставной глубинный штанговый насос, при этом в скважину дополнительно по капиллярному трубопроводу подают химический растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ, причем в процессе спуска электронагреватель размещают напротив подошвы пласта, а насос - над электронагревателем, пакер устанавливают на расстоянии 3 м выше приема штангового насоса, включают станцию, питающую электронагреватель, и производят прогревание призабойной зоны пласта в течение 24 ч, после чего запускают в работу привод штангового насоса с одновременным дозированием на прием штангового насоса химического реагента по капиллярному трубопроводу, причем в процессе отбора разогретой продукции при увеличении нагрузки на привод штангового насоса выше допустимого значения привод штангового насоса отключают, а подачу химического реагента по капиллярному трубопроводу прекращают и производят обратную промывку пространства между внутренней стенкой колонны НКТ и колонной штанг до ее очистки.
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, вставной глубинный штанговый насос, 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 клямсами на наружной поверхности колонны НКТ совместно с токопроводом, при этом выше электронагревателя размещен вставной глубинный штанговый насос, а пакер размещен выше штангового насоса, причем выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а между радиальными отверстиями и насосом выполнен радиальный канал, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода, при этом в составе колонны НКТ выше пакера установлен обратный клапан, пропускающий жидкость из затрубного пространства в колонну НКТ.
На фиг. 1 схематично изображены предлагаемый способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления в момент отбора разогретой продукции скважины.
На фиг. 2 схематично изображены предлагаемый способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления в момент промывки скважины.
Проблема при освоении и эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью (вязкостью от 30 до 200 мПа·с) заключается в том, что естественные изотермические условия практически не обеспечивают необходимой подвижности высоковязкой нефти во время фильтрации по пласту и притоку 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 (см. фиг. 1) с помощью глубинного пробоотборника (на фиг. 1 и 2 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 высоковязкой нефти до 200 мПа·с и при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 10% для отбора высоковязкой нефти применяют вставной глубинный штанговый насос 2, при этом в скважину дополнительно по капиллярному трубопроводу 3 подают химический растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ. Например, вязкость отобранной пробы высоковязкой нефти составляет 150 мПа·с, а содержание асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти - 12%.
В качестве химического реагента применяют любой известный растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти, исключающий выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и их оседание в пространстве между внутренними стенками колонны НКТ и колонной штанг в процессе подъема по колонне НКТ 4, например, применяют растворитель парафинов нефтяной или растворитель «Интат».
Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) «Интат» 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.
Данный способ, благодаря анализу отобранных проб, в зависимости от вязкости высоковязкой нефти (до 200 мПа·с) и содержанию асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти позволяет определить диапазон вязкости нефти, при котором происходит оптимальная работа штангового (плунжерного) насоса 2 для отбора высоковязкой нефти, что не учитывается в прототипе и приводит к заклиниванию плунжера штангового насоса 2. Это повышает эффективность реализации предлагаемого способа.
После чего в скважину 1 на заглушенной снизу колонне НКТ 4 (снизу вверх) спускают скважинный электронагреватель 5 (например, электронагреватель, описанный в патенте RU №2198284, МПК E21B 36/04, E21B 43/24, опубл. 10.02.2003 г., бюл. №4) с токопроводом 6 и капиллярным трубопроводом 3, насосом 2, пакером 7 и обратным клапаном 8.
Пакер 7 размещают на колонне НКТ 4 выше электронагревателя 5, при этом электронагреватель 5 устанавливают напротив подошвы 9 пласта с высоковязкой нефтью 10, а насос 2 размещают выше электронагревателя 5, например напротив кровли 11 пласта с высоковязкой нефтью 10.
Пакер 7 устанавливают на расстоянии 3 м выше приема насоса 2, что позволяет в 1,5-2 раза снизить потери тепла, т.е. уход тепла в надпакерное пространство скважины. При таком взаимном расположении оборудования (электронагревателя 5 и насоса 2) относительно прогреваемого пласта с высоковязкой нефтью 10 вся толщина пласта с высоковязкой нефтью 10 омывается горячей нефтью в процессе отбора, что исключает кольматирование призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью 10.
Обратный клапан 8 сообщает затрубное пространство 12 с внутренним пространством колонны НКТ 4 при создании в затрубном пространстве 12 избыточного давления, например 7,0 МПа, но не больше допустимого на эксплуатационную колонну скважины 1.
После чего спускают в скважину вставной глубинный штанговый насос 2. Включают скважинный электронагреватель 5 посредством питающей станции 13, расположенной на устье скважины 1. Электронагреватель 5 прогревает призабойную зону 14 пласта высоковязкой нефтью 10 в течение 24 ч.
Практика использования электропрогрева призабойной зоны пласта показывает, что температура на забое стабилизируется после 24 ч непрерывного прогрева.
По истечении 24 ч запускают в работу привод (например, станок-качалку) (на фиг. 1 и 2 не показан) штангового насоса 2 (см. фиг. 1) и производят добычу разогретой продукции по колонне НКТ 4 из скважины 1 с одновременным дозированием на прием штангового насоса 2 химического реагента (растворителя асфальтосмолопарафиновых веществ) по капиллярному трубопроводу 3 с помощью дозировочного насоса 15, расположенного на устье скважины 1, с расходом, например, 10 л/ч.
Штанговый насос 2 перекачивает продукцию (разогретую высоковязкую нефть с растворенными асфальтосмолопарафиновыми веществами) по колонне НКТ 4 на устье скважины 1 и далее в выкидную линию 16.
Расширяются функциональные возможности реализации способа, так как он в отличие от прототипа позволяет производить отбор высоковязкой нефти с содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 10%) за счет дозированной подачи насосом по капиллярному трубопроводу на прием насоса химического реагента (растворителя высоковязкой нефти), исключающего выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и их оседание в пространстве между внутренними стенками колонны НКТ 4 и колонной штанг в процессе подъема по колонне НКТ 4.
Предлагаемый способ позволяет увеличить темп отбора продукции из пласта, так как исключается обратная закачка в пласт части добытой разогретой продукции, которая кольматирует призабойную зону 14 пласта с высоковязкой нефтью 10 и, как следствие, исключается необходимость постоянного подогрева поднятой на поверхность высоковязкой нефти.
В процессе реализации способа вследствие отложения высоковязкой нефти в пространстве 17 между стенками колонны НКТ 4 и колонной штанг с течением времени отбора разогретой продукции, например, 10 сут, возрастает нагрузка на привод штангового насоса 2.
При превышении максимально допустимой нагрузки на привод, например, 50 кН, штанговый насос 2 отключают. К затрубному пространству 12 (см. фиг. 2) скважины 1 посредством отвода 18 присоединяют насосный агрегат 19, например, марки ЦА-320.
Закачкой горячей воды в затрубное пространство 12 через обратный клапан 8 и колонну НКТ 4 и далее через выходную линию 20 в желобную емкость (на фиг. 1 и 2 не показана) (при этом выкидная линия 16 (см. фиг. 2) герметично отсечена вентилем) производят промывку пространства 17 между стенками колонны НКТ 4 и колонной штанг до полной очистки этого пространства 17.
Например, закачку горячей воды производят в двукратном объеме колонны НКТ 4, при этом пакер 7 и клапан штангового насоса исключают попадание горячей воды в призабойную зону пласта 14 с высоковязкой нефтью 10.
После чего запускают в работу привод (например, станок-качалку) (на фиг. 1 и 2 не показан) штангового насоса 2 (см. фиг. 1) и производят добычу разогретой продукции по колонне НКТ 4 из скважины 1 с одновременным дозированием химического реагента на прием насоса 2 до отключения привода штангового насоса 2, как описано выше, до превышения максимально допустимой нагрузки на привод штангового насоса 2, после чего вновь производят промывку, как описано выше.
Таким образом, производят отбор разогретой продукции из скважины 1 с периодическими промывками пространства 17 между внутренними стенками колонны НКТ 4 и колонной штанг, при превышении максимально допустимой нагрузки на привод штангового насоса 2.
Устройство для теплового воздействия на призабойную зону 14 пласта с высоковязкой нефтью 10 включает скважинный электронагреватель 5 с токопроводом 6 (см. фиг. 1), установленный на нижнем конце заглушенной снизу колонны НКТ 4, пакер 7, герметично разделяющий межколонные пространства скважины 1, штанговый насос 2, радиальные отверстия 21, выполненные в колонне НКТ 4.
Устройство на устье скважины оснащено дозировочным насосом 15, соединенным с капиллярным трубопроводом 3, спущенным в скважину 1 и закрепленным на наружной поверхности колонны НКТ 4 совместно с токопроводом 6 клямсами (на фиг. 1 и 2 не показаны). Колонна НКТ 4 на устье обвязана с выкидной линией 16.
Выше электронагревателя размещен штанговый насос 2 (см. фиг. 1), а пакер 7 размещен выше штангового насоса 2, причем выше электронагревателя 5 в колонне НКТ 4 выполнены радиальные отверстия 21, а между радиальными отверстиями 21 и насосом 2 выполнен радиальный канал 22, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода 3.
В составе колонны НКТ 4 выше пакера 7 установлен обратный клапан 8, пропускающий жидкость из затрубного пространства 12 в колонну НКТ 4.
Устройство работает следующим образом.
Устройство монтируют в скважине 1, как показано на фиг. 1.
Включают станцию питания 13 электронагревателя 5 и производят прогревание призабойной зоны пласта 14 электронагревателем 5 в течение 24 ч. В течение этого времени высоковязкая нефть, находящаяся в призабойной зоне пласта 14, нагревается, снижается ее вязкость.
Исследования показали, что в течение 24 ч нагретая зона распространяется примерно на 20-50 м вверх и на 10-20 м вниз от места установки электронагревателя 5. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в скважине над электронагревателем 5.
По прошествии 24 ч запускают в работу привод (например, станок-качалку) (на фиг. 1 и 2 не показан) штангового насоса 2 и одновременно включают дозировочный насос 15.
Производят одновременную добычу (отбор) разогретой электронагревателем 5 в призабойной зоне 14 пласта с высоковязкой нефтью 10 продукции по колонне НКТ 4 из скважины 1 и дозированную закачку химического реагента по капиллярному трубопроводу 3, например, с расходом 10 л/ч, на прием насоса 2. В качестве химического реагента применяют любой известный состав, позволяющий исключить выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и их отложение на внутренние стенки колонны НКТ 4.
В процессе отбора штанговым насосом 2 разогретой нефти электронагреватель 5 посредством питающей станции 13 работает периодически, т.е. посредством температурного датчика (на фиг. 1 и 2 не показан) имеет возможность отключения при достижении максимальной температуры разогреваемой высоковязкой нефти, например, 90°C, и включения при достижении минимальной температуры разогреваемой высоковязкой нефти, которая выше температуры (40°C) выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений из высоковязкой нефти, например 60°C.
Предлагаемое устройство обеспечивает переменную работу электронагревателя 5 (см. фиг. 1) в автоматическом режиме посредством питающей станции 13 в отличие от постоянной работы, описанной в прототипе, что в совокупности с дополнительным подогреванием высоковязкой нефти на устье скважины перед обратной закачкой в пласт, как описано в прототипе, позволяет в 2-3 раза сократить затраты на электроэнергию, т.е. снизить энергетические затраты.
В процессе работы устройства вследствие отложения высоковязкой нефти в пространстве 17 между стенками колонны НКТ 4 и колонной штанг при отборе разогретой нефти возрастает нагрузка на привод штангового насоса 2.
3
При достижении максимально допустимой нагрузки на привод, например, 500 кН, штанговый насос отключается. К затрубному пространству 12 (см. фиг. 2) скважины 1 присоединяют насосный агрегат 19, например, марки ЦА-320, и по отводу 18 через затрубное пространство 12, обратный клапан 8 и колонну НКТ 4 через выходную линию 20 (выкидная линия 16 отсечена вентилем) в желобную емкость (на фиг. 1 и 2 не показана) производят промывку пространства 17 (см. фиг. 2) между стенками колонны НКТ 4 и колонной штанг горячей водой до полной очистки этого пространства, например, в двукратном объеме колонны НКТ 4, равном 8 м, при этом пакер 7 и клапан штангового насоса исключают возможность попадания горячей воды в призабойную зону 14 пласта с высоковязкой нефтью 10.
Включение в конструкцию устройства обратного клапана исключает необходимость приподнимать плунжер из цилиндра вставного штангового насоса, как описано в прототипе. Таким образом, высвобождаются бригада текущего ремонта скважины и подъемный агрегат, которые были привязаны к данной скважине на весь период работы устройства. В результате снижаются затраты на обслуживание устройства в работе.
Повышается надежность работы, так как возможность промывки колонны НКТ 4 и колонны штанг в процессе работы устройства позволяет произвести очистку оборудования (колонны НКТ 4, колонны штанг) от отложений высоковязкой нефти непосредственно в скважине, что исключает необходимость подъема и вывоза оборудования на базу производственного обслуживания с целью очистки оборудования.
После чего запускают в работу привод (например, станок-качалку) (на фиг. 1 и 2 не показан) штангового насоса 2 и производят добычу разогретой продукции по колонне НКТ 4 из скважины 1 с одновременным дозированием химического реагента на прием насоса 2 до отключения привода штангового насоса 2.
В дальнейшем технологические операции повторяют.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность реализации, определить вязкость нефти для оптимальной работы штангового насоса, а также обеспечить возможность отбора высоковязкой нефти с содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти (более 10%) и снизить тепловые потери.
Предлагаемая конструкция устройства позволяет повысить надежность работы устройства, снизить материальные и энергетические затраты.