Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2410533, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.01.2011 в бюл. №2), заключающийся в том, что спускают в скважину и закрепляют в ней эксплуатационную колонну с последующей перфорацией в области нефтеносного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы и скважинный насос, осуществляют дозированную подачу в межтрубное пространство маловязкого вещества, обеспечивающего снижение вязкости нефти, разбавляют высоковязкую нефть, поступающую в скважину через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны, маловязким веществом, поднимают разбавленную высоковязкую нефть скважинным насосом на устье скважины и подают разбавленную нефть в систему сбора и подготовки нефти, при этом используют сдвоенную колонну концентрично расположенных и зафиксированных друг относительно друга колонн насосно-компрессорных труб, по межтрубному пространству которой подают маловязкое вещество в узел смешения, закрепленный в нижней части колонны труб большего диаметра, для разбавления поступающего в него из скважины потока высоковязкой нефти.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неэффективное использование маловязкого вещества в связи с большим объемом его закачки по межтрубному пространству в узел смешения;

- во-вторых, низкая эффективность работы узла смешивания, обусловленная низким качеством смешивания маловязкого вещества с высоковязкой нефтью, и, как следствие, повышенные нагрузки на скважинный насос;

- в-третьих, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа (две колонны насосно-компрессорных труб, узел смешивания и т.д.).

Также известен способ добычи высоковязкой нефти (патент RU №2062868, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.06.1996 в бюл. №18) путем подлива в затрубное пространство разжижителя, при этом в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- анионное поверхностно-активное вещество - 0,3-0,7%;

- неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,8-1,2%;

- гидроокись щелочных металлов 5-40%-ной концентрации - 0,5-8,3%;

- вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% - остальное.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неэффективное использование разжижителя в связи с его большим расходом при подаче в затрубное пространство скважины;

- во-вторых, низкое качество разжижения без предварительного подогрева высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса;

- в-третьих, отложение высоковязкой нефти на стенках колонны труб и выкидном трубопроводе при ее подъеме, а также высокие нагрузки на скважинный насос.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи высокопарафинистой нефти (патент RU №2366811, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2009 г. в бюл. №25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущеннной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента из емкости в скважину насосом-дозатором с расходом 0,3-5,0 кг на 1 т добываемого продукта через капиллярную трубку, спущенную в скважину и закрепленную на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, с внутренним диаметром 3-7 мм под давлением до 40 атм, соединенную по всей длине скважины с силовым кабелем, осуществляют ввод капиллярной трубки и силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод и их защиту от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины посредством протекторов, а в качестве химреагента используют реагент «Глейд».

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность эксплуатации скважины, это обусловлено тем, что в призабойной зоне пласта, куда дозируется химический реагент, нефть - «холодная», и в таком состоянии ее отбирает скважинный насос, поэтому скорость реакции химического реагента с нефтью низкая, а скорость отбора нефти скважинным насосом высокая, поэтому происходит лишь частичное воздействие химическим реагентом «Глейд» при дозировке 0,3-5,0 кг на 1 тонну добываемого продукта;

- во-вторых, высоковязкая нефть попадает на прием скважинного насоса в частично растворенном состоянии, при этом снижается производительность и увеличивается нагрузка на скважинный насос в связи с высокой вязкостью нефти и, как следствие, увеличиваются затраты электроэнергии в расчете на 1 м3 добытой нефти;

- в-третьих, по мере подъема высоковязкой нефти частично растворенный парафин откладывается на внутренних стенках, сужая проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб и выкидного трубопровода.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, повышение производительности скважины и снижение нагрузки на скважинный насос, а также исключение отложений высоковязкой нефти на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе.

Поставленные технические задачи решаются способом освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку, ввод силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод, осуществление защиты силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами.

Новым является то, что на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка, при этом удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, при этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод, а капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины, запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса, по окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса.

На чертеже изображен способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Перед освоением и эксплуатацией скважины 1 с высоковязкой нефтью на устье скважины 1 колонну насосно-компрессорных труб 2 снизу вверх оснащают электронагревателем 3 с удлинителем 4, скважинным насосом 5 с силовым кабелем 6 и муфтой 7 с радиальным отверстием 8, к которому присоединена капиллярная трубка 9, при этом удлинитель 4 электронагревателя 3 соединяют с силовым кабелем 6 скважинного насоса 5.

В качестве электронагревателя 3 используют скважинный стационарный электронагреватель марки СНТ(н)-20 или СНТ(н)-35, выпускаемый ООО «Псковгеокабель» (г. Псков, Россия). Например, используют стационарный электронагреватель марки СМН(н)-20, имеющий следующие технические характеристики:

- номинальная мощность - 20 кВт;

- внешний диаметр - 120 мм;

- длина - 3300 мм.

Электронагреватель имеет регулируемую мощность, которая зависит от температуры жидкости (высоковязкая нефть), в которой он размещен.

Так, в процессе работы электронагревателя при повышении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта выше номинальной температуры электронагреватель увеличивает сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности электронагревателем и снижению температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта. И наоборот, при снижении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта ниже номинальной температуры электронагреватель уменьшает свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой мощности электронагревателем и повышению температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта.

В качестве скважинного насоса 5 применяют установку электровинтового насоса, например, марки ЭОВНБ5А-30-1000 производства компании «Борец» (г. Москва, Россия).

На наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 2 раздельно клямсами (не показаны) крепят капиллярную трубку 9 и силовой кабель 6 и защищают их от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины с помощью протекторов 10.

В качестве удлинителя 4 используют термостойкий кабельный удлинитель марки УБ-10/25-02 производства ООО «Псковгеокабель» (г. Псков).

Спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 в скважину 1 так, чтобы ее башмак 11 размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы 12 пласта 13 с высоковязкой нефтью, а электронагреватель 3 находился напротив интервала перфорации 14 пласта 13 с высоковязкой нефтью. Такое размещение позволяет повысить эффективность прогревания высоковязкой нефти.

Силовой кабель 6 на устье скважины 1 соединяют со станциями управления 15 и 16 соответственно электронагревателя 3 и скважинного насоса 5 и вводят в скважину 1 через герметичный кабельный ввод 17.

Капиллярную трубку 9 вводят в скважину 1 через герметичный боковой отвод 18 фонтанной арматуры скважины 1.

Далее приступают к освоению и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью.

Для этого запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку течение 8 ч с целью прогревание призабойной зоны пласта 13 в интервале перфорации 14 и разогрева высоковязкой нефти, поступающей на прием скважинного насоса 4, например, до температуры 60°C.

В процессе работы электронагревателя 3 при повышении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13, например, до 65°C, т.е. выше температуры 60°C, электронагреватель 3 увеличивает свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой электронагревателем 3 мощности, вследствие чего температура высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 снижается. И наоборот, при снижении температуры высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13, например, до 55°C, т.е. ниже номинальной температуры 60°C, электронагреватель 3 снижает свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой электронагревателем 3 мощности, вследствие чего температура высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 увеличивается.

Например, температура равная 60°C является оптимальной температурой высоковязкой нефти, при которой она обладает оптимальными физико-химическими характеристиками (вязкость, текучесть, плотность) на приеме скважинного насоса, позволяющими снизить нагрузки (затраты на электроэнергию, износ деталей насоса) на скважинный насос 5.

По окончании времени технологической выдержки 8 ч одновременно запускают в работу скважинный насос 5 и насос-дозатор 19, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке 7 через радиальное отверстие 6 в муфте 5 во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 4.

В качестве разжижителя высоковязкой нефти используют любой известный химический состав, например углеводородный растворитель «МИА-пром», который из емкости 20 подают насосом-дозатором 19 через капиллярную трубку 9 с расходом 0,1-0,5 кг на 1 т добываемого продукта (например, 0,3 кг на 1 т добываемого продукта) под давлением, например, 3,0 МПа в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 5 с целью разжижения (снижения вязкости) высоковязкой нефти, разогретой в призабойной зоне пласта 13 и перекачиваемой скважинным насосом 5 по колонне насосно-компрессорных труб 2 в выкидной трубопровод (не показано).

Высоковязкая нефть эффективно разжижается в колонне насосно-компрессорных труб при температуре выше 40°C, которая достигается разогреванием высоковязкой нефти в призабойной зоне пласта 13 (см. чертеж) и подачей в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 3 высоковязкой нефти с температурой выше 40°C.

Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью позволяет:

- повысить производительность скважины в 2,5 раза и снизить нагрузки на скважинный насос в 1,5 раза за счет предварительного прогревания призабойной зоны электронагревателем и поступления высоковязкой нефти на прием насоса в разогретом состоянии при температуре не ниже 40°C;

- повысить эффективность разжижения высоковязкой нефти за счет дозирования химического реагента (разжижителя) во внутреннее пространство колонны НКТ выше скважинного насоса, в которое поступает высоковязкая нефть в разогретом состоянии, что обеспечивает оптимальное разжижение (снижение вязкости) высоковязкой нефти, при этом ускоряется скорость реакции разжижения высоковязкой нефти;

- исключить отложение высоковязкой нефти при ее подъеме из скважины на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе за счет действия разжижителя на высоковязкую нефть.

Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб клямсами, добычу продукта - нефти или нефтесодержащей пластовой жидкости с подъемом ее из скважины по колонне насосно-компрессорных труб с помощью скважинного насоса, подачу химического реагента в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку, ввод силового кабеля в скважину через герметичный кабельный ввод, осуществление защиты силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами, отличающийся тем, что на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка, при этом удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью, при этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод, а капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины, запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса, по окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе добываемой продукции, увеличение выработанности запасов нефтеносной залежи.

Группа изобретений относится к области газодобычи и конкретно к выделению и сбору природного газа из залежей газогидратов, локализованных в придонных участках океанического шельфа и в зоне вечной мерзлоты.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью. Технический результат - повышение коэффициента извлечения пластовой нефти на 7-9%, равномерный прогрев пласта по высоте.

Изобретение относится к области добычи газа, нефти и выщелачиванию микроэлементов из сланцевых месторождений и может быть использовано для разработки сланцевых месторождений, максимально приближенных к развитым инфраструктурам мегаполисов.

Группа изобретений относиться к добыче вязких углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - повышение нормы отбора нефти, повышение качества нефти, возможность эксплуатировать недоступные напрямую с поверхности коллекторы при умеренной стоимости способа разработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для разработки газогидратных залежей, тепловой обработки призабойной зоны скважины и восстановления гидравлической связи пласта со скважиной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

Наверх