Установка прогрева призабойной зоны пласта (УППЗ)
Установка включает в себя непосредственно погружной скважинный электрический резистивный регулируемый нагреватель, смонтированных на колонне насосно-компрессорных труб, в свою очередь, прикрепленных к нижней части погружного скважинного оборудования. В зависимости от способа добычи (механический, электрический, фонтанный или газлифтный) функционально скважинный нагреватель может иметь вид вытянутого цилиндра с ребристой поверхностью, что обеспечивает равномерный нагрев скважинной жидкости и около-скважинного пространства.
Подача электроэнергии на нагреватель осуществляется стандартным трехжильным бронированным силовым кабелем с высокотемпературным кабельным удлинителем, обеспечивающим надежное герметичное соединение.
Управление процессом
Контроль за работой нагревателя и управление нагревом осуществляется автоматической станцией управления нагревом, позволяющей в заданном режиме поддерживать температуру нагревателя в зависимости от режима работы скважины. Силовой кабель, обеспечивающий подачу электрической мощности на нагреватель, имеет измерительную жилу для контроля температуры нагревателя, а также может иметь встроенный датчик температуры с необходимым количеством дополнительных измерительных жил для контроля температуры жидкости, отходящей от нагревателя.
Устройство нагревателя
- Заливная горловина
- Внутренняя присоединительная резьба гладких НКТ Ø73 ГОСТ 633-80
- Корпус верхней головки
- Компенсационная расширительная камера
- Колодка токоввода
- Горловина уровня теплоносителя
- Корпус нагревателя
- Внутренний термодатчик нагревателя
- Нагревательные элементы
- Теплоноситель
- Сливное отверстие
Помещение нагревателя непосредственно в интервал перфорации позволяет прогреть не только скважинную жидкость, поступающую во внутрискважинное пространство, но и некоторую часть призабойной зоны пласта, в частности – перфорационные каналы, что приводит к очистке каналов от загустевших фракций и, следовательно, к увеличению отбора нефтяного флюида из пласта.
Проход нефтяного флюида вдоль тела нагревателя, нагретого в пределах от 50° и до 200°С, позволяет поднять температуру внутрискважинной жидкости, подходящей насосу, до 50°С от первоначальной. При условии, что вязкость нефтяного флюида при нагреве на 10°С уменьшается примерно вдвое, то, соответственно, падает и нагрузка погружного насоса, используемая для подъема определенного количества жидкости. Уменьшение нагрузки на погружное оборудование и приводит к значительному увеличению межремонтного периода.
Подбор необходимых температурных режимов работы нагревателя, который позволяет провести станция управления, в некоторых случаях также позволяет решить такую острую проблему, как запарафинивание погружного насосного оборудования, что также положительно сказывается на продолжительности работы скважины.
Кроме того, непосредственное повышение температуры внутрискважинной жидкости, приводящее к снижению вязкости и нагрузки на насосное оборудование, позволяет увеличить пропускную способность насосно-компрессорных труб и, соответственно, увеличить дебит добывающей скважины, оборудованной установкой УППЗ.
Также, отмечалось изменение в лучшую сторону физических свойств нефти, полученной при взятии ежедневных проб внутрискважинной жидкости.
Применение стандартизированных электрических разъемов, муфт, токовводов и силовых кабелей, используемых в установках погружных насосов, а также станций управления, программно и функционально совместимых со станциями управления УЭЦН и УПС, позволяет значительно расширить расширить возможности обслуживания установок прогрева призабойной зоны непосредственно на месторождениях.
