книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин
.pdfПри гидроразрыве пласта весь комплекс оборудования для его осуществления располагается в соответствии со схемой рис. 8.14.
Внутрискважинное оборудование предназначено для направления потока жидкости в пласт при обеспечении сохранности ствола скважины. Для этого скважина оснащается комплектом НКТ с пакером над фильтровой зоной ствола, предохраняющим ствол от воздействия высокого давления жидкости. Для исключения возможности смещения пакера при больших осевых усилиях и разгрузке колонны труб устанавливается якорь.
Якорь состоит из корпуса, головки, плашки, шпонки, патрубка, трубки, хвостовика, винта, гайки, предохранительной заглушки. В верхнюю часть корпуса ввинчена головка, заканчивающаяся муфтой, для присоединения его к насоснокомпрессорным трубам. К нижней части корпуса привинчен хвостовик с левой резьбой бурильных труб для соединения якоря с пакером. Внутри якоря расположен патрубок, предохраняющий резиновую трубку от выпучивания внутрь. В корпусе якоря расположены восемь плашек. Их выпадение предотвращается шпонками, которые крепятся к корпусу винтами.
При перепаде давления внутри и вне якоря резиновая трубка выдвигает плашки до упора во внутренние стенки обсадной колонны. Врезаясь острыми концами зубьев плашек в колонну, якорь воспринимает усилие, действующее от пакера. При снижении давления резиновая трубка принимает первоначальную форму, и плашки свободно входят в корпус якоря [1, 5].
8.7. Оборудование для кислотной обработки скважин
Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого имеются карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины, а соответственно, обусловливает и интенсификацию притока жидкости к скважине либо увеличивает ее приемистость, если скважина нагнетательная.
Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с приемом насосного агрегата и с устьевой арматурой. Кроме того, в районах с большими объемами работ по кислотным обработкам имеются базы с запасом кислоты.
При солянокислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8– 20 % в зависимости от пород нефтесодержащего коллектора. Если концентрация раствора соляной кислоты выше рекомендуемой, трубы устьевого и скважинного оборудования разрушаются, а если ниже – снижается эффективность обработки призабойной зоны.
Для предохранения труб, емкостей, насосов, трубопроводов, устьевого и скважинного оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют специальные ингибиторы. В качестве ингибитора применяется формалин (40%-ный раствор формальдегида в воде). Несмотря на применение защитных мер, в процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора их и закупоривают поры пласта. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых используется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8–1,6 % объема разведенной соляной кислоты.
Раствор соляной кислоты приготовляют следующим образом. После определения его объема в емкость заливается вода. К ней добавляются ингибитор, затем стабилизатор и замедлитель реакции – препарат ДС в количестве 1–1,5 % от объема закачиваемого в скважину раствора кислоты. После тщательного перемешивания
141
раствора в последнюю очередь добавляют рассчитанный объем концентрированной соляной кислоты при постоянном перемешивании.
На промыслах применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, при которых кислота закачивается в скважину только в объеме забоя без задавки ее в пласт для очистки внутренней поверхности забоя от загрязняющих отложений (цемент, глинистый раствор, смолы, парафин, продукты коррозии), а также закачка горячего кислотного раствора, который нагревается за счет экзотермической реакции между соляной кислотой и реагентом – магниевым материалом.
Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты Азинмаш-30А, АКПП-500, КП-6,5.
Оборудование для транспортирования кислоты. Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке призабойной зоны скважины применяются специальные кислотовозы КП-6,5 и прицеп-цистерна ПЦ-6К.
Кислотовоз КП-6,5, смонтированный на автомобиле КрАЗ-255Б, состоит из гуммированной цистерны, центробежного одноступенчатого насоса, трубопроводов и запорной арматуры.
Прицеп-цистерна ПЦ-6К предназначена для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты с содержанием НСl 21 %.
Допускается добавлять в транспортируемую жидкость плавиковую кислоту в количестве до 5 % и уксусную кислоту до 2 % от объема соляной кислоты. Цистерна смонтирована на шасси автомобильного прицепа.
При отсутствии описанных специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных передвижных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.
Оборудование для кислотных обработок пласта в общем случае состоит из оборудования базы хранения кислот, приготовления их растворов, агрегатов для транспортировки и закачки растворов кислот в скважину и оборудования скважин (устьевого и внутрискважинного).
Базы для хранения кислот и средства для их транспортировки. На базе для хранения кислот проводится их прием, приготовление их растворов и хранение кислот и растворов. Кислота хранится в резервуарах, внутренняя поверхность которых защищена футеровкой плитами или покрытиями. Для футеровки применяют диабазовые плитки с кислотоустойчивой замазкой стыков. Кислотоустойчивая замазка изготовляется из 20 % порошка базальта и 80 % диабазовой муки. Вместо футеровки можно применять покрытия резинами специальных марок или эбонитами. При температуре до 20 °С рекомендуется резина 4476, при температуре от 20 до 70 °С – резина ЧРП105. Иногда применяют трехслойное покрытие эмалями и двухслойное покрытие лаком. Как временную защиту металла от кислоты можно применять расплавленную смесь каменноугольного пека, древесной смолы и канифоли или смеси асфальта, озокерита и канифоли.
Наружная поверхность резервуаров должна быть покрыта кислотоустойчивыми эмалями. Кислотная база должна иметь лабораторию для анализа кислот и их растворов, склад для хранения реагентов. Емкости должны быть оборудованы перекачивающими средствами для аварийного слива кислот. Сальники перекачивающих насосов должны быть закрыты щитками. Емкости с кислотой должны быть предохранены от попадания в них воды. К работе с кислотами и их растворами допускается лишь специально обученный персонал.
Для транспортировки кислот и их растворов применяют специальные агрегаты и кислотовозы. Кислотовоз КП-6,5 имеет цистерну, центробежный насос и трубопроводы с запорной арматурой. Цистерна внутри гуммирована. Ее вместимость 6 м3. Насос
142
кислотоустойчивый ЗХ-9В-3-51 имеет подачу 29–60 м3/ч при напоре 35–26 м. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя. Кислотовоз КП-6,5 смонтирован на автомашине КрАЗ-255Б.
Насосные агрегаты для кислотных обработок скважин. Для транспортировки и закачки кислот в скважину применяют агрегаты (рис. 8.15), смонтированные на автомашине КрАЗ-257 и имеющие колесный прицеп. На автомашине смонтирована цистерна 3, имеющая два отсека (у модернизированного агрегата один объемом 2,7 м3, а другой 8 м3). Цистерна внутри гуммирована. Каждый отсек имеет зачистной люк. Трубы в агрегате также гуммированы. На автомашине имеется отдельный баллон 1 для химреагентов. Вместимость баллона 0,2 м3.
Рис. 8.15. Схема кислотного агрегата
Насос 2 агрегата 5НК-500 трехплунжерный, горизонтальный, одинарного действия. Приводится от ходового двигателя через коробку отбора мощности, кардан и редуктор. Насос имеет сменные плунжеры диаметром 100 и 120 мм [1, 4].
8.8. Оборудование для теплового воздействия на пласт
Для повышения коэффициента нефтеотдачи и увеличения темпов отбора нефти из пласта применяется термическое воздействие на пласт. Оно оказывает эффективное воздействие на высоковязкую нефть неоднородных пластов, где применение заводнения не дает значительного эффекта. Нередко термические методы используются в тех случаях, когда никаким другим способом извлечь нефть из пласта не удается.
Важным преимуществом методов теплового воздействия на пласт является достижение высокого коэффициента нефтеотдачи.
Методы термического воздействия на пласт характеризуются меньшими по сравнению с прочими методами капитальными вложениями и эксплуатационными затратами. При применении этих методов отсутствует необходимость в использовании дорогих химических реагентов.
Классификация термических методов воздействия на пласт. Термические методы воздействия на пласт основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, в результате чего ее подвижность в пластовых условиях увеличивается и улучшается приток к эксплуатационным скважинам.
143
В настоящее время разработано много способов термического воздействия. Существуют три области воздействия термических методов: призабойная зона пласта, пласт в целом и ствол скважины.
Воздействие на призабойную зону осуществляется: нагревательными устройствами – устьевыми и глубинными; тепловой обработкой в сочетании с другими средствами интенсификации. В качестве теплоносителя могут быть использованы: вода, пар, нефть, газ.
Различают источники тепла двух видов: топливо, энергия которого используется в наземных теплообменных аппаратах, и топливо, находящееся в пласте или сжигаемое там же.
При термическом воздействии на ствол скважины обычно осуществляют депарафинизацию, борьбу с гидратными пробками, повышение приемистости скважин.
При термическом воздействии на пласт основная цель – повышение коэффициента нефтеотдачи и сокращение времени разработки месторождения.
Устьевое и внутрискважинное оборудование для нагнетания пара в нефтяные пласты. При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин; головки колонной сальниковой; лубрикатора для спуска приборов; термостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны НКТ.
Арматура устья для герметизации устья нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств – задвижек и вентилей, фитинговкрестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода.
Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется.
В качестве примера рассмотрим арматуру АП-65-150 (рис. 8.16). В зависимости от внутрискважинного оборудования различают два исполнения:
–при установке на забое скважины термостойкого пакера и при отсутствии телескопического устройства для компенсации термических удлинений колонны НКТ;
–при отсутствии пакера на забое или при использовании его совместно с компенсатором теплового удлинения НКТ.
Арматура включает в себя крестовину, которая вместе с затрубным вентилем 5 устанавливается на фланце колонны обсадных труб. Колонна НКТ либо соединяется с телескопической трубой сальника, установленного на корпусе, либо крепится к катушке.
Зазор между корпусом 4 и трубой 2 уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет 3. На фланце телескопической трубы (или на катушке) монтируется узел 1, состоящий из задвижки, шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода. Стволовой шарнир обеспечивает компенсацию угловых деформаций колонны.
На тройнике установлены датчики термометра и манометра, а сами приборы смонтированы на приборном щитке. Эта группа приборов замеряет температуры и давления в центральном канале, приборы, присоединенные к крестовине, – в затрубном пространстве.
Управление запорными устройствами, обслуживание арматуры осуществляется со специальных площадок, конструкция которых предусматривает вертикальное перемещение элементов арматуры.
144
Рис. 8.16. Устьевая арматура АП-65-150
Головка колонная сальниковая предназначена для оборудования устья нагнетатель-ных многоколонных скважин. Эти головки имеют уплотнительные устройства, обеспечивающие компенсацию тепловых удлинений эксплуатационной и технической колонн. В качестве технической колонны может выступать промежуточная колонна или кондуктор. Головка колонная сальниковая (рис. 8.17) с помощью резьбового соединения крепится к переводнику 9 промежуточной колонны или кондуктору. Головка монтируется в процессе строительства скважины или при ее капитальном ремонте при переводе ее на работу для закачки пара в пласт.
К верхнему фланцу корпуса головки 8 крепится корпус сальника 3, в котором размещены две набивки. Подобная двухрядная конструкция сальника позволяет заменять основную набивку без разборки головки и разгерметизации внутренней полости.
Сальниковая набивка 4 верхнего уплотнения сжимается грундбуксой 2 и шпильками 1, нижнего уплотнения – грундбуксой 5, перемещение которой осуществляется радиально расположенными запорными болтами 6, упирающимися конусными поверхностями в грундбуксу 5. Уплотнение запорных болтов 6 обеспечивается уплотнениями из сальниковой набивки, грундбуксы и нажимной гайки 7.
В процессе эксплуатации под нагрузкой работает верхнее уплотнение, а нижнее включается только на период замены набивки верхнего.
Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных манометров, термометров и других приборов для исследования без прекращения закачки пара в пласт. Лубрикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смонтированной на тройнике арматуры устья. Лубрикатор состоит из корпуса, масляного бачка с трубками
145
и блока. В верхней части корпуса установлен узел сальника, а нижняя часть имеет фланец, с помощью которого он присоединяется к фланцу задвижки устьевой арматуры. Через лубрикатор пропущена проволока, один конец которой, перекинутый через блок, наматывается на барабан лебедки, а к другому концу крепится глубинный прибор.
Рис. 8.17. Головка колонная сальниковая ГКС-40
Перед проведением исследования прибор, прикрепленный к проволоке, закладывается в корпус лубрикатора, после чего он монтируется на устьевой арматуре.
Перед спуском прибора открывают кран, и давление из корпуса по трубе передается в бачок с маслом, которое вытесняется в узел сальника. Затем открывают задвижку устьевой арматуры и, сматывая проволоку с барабана лебедки, опускают прибор в скважину.
Термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают эксплуатационную колонну от воздействия давления и температуры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери и позволяют снизить температурные напряжения.
Пакер (рис. 8.18) состоит из ряда деталей, смонтированных на стволе 10. Ствол 10 соединен муфтой 3 с патрубком 2, который, в свою очередь, соединен с муфтой 1, обеспечивающей соединение пакера с колонной НКТ. В верхней его части расположен шлипсовый узел для удержания пакера в обсадной колонне и предотвращения его смещения вверх под действием перепада давления. Этот узел состоит из конуса 4, шлипсов 7, шлипсодержателя 8, ограничителя 6 и штифта 5. При спуске пакера штифт удерживает шлипсы от перемещения по направляющим пазам конуса. После срезания штифта перемещение шлипсов ограничено деталями 6 и 8.
В средней части пакера расположены уплотнительные манжеты 11, сверху закрываемые защитной шайбой 9, а снизу удерживаемые нажимной гайкой 12. Манжеты в зависимости от их места установки изготовлены из различных материалов: по две крайних – из прорезиненной асбестометаллической ткани, средние – из прорезиненной асбестовой ткани.
146
В нижней части ствола имеется шлипсовый узел, предотвращающий перемещение пакера вниз. Он состоит из конуса 13, шлипсов 14 и шлипсодержателя 17. Ниже расположен гидроцилиндр для посадки пакера. Привод гидроцилиндра осуществляется жидкостью, нагнетаемой в НКТ.
Рис. 8.18. Термостойкий пакер ПТГМ
Гидроцилиндр состоит из собственно гидроцилиндра 22, наружного 20 и внутреннего 16 поршней, переводника 31 и уплотнительных колец 18, 19, 25. Для предотвращения поворота цилиндра относительно ствола служит шпонка 23, а относительно переводника 31 – винты 26.
К поршню 20 прикреплен фиксатор 21, при спуске пакера удерживающий нижние шлипсы в нижнем положении.
В переводнике 31 располагается узел клапанов для временного перекрытия проходного канала пакера при его посадке. Он состоит из нижнего 29 и верхнего 28 седел со срезными буртами, шариков 24, 30 и приставки 27. Снизу к переводнику присоединен фильтр 32 для улавливания срезанных седел с шариками при установке пакера.
Пакер работает следующим образом. При закачке жидкости в НКТ после закрытия нижнего седла 29 шариком 30 поршни 16 и 20, преодолевая силу сцепления фиксатора 21 со стволом 10, перемещаются вверх вместе с нижним шлипсовым узлом и уплотнителем. Штифт 5 срезается. Верхние шлипсы 7 надвигаются на конус, заклинивая его в обсадной колонне. Защитная шайба 9 распрямляется и перекрывает зазор вокруг шлипсодержателя 8. Под действием нажимной гайки манжеты 11 увеличивают наружный диаметр до тех пор, пока не войдут в контакт с поверхностью эксплуатационной колонны. Нижний конус 13 заклинивается в обсадной колонне шлипсами 14.
Увеличивая давление жидкости в НКТ до 20 МПа, можно срезать бурт седла 29, и оно вместе с шариком 30 упадет в фильтр, открыв при этом проходной канал пакера.
Компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером либо устанавливаться отдельно. Телескопическое устройство представляет конструкцию штока, соединенного с головкой, и сальникового узла, манжеты которого
147
изготовляются из прорезиненной асбестовой ткани. Регулирование давления прижима манжет осуществляется ввинчиванием нажимной втулки.
Телескопическое устройство обеспечивает осевое перемещение головки относительно патрубка при сохранении герметичности внутренней полости НКТ [1, 5].
8.9. Оборудование для подготовки воды и ее подогрева
Использование для воздействия на пласт установок подготовки воды и подогрева в блочном исполнении позволяет сократить расходы и сроки обустройства месторождения.
Парогенераторная установка ППГУ-4/120М (рис. 8.19) предназначена для получения 4 т/ч влажного пара при давлении до 12 МПа. Установка состоит из двух блоков, которые могут перевозиться по железной дороге или на специальном шасси.
Схема установки включает в себя емкость исходной воды 1, сетевой насос 2, водоподогреватель 3, блок водоподготовки 4, емкость умягченной воды 5, насосы 6, 10, деаэратор 7, охладитель 8, бустерный насос 9, парогенератор 11, дроссельный вентиль 12, подогреватель воздуха 13, вентилятор 14, топливный насос 15, подогреватели топлива 16, 17.
Установка работает следующим образом: из емкости 1 (или промыслового водопровода) вода сетевым насосом 2 закачивается в водоподогреватель 3, где нагревается паром низкого давления до температуры 25–30 °С. Водоподогреватель снабжен автоматическим регулятором, обеспечивающим максимальную температуру выходящей из него воды не более 35 °С.
Из водоподогревателя вода поступает в блок водоподготовки 4, где умягчается и очищается от механических примесей. Далее насосом 6 вода подается через охладитель 8 в деаэратор 7, где, нагреваясь до 170 °С, освобождается от растворенных газов. Выходя из деаэратора, вода в охладителе 8 отдает часть тепла воде, поступающей в деаэратор, и бустерным насосом 9 подается на прием питательного насоса 10, которым под давлением 15,5 МПа нагнетается в парогенератор. Пароводяная смесь, образующаяся в парогенераторе, через влагомер поступает в скважину. Часть пароводяной смеси через дроссель 12 подается в водоподогреватель 3, деаэратор 7, а также используется для подогрева топлива и воздуха.
Рис. 8.19. Схема парогенераторной установки ППГУ-4/120 м
148
В качестве топлива используется сырая нефть, которая подогревается в баке 16 до температуры 50–60 °С, откуда через подогреватель топлива направляется в форсунку. Для использования нефти с высоким содержанием серы в схеме предусмотрен деаэратор.
Парогенератор установки представляет собой цилиндр, внутри которого расположены горелочное устройство и система труб. Продукты сгорания, пройдя топочную камеру, поступают в парогенератор, где отдают свое тепло воде, движущейся по спиральному трубопроводу.
Топливная система включает в себя камеру сгорания, основную и запальную горелки. Камера сгорания имеет форму цилиндра, с одной стороны которого установлена газомазутная горелка, состоящая из лопаточного завихрителя с неподвижными плоскими лопатками и периферийной газовой части с отверстиями. В зависимости от типа топлива изменяются диаметр и число отверстий.
Используемая форсунка – паромеханическая, со специальным завихрителем. Распыление топлива осуществляется паром, подводимым к стволу форсунки под давлением 1,96 МПа, распыливающий пар – 0,15 МПа.
Для работы в дежурном режиме и обеспечения поджига основной горелки применяется запальная горелка, которая состоит из механической форсунки и запальных электродов.
Длительная и экономичная работа парогенератора может быть обеспечена только в случае предотвращения образования слоя накипи на стенках нагревателей. Появление этого слоя приводит к тому, что резко снижается коэффициент теплопередачи, что ведет к перерасходу топлива и перегреву стенок. Отрицательно влияют на долговечность парогенератора растворенные в воде газы (кислород и углекислота), вызывающие его коррозию, интенсивность образования накипи определяется жесткостью воды – параметром, характеризующим содержание в ней растворенных солей.
Парогенераторы производительностью более 0,7 т/ч должны быть оборудованы установками для докотловой обработки воды. Для этой цели используют специальные блочные передвижные водоподогревательные установки (ВПУ).
Один из вариантов технологической схемы ВПУ следующий. Вода из бака сырой воды центробежным насосом прокачивается последовательно через осветлительный фильтр и катионитовые фильтры первой и второй ступени. Умягченная и осветленная вода по выходе из второй ступени направляется в бак умягченной воды, откуда насосом подается в деаэратор. Уровень воды в нем поддерживается автоматически на заданном уровне, а ее избыток возвращается в бак. Если получаемая сырая вода не нуждается в осветлении, то осветлительный фильтр может быть выключен. Периодически фильтры первой и второй ступеней переключают на регенерацию. В это время питание парогенератора осуществляется за счет запаса в баке умягченной воды.
Регенерация фильтров осуществляется промывкой их раствором поваренной соли, после чего фильтры отмывают потоком осветленной воды и включают в работу [15].
8.10. Оборудование для прогрева ствола скважин
Для прогрева ствола скважины и фильтровой зоны пласта используются паровые передвижные установки и электрические нагреватели.
В качестве источника пара могут использоваться установки ППУ-3. Установка ППУ-ЗМ (рис. 8.20) смонтирована в кузове 2 на шасси автомобиля КрАЗ-257 и включает в себя цистерну с водой 1, парогенератор 3, питательный насос 6 с приводной группой 5, установленные на раме 4, которая с помощью хомутов крепится к раме автомобиля.
149
При работе установки предварительно подогретая вода подается питательным насосом 6 в парогенератор 3, где превращается в пар требуемой температуры. Парогенератор прямоточного типа, источником тепла является дизельное топливо.
Для защиты системы в случае остановки питательного насоса, его неисправности и т.п. перед парогенератором предусмотрены обратный клапан и вентиль. На выходе парогенератора имеются сепаратор и предохранительный клапан.
Эксплуатация агрегата требует строгого контроля жесткости применяемой воды, использования фильтров, снижающих ее жесткость, а также профилактического контроля толщины слоя накипи и удаления ее.
При использовании электроэнергии для нагрева призабойной зоны в соответствующем интервале глубин в скважину опускается электронагреватель. Он представляет собой герметичный кожух, внутри которого установлены трубчатые электронагревательные элементы. Для улучшения теплопередачи внутренняя полость корпуса заполнена окисью магния. Мощность нагревателей составляет 10,5; 21 или 25 кВт. Монтируют нагреватель в скважине с помощью кабеля-троса, имеющего три силовые и три сигнальные жилы. Наружная часть кабеля имеет оплетку из стальной оцинкованной проволоки. Глубинные нагреватели с прямыми теплоэлектронагревателями ТЭН представляют собой цилиндр диаметром 140 мм и длиной 3000 мм. Они состоят из головной части, хвостика, нагревательных элементов и кожуха.
Рис. 8.20. Паровая передвижная установка ППУ-3М
Нагреватели с U-образными ТЭН имеют диаметр 130 мм и длину 2600 мм, состоят из двух частей – корпуса головки и нагревателей с кожухом. В нижней части предусмотрена установка глубинного термометра.
Для обеспечения работы внутрискважинного нагревателя на поверхности в непосредственной близости от скважины устанавливаются повышающий трансформатор и станция управления. Последняя обеспечивает контроль режима работы нагревателя, защиту оборудования при коротком замыкании или обрыве одной из фаз. Трансформатор и станция управления используются от установок ЭЦН соответствующей мощности.
Оборудование для подогрева транспортируется на автомобиле с прицепом. На последнем установлены станция управления и автотрансформатор, а на шасси смонтирована лебедка для спуска нагревателя в скважину [7].
8.11. Оборудование для электрического прогрева скважины
Прогрев призабойной зоны пласта электронагревателями или огневыми нагревателями проводится на скважинах периодически в основном для расплавления парафино-смолистых соединений и увеличения проницаемости призабойной зоны.
150