Технологические методы

изменение технологических параметров. Изменение Pзаб путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска. При этом изменяются термобарические условия. «-»применение возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН.

Метод турбулизации потоков. сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за счет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования.

выбор и подготовка агента в системе ППД. агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. «+»высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения от с пласта, ПЗП и до системы нефтесбора. «-» сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды.

ограничение водопритоков скважины. То есть КРС в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте.

«-» значительные затраты

защитные покрытия и детали из специальных материалов. использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. «+»не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования.

«-» сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Подача ингибитора в скважину. дозирование с помощью устьевого дозатора в затруб дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.

Подача ингибитора в пласт: задавка в пласт добывающих скважин («+» возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойства- ми, происходит защита призабойной зоны пласта, за- дается глубина проникновения), закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП(«+» защита обширной области ПЗП, высокая продолжительность эффекта, «-» повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы), совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения.

Билет № 50