Способ ингибирования скважины, оборудованной штанговой скважинной насосной установкой, в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании Российский патент 2022 года по МПК E21B37/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к очистке призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, ухудшившей свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения призабойной зоны пласта, и направлено для восстановления приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU № 2332557, МПК E21B 37/00, опубл. 27.08.2008), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку воды по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта. При этом непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа. Излив из нагнетательной скважины осуществляют в желобную емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, с максимальным расходом.

Недостатки данного способа:

- во-первых, сложность технологии, так как для реализации способа необходимо рассчитывать различные объёмы скважины, в том числе объем перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом;

- во-вторых, низкая эффективность очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) водогазовой смесью за один цикл излива без контроля объема закачки;

- в-третьих, возникновение аварийной ситуации в скважине, обусловленное тем, что в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар в скважине, что может привести к смятию эксплуатационной колонны скважины.

Известно устройство для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающее колонну труб, спущенную в скважину, устьевую арматуру, водовод с задвижками и желобную емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины (патент RU № 2332557, МПК E21B 37/00, опубл. 27.08.2008).

Недостатки устройства:

- во-первых, низкое качество очистки загрязнений призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, так как без применения щтуцеров невозможно достичь эффективного выноса закольматированых в призабойной зоне загрязнений;

- во-вторых, высокая вероятность смятия эксплуатационной колонны в процессе реализации способа из-за отсутствия предохранительных устройств за давлением нагнетания;

- в-третьих, длительность проведения работ, связанная с манипуляциями с задвижками на каждом штуцере.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающий спуск колонны труб в скважину, установку на устье скважины штуцерной елки со штуцерами с устройством регулирования потока, причем проходные диаметры штуцеров уменьшаются сверху вниз, подключение насоса, циклическую закачку жидкости по колонне труб в пласт с регулируемым давлением, излив жидкости в желобную емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины и промывку скважины (патент RU № 2537430, МПК E21B 37/00, опубл. 10.01.2015. На устье скважины колонну труб снизу-вверх оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта. Выполняют обратную промывку скважины водным раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме. Производят посадку пакера, а на устье скважины устанавливают колонную головку, штуцерную ёлку, оснащенную штуцерами с вентилями. Затем циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб через колонную головку, штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, с увеличением проходного диаметра штуцера с каждым циклом излива. После окончания гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб с помощью сваба, после чего производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины.

Недостатки данного способа:

- во-первых, сложность технологии, так как для реализации способа необходимо рассчитывать различные объёмы жидкости для скважины;

- во-вторых, низкая эффективность очистки ПЗП закачкой растворителя парафинов нефтяного, который промывает ПЗП, но не позволяет обеспечить эффективный вынос закольматированных загрязнений из ПЗП из скважины в желобную ёмкость. Это связано с высокой плотностью растворителя парафинов, поэтому загрязнения из ПЗП оседают на забое скважины. Кроме того, диаметры штуцеров 6 и 8 мм в процессе излива забиваются загрязнениями из ПЗП, так как на первых циклах излива поднимается максимальное количество крупных загрязнений;

- в-третьих, возникновение аварийной ситуации в скважине, обусловленное тем, что в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар в скважине, что может привести к смятию эксплуатационной колонны скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, содержащее колонну труб, спущенную в скважину, сваб, расположенные в приустьевой зоне скважины трубную и затрубную задвижки, выкидную линию, штуцерную ёлку, оснащенную штуцерами, причем проходные диаметры штуцеров уменьшаются сверху вниз, и желобную емкость (патент RU № 2537430, МПК E21B 37/00, опубл. 10.01.2015). На колонне труб установлены снизу вверх на нижнем конце колонны фильтр с заглушкой, механический пакер и сбивной клапан. На устье скважины установлена колонная головка, снабженная штуцерной ёлкой, штуцерами с вентилями, причем проходные диаметры штуцеров уменьшаются сверху вниз.

Недостатки устройства:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (механический пакер, сбивной клапан, сваб и т.д.);

- во-вторых, из-за отсутствия предохранительных устройств за давлением нагнетания высока вероятность смятия эксплуатационной колонны ниже интервала посадки механического пакера в процессе реализации способа. Кроме того, давление в скважине поднимают до давления гидравлического разрыва пласта, что может нарушить целостность эксплуатационной колонны в скважине;

- в-третьих, длительность проведения работ, связанная с манипуляциями с задвижками на каждом штуцере.

Техническими задачами способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины и устройства для его осуществления являются повышение эффективность очистки ПЗП, исключение возникновения аварийной ситуации в скважине по причине гидроудара, а также упрощение реализации способа и устройства.

Технические задачи решаются способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающим спуск колонны труб в скважину, установку на устье скважины штуцерной елки со штуцерами с устройством регулирования потока, причем проходные диаметры штуцеров уменьшаются сверху вниз, подключение насоса, циклическую закачку жидкости по колонне труб в пласт с регулируемым давлением, излив жидкости в желобную емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, и промывку скважины.

Новым является то, что нижний конец колонны труб спускают на высоту 1-1,5 м выше пласта, верхний конец колонны труб обвязывают через трубную задвижку и тройник с насосным агрегатом и азотно-компрессорной установкой, затрубную задвижку соединяют с выкидной линией, на которой последовательно устанавливают предохранительный клапан, устройство переключения потока жидкости излива, штуцерную елку, оснащенную штуцерами, штуцерными линиями и желобную емкость, в качестве устройства регулирования потока используют трех- позиционный переключатель потока, производят замену жидкости в стволе скважины на водогазовую смесь, далее последовательно производят циклы закачки в пласт водогазовой смеси и излива в желобную ёмкость, при этом давление закачки водогазовой смеси с каждым циклом увеличивают до допустимого максимального давления на пласт или эксплуатационную колонну скважины, при достижении максимально допустимого давления предохранительный клапан обеспечивает сброс давления в скважине, после срабатывания предохранительного клапана выполняют излив водогазовой смеси с загрязнениями из призабойной зоны по затрубному пространству через штуцер в жёлобную ёмкость, при этом количество циклов соответствует количеству штуцеров с разными диаметрами, установленными в составе штуцерной елки, причем переключение потока жидкости в каждом цикле излива выполняют переключателем потока, обеспечивающим переключение штуцера от большего проходного диаметра к меньшему, после выхода «чистой» водогазовой смеси в желобную емкость, демонтируют оборудование на устье скважины, доспускают колонну труб до забоя скважины и выполняют промывку нагнетательной скважины технологической жидкостью.

Технические задачи решаются устройством для осуществления способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, содержащим колонну труб, спущенную в скважину, расположенные в приустьевой зоне скважины трубную и затрубную задвижки, насос, штуцерную ёлку, оснащенную штуцерами с устройством регулирования потока, причем проходные диаметры штуцеров уменьшаются сверху вниз, выкидную линию и желобную емкость.

Новым является то, что верхний конец колонны труб на устье обвязан через трубную задвижку и тройник с насосным агрегатом и азотно-компрессорной установкой, затрубная задвижка на выкидной линии последовательно соединена слева направо с предохранительным клапаном, устройством переключения потока, обеспечивающим переключение направления изливающейся из скважины водогазовой смеси в штуцерной ёлке, оснащенной штуцерами с соответствующими штуцерными линиями и желобной емкостью, расположенной в приустьевой зоне скважины, и обвязанной желобной линией с штуцерной ёлкой, при этом корпус устройства переключения потока выполнен цилиндрической формы с входным и выходными отверстиями, с установленным внутри корпуса с возможностью вращения барабаном, в котором выполнен сквозной канал, имеющий возможность последовательного гидравлического соединения со штуцерными линиями штуцеров штуцерной ёлки, при этом барабан напротив сквозного канала снабжён сегментным вырезом гидравлически сообщающимся с выкидной линией, причём количество позиций переключателя потока равно количеству штуцеров в штуцерной ёлке.

На фиг. 1-3 схематично изображены циклы выполнения способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины и устройство для его осуществления в процессе очистки ПЗП скважины.

На фиг. 4 схематично изображён способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины в процессе промывки скважины.

На фиг. 5 в сечении А-А изображён трех- позиционный переключатель потока.

Устройство для осуществления способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины 1 (фиг. 1, 4) содержит колонну труб 2 (фиг. 1-4), спущенную в скважину 1 с размещением нижнего конца колонны труб 2 на расстоянии h = 1-1,5 м выше пласта 3' (фиг. 1-4), насосный агрегат 4 (фиг. 1-4) и азотно-компрессорную установку 5 (фиг. 1-3), обвязанные через тройник 6 с верхним концом колонны труб 2 через трубную задвижку 7 (фиг. 1-4), затрубную задвижку 8, выкидную линию 9 (фиг. 1-3), на которой за затрубной задвижкой последовательно слева направо установлены: предохранительный клапан 10, устройство переключения потока 11 – трех- позиционный переключатель (фиг. 1-3, 5), штуцерная ёлка 12 (фиг. 1-3), оснащенная штуцерами 13', 13", 13"', соответствующими штуцерными линиями 14', 14", 14"', и желобную емкость 15 (фиг. 1-4), расположенную в приустьевой зоне скважины 1, и обвязанную желобной линией 16 (фиг. 1-4) с штуцерной ёлкой 12. Причем проходные диаметры штуцеров 13', 13", 13"' уменьшаются сверху вниз. Устройство переключения потока 11 обеспечивает переключение направления изливающейся из скважины водогазовой смеси между штуцерами. Количество позиций переключателя потока равно количеству штуцеров в штуцерной ёлке. Переключатель потока 11 содержит цилиндрический корпус 17 (фиг. 1-3, 5) с входным и выходными отверстиями ( на фиг. 1-3 показаны условно) и с установленным в него с возможностью вращения барабаном 18 (фиг. 1-3, 5), в котором выполнен сквозной канал 19, имеющий возможность последовательного гидравлического соединения со штуцерными линиями 14', 14", 14"' соответствующих штуцеров 13', 13", 13"' штуцерной ёлки 12, при этом барабан 18 напротив сквозного канала 19 снабжён сегментным вырезом 20 (фиг. 1-3), гидравлически сообщающимся с входным отверстием корпуса 17 и выкидной линией 9.

Сущность предложения заключается в следующем.

С устья в нагнетательную скважину 1 (фиг. 1) спускают колонну труб 2, причём нижний конец колонны труб 2 спускают на высоту h = 1-1,5 м выше пласта 3'.

На устье скважины 1 обвязывают насосный агрегат 4, например цементировочный агрегат марки ЦА-320, и азотно-компрессорную установку 5, например передвижную азотно-компрессорную станцию марки ТГА, через тройник 6 с верхним концом колонны труб 2 через трубную задвижку 7.

Также на устье скважины 1 к затрубной задвижке 8 монтируют выкидную линию 9, на которой последовательно слева направо устанавливают: предохранительный клапан 10, устройство переключения потока 11, штуцерную ёлку 12, оснащенную штуцерами 13', 13", 13"', соответствующими штуцерными линиями 14', 14", 14"' и желобную емкость 15, расположенную в приустьевой зоне скважины 1, и обвязанную желобной линией 16 с штуцерной ёлкой 12.

В качестве предохранительного клапана 10 используют любой известный предохранительный клапан, например по ГОСТ 31294-2005 «Клапаны предохранительные прямого действия».

Количество штуцеров определяют опытным путем в зависимости от давления и приемистости пласта скважины. Например, при реализации способа в штуцерной ёлке 12 используют три штуцера: 13' (проходным диаметром d₁, например равным 20 мм); 13" (проходным диаметром d₂, например равным 15 мм); 13"' (проходным диаметром d₃, например равным 10 мм) и соответственно используют трёх- позиционный переключатель потока 11. Проходные диаметры штуцеров 13', 13", 13"' уменьшаются сверху вниз.

Трёх- позиционный переключатель потока 11 содержит цилиндрический корпус 17 с входным и выходными отверстиями ( на фиг. 1-3 показаны условно), и с установленным в него с возможностью вращения барабаном 18, в котором выполнен сквозной канал 19, имеющий возможность последовательного гидравлического соединения со штуцерными линиями 14', 14", 14"' соответствующих штуцеров 13', 13", 13"' штуцерной ёлки 12, при этом барабан 18 напротив сквозного канала 19 снабжён сегментным вырезом 20, гидравлически сообщающимся с входным отверстием корпуса 17 и выкидной линией 9.

Сначала определяют допустимое максимальное давление на пласт 3^', исключающее нарушение целостности пласта и на эксплуатационную колонну скважины.

Например, максимальное допустимое давление на пласт 3' составляет 12,0 МПа, а максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну 2 скважины 1 составляет 9,0 МПа. Выбирают максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну скважины 1 равное 9,0 МПа, чтобы не допустить нарушение его целостности при большем давлении.

Затем настраивают предохранительный клапан 10 на максимально допустимое давление закачки водогазовой смеси, как указано выше 9,0 МПа. Устанавливают трёх- позиционный переключатель потока 11 в положение, указанное на фиг. 1.

Затем открывают трубную 7 и затрубную 8 задвижки и запускают в работу насосный агрегат 4 и азотно-компрессорную установку 5. Закачивают водогазовую смесь через тройник 6 по колонне труб 2, производят замену жидкости в стволе скважины 1 на водогазовую смесь.

Опытным путём определено, что расположение нижнего конца колонны труб 2 на высоте h = 1-1,5 м выше пласта 3' обеспечивает наиболее эффективный вынос загрязнённых частиц из ПЗП 3" при изливе водогазовой смеси из скважины 1, при этом колонна труб 2 не создаёт гидравлическое сопротивление восходящему потоку пены при изливе.

Далее последовательно производят три цикла закачки в пласт 3' водогазовой смеси и излива в желобную ёмкость 15, при этом давление закачки водогазовой смеси в каждом цикле увеличивают до допустимого максимального давления (9,0 МПа) на пласт 3' и/или эксплуатационную колонну 2 скважины 1, при этом на устье скважины на выкидной линии установлен предохранительный клапан 10, сбрасывающий давление в скважине 1 при достижении максимально допустимого давления (9,0 МПа), после срабатывания клапана производят излив водогазовой смеси с загрязнениями из призабойной зоны пласта 3" скважины по затрубному пространству скважины 1 через штуцера (13', 13", 13"') в жёлобную ёмкость 15.

Количество циклов соответствует количеству штуцеров (в данном примере три штуцера) с разными диаметрами (10, 15, 20 мм), установленными в составе штуцерной ёлки 12, а значит количество циклов 3.

Переключение потока водогазовой смеси в каждом из трёх циклов излива реализуют с помощью переключателя потока 11, обеспечивающего переключение штуцера от большего проходного диаметра к меньшему, исключающему засорение штуцера, при этом циклы закачки водогазовой смеси в пласт 3' и излива в желобную ёмкость 15 через штуцерную ёлку 12 могут повторяться многократно до выхода «чистой» водогазовой смеси (пены). После чего доспускают колонну труб до забоя скважины и выполняют промывку скважины технологической жидкостью.

Пример конкретного выполнения.

Сначала определяют допустимое максимальное давление на пласт 3' и эксплуатационную колонну скважины 1.

Например, максимальное допустимое давление на пласт 3' составляет 12,0 МПа, а максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну скважины 1 составляет 9,0 МПа. Выбирают максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну скважины 1, равное 9,0 МПа, чтобы не допустить нарушение его целостности при большем давлении.

Затем настраивают предохранительный клапан 10 на максимально допустимое давление закачки водогазовой смеси, как указано выше 9,0 МПа.

Открывают трубную 7 и затрубную 8 задвижки и запускают в работу насосный агрегат 4 и азотно-компрессорную установку 5 и закачкой водогазовой смеси через тройник 6 по колонне труб 2 производят замену жидкости в стволе скважины 1 на водогазовую смесь.

Например, водогазовую смесь готовят со степенью аэрации 80-90 м³/м³ т.е. 80-90 м³ воздуха на 1 м³ воды, например пресной воды плотностью 1000 кг/м³.

Первый цикл.

Устанавливают трёх- позиционный переключатель потока 11 в положение, указанное на фиг. 1. Закачивают водогазовую смесь по колонне труб 2 через ПЗП 3" в пласт 3'. При достижении давления 9,0 МПа срабатывает предохранительный клапан 10 и начинается излив водогазовой смеси с загрязнениями из ПЗП 3" скважины 1 через затрубную задвижку 8, выкидную линию 9, переключатель потока 11 (сегментный вырез 20 и сквозной канал 19), далее через штуцерную линию 14' и штуцер 13' (диаметром d₁ = 20 мм) штуцерной ёлки 12 в желобную линию 16 в желобную ёмкость 15.

Второй цикл.

Устанавливают трёх- позиционный переключатель потока 11 в положение, указанное на фиг. 2. Закачивают водогазовую смесь по колонне труб 2 через ПЗП 3" в пласт 3'. При достижении давления 9,0 МПа срабатывает предохранительный клапан 10 и начинается излив водогазовой смеси с загрязнениями из ПЗП 3" скважины 1 через затрубную задвижку 8, выкидную линию 9, переключатель потока 11 (сегментный вырез 20 и сквозной канал 19), далее через штуцерную линию 14'' и штуцер 13'' (диаметром d₂ = 15 мм) штуцерной ёлки 12, желобную линию 16 в желобную ёмкость 15.

Третий цикл.

Устанавливают трёх- позиционный переключатель потока 11 в положение, указанное на фиг. 3. Закачивают водогазовую смесь по колонне труб 2 через ПЗП 3" в пласт 3'. При достижении давления 9,0 МПа срабатывает предохранительный клапан 10 и начинается излив водогазовой смеси с загрязнениями из ПЗП 3" скважины 1 через затрубную задвижку 8, выкидную линию 9, переключатель потока 11 (сегментный вырез 20 и сквозной канал 19), далее через штуцерную линию 14'" и штуцер 13'" (диаметром d₃ = 10 мм) штуцерной ёлки 12, желобную линию 16 в желобную ёмкость 15.

Переключение трёх- позиционного переключателя потока 11 производят механически с помощью ручки (на фиг. 1-5 не показано), что позволяет ускорить процесс переключения изливающегося потока пены с загрязнениями через щтуцеры в желобную ёмкость.

В процессе реализации способа выход «чистой», т.е. без загрязнений из ПЗП 3" (фиг. 1) пласта 3' скважины 1 водогазовой смеси наблюдают визуально в желобной ёмкости 15.

При необходимости вышеописанные циклы повторяют многократно до выхода «чистой» водогазовой смеси.

После выхода чистой водогазовой смеси демонтируют оборудование на устье скважины. Доспускают колонну труб 2 (см. фиг. 4) до забоя скважины 1 и с помощью насосного агрегата 4 выполняют промывку скважины закачкой технологической жидкости, например плотностью 1010 кг/м³ по колонне труб 2 и в полуторном объёме скважины, например 33 м³. С выходом отработанной жидкости через затрубную задвижку 8 и желобную линию 16 в желобную ёмкость 15. Реализация способа завершена. Демонтируют оборудование, оснащают нагнетательную скважину 1 эксплуатационным оборудованием и запускают в работу.

Предлагаемое изобретение обеспечивает разупрочнение кольматантов (примесей), отрыв их от стенок поровых каналов пласта и подъем, а благодаря плавному стравливанию давления через штуцер улучшаются условия выноса защемленных фаз газа, нефти и воды, интенсифицируются фильтрация и продвижение твердых и высоковязких частиц по поровой среде и вынос из скважины.

Упрощается технология реализации способа из-за исключения технологических работ, связанных с установкой фильтра, заглушки, с выполнением свабирования, с манипуляциями с задвижками на каждом штуцере при смене цикла закачки/излива, с посадкой и срывом механического пакера, разрушения сбивного клапана, так как исключается вероятность негерметичной посадки пакера и/или не разрушения сбивного клапана, что в итоге повышает надёжность реализации технологии, сокращает продолжительность проведения работ.

Предлагаемый способ позволяет, а устройство обеспечивает повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта скважины за счет циклического глубокого воздействия давления водогазовой смеси (пены), а не растворителем парафинов нефтяным, имеющим большую плотность, чем пена на загрязненную призабойную зону пласта с регулируемой скоростью излива пены через последовательно снижающиеся проходные диаметры штуцеров разного диаметра от большего диаметра (d₁) щтуцера к меньшему диаметру (d₃) штуцера, исключающим забивание штуцера и увеличивающим период работы штуцеров, при этом на забое скважины создается пониженное давление, способствующее движению кольматирующих частиц и их выносу из призабойной зоны в скважину в желобную ёмкость. Меньшая плотность водогазовой смеси в сравнении с плотностью растворителя парафинов описанного в прототипе, обеспечивает эффективный вынос загрязнений из ПЗП в желобную ёмкость, поэтому загрязнения из ПЗП не оседают на забое скважины. Опытным путём установлено, что при применении штуцеров с проходными диаметрами от 10 до 20 мм в процессе излива исключаются забивание штуцеров загрязнениями из ПЗП.

Исключается вероятность смятия эксплуатационной колонны благодаря наличию клапанного устройства, ограничивающего предельное давление закачки водогазовой смеси (пены) и плавному стравливанию давления через регулируемые штуцера. Кроме того, давление в скважине поднимают не до давления гидравлического разрыва пласта, что может нарушить целость эксплуатационной колонны в скважине, а до допустимого давления на пласт и/или на эксплуатационную колонну, которое гарантирует целостность эксплуатационной колонны скважины при реализации способа.

Изобретение позволяет:

- упростить конструкцию устройства и технологию реализации способа;

- повысить эффективность очистки ПЗП;

- исключить возникновение аварийной ситуации в скважине по причине гидроудара;

- сократить длительность проведения работ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании. Способ включает остановку скважины, закачку раствора ингибитора солеотложений в скважину по колонне насосно-компрессорных труб – НКТ, спущенных до кровли пласта, создание изолирующего экрана, продавку реагента в пласт продавочной жидкостью, демонтаж оборудования, спуск глубинно-насосного оборудования штанговой скважинной насосной установки, освоение скважины и отбор продукции скважины. Предварительно определяют приемисть пласта, при величине приемистости скважины менее 250 м³/сут при давлении закачки 70-80 атм после закачки раствора ингибитора солеотложения производят закачку расчетного объема гидрофобного эмульсионного раствора – ГЭР с добавлением ингибитора солеотложения, обеспечивающего изолирующий экран, а при величине приемистости скважины 250 м³/сут и более при давлении закачки 70-80 атм ингибитор закачивают порциями сначала 50%, затем 30%, затем 20% от общего объема закачки ингибитора с чередованием закачки пачек ГЭР между порциями ингибитора. Продавку в пласт выполняют водным раствором композиции поверхностно-активного вещества – ПАВ с добавлением ингибитора солеотложений. После установки штанговой скважинной насосной установки снижают частоту качаний балансира привода насоса от первоначальной частоты в 2-3 раза с помощью частотно-регулируемого электропривода, запускают скважину в работу и осваивают в течение 16-24 часов, затем отключают частотно-регулируемый электропривод и продолжают эксплуатацию с первоначальной частотой качаний балансира привода насоса с периодическим отбором проб для контроля выноса ингибитора. В качестве ГЭР используют гидрофобную эмульсию на нефтяной и нефте-дистиллятной основе с плотностью 1010-1070 кг/м³, вязкостью 120-200 мПа·с. Повышается эффективность действия ингибитора, расширяется арсенал технологических возможностей ингибирования скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ ингибирования скважины, оборудованной штанговой скважинной насосной установкой, в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, включающий остановку скважины, монтаж соответствующего оборудования, закачку раствора ингибитора солеотложений в скважину по колонне насосно-компрессорных труб – НКТ, спущенных до кровли пласта, создание изолирующего экрана, продавку реагента в пласт продавочной жидкостью, демонтаж оборудования, спуск глубинно-насосного оборудования штанговой скважинной насосной установки, освоение скважины и отбор продукции скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют приемисть пласта, при величине приемистости скважины менее 250 м³/сут при давлении закачки 70-80 атм после закачки раствора ингибитора солеотложения производят закачку расчетного объема гидрофобного эмульсионного раствора – ГЭР с добавлением ингибитора солеотложения, обеспечивающего изолирующий экран, а при величине приемистости скважины 250 м³/сут и более при давлении закачки 70-80 атм ингибитор закачивают порциями сначала 50%, затем 30%, затем 20% от общего объема закачки раствора ингибитора с чередованием закачки пачек ГЭР между порциями ингибитора, а продавку в пласт выполняют водным раствором композиции поверхностно-активного вещества – ПАВ с добавлением ингибитора солеотложений, после установки штанговой скважинной насосной установки снижают частоту качаний балансира привода насоса от первоначальной частоты в 2-3 раза с помощью частотно-регулируемого электропривода, запускают скважину в работу и осваивают в течение 16-24 часов, затем отключают частотно-регулируемый электропривод и продолжают эксплуатацию с первоначальной частотой качаний балансира привода насоса с периодическим отбором проб для контроля выноса ингибитора.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ГЭР используют гидрофобную эмульсию на нефтяной и нефте-дистиллятной основе с плотностью 1010-1070 кг/м³, вязкостью 120-200 мПа·с.