Виды пласт. Эн. Методы осв. Скв. Пластовые давления

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы.Статич. дав. на заб. скв – дав. на заб. скв., устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатич. дав. ст. жид. в скв. высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жид. до глубины, на кот. производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это дав.= дав. внутри пласта, вскрытого скв-ми, и поэтому оно наз. Пласт. дав. Статич. Ур-нь. Ур-нь ст. жид., установившийся в скв. после ее остановки при условии, что на него действует атм. дав., наз. Статич. Ур-м. Если устье скв. герметизировано, то обычно в верхней части скв. скапливается г., создающий некоторое дав. на ур-нь жид. В этом случае ур-нь жид. не наз. Статич., хотя соотв. Статич. Усл-ям скв., и дав. на заб. скв. =сумме гидростатич. дав. ст. жид. и дав. г. Динамич. Дав. на заб. скв.- дав. устанавливается на забое во время отбора жид. или г. из скв. или во время закачки жид. или г. в скв. Динамич. Дав. на заб. очень часто наз. Заб. дав. в отличие от статич., кот. наз. Пласт. дав. Однако и статич., и динамич. Дав. в то же время явл. забойными. Динамич. Ур-нь жид. Ур-нь жид., кот. устанавливается в работающей скв. при условии, что на него действует атм. дав. (межтрубное пространство открыто), наз. Динамич. Ур-м. При герметизированном затрубном пространстве динамич.дав. будет = сумме гидростатич. дав. ст. жид. от уровня до забоя и дав. г., действующего на уровень. Высота ст. жид. измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скв. при вычислении гидростатич. дав. должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины. Ср.пласт. дав. По ср. пласт. дав. оценивают общее состояние пласта и его энергетическую харак-ку, обусловливающую способы и возможности экспл. скв. Статич. Дав. в скв., расположенных в различных частях залежи и характеризующие локальные пласт. дав., м.б. неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта, его неоднородности, прерывистости и ряда других причин. Поэтому используют понятие среднего пластового давления. Ср. пласт. дав. Рср вычисляют по замерам статич. Дав. Рi в отдельных скв. Пласт. дав. в зоне нагнетанияПри поддержании пласт. дав. в. закачивают в нагнет. скв., кот. располагают рядами. В зонах расположения нагнет. скв. в пласте создается повыш. дав. Для характеристики процесса нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. Пласт. дав. в зоне отбора За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех названных методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора. Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта. Начальное пластовое давление Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным пластовым давлением. Текущее пластовое давление В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление меняется. Динамика пластового давления является важнейшим источником информации о состоянии объекта эксплуатации. Поэтому в различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением. Приведенное давление Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна. Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м³.Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину , (4.33) ρ₁- плотность глинистого раствора; ρ₂ - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > ρ₂ּgּLּcosβ и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (4.33), при смене глинистого раствора (ρ₁ = 1200 кг/м³) на нефть (ρ₂ = 900 кг/м³) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа. Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р₁, то забойное давление Рс будет равно , (4.34)Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; ρ₁ - плотность скважинной жидкости; β - средний угол кривизны скважины.Забойное давление до нагнетания газа равно . (4.35)Вычитая из (4.35) (4.34), найдем депрессию на пласт . (4.36)Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ΔР при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и Р₁, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4.36). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазнрования жидкости в НКТ давление pi (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 - 1 м/с.Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины. Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС.Обозначим:а_т - удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;а_к - удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС.При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно

. (4.37)Давление у башмака со стороны НКТ равно

, (4.38) ρ_см - среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; ρ_ж - плотность скважинной жидкости; L - длина НКТ; β - средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; Р_к - давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; Р_у - противодавление на выкиде; g - ускорение свободного падения.Очевидно, Р_т = Р_см, поэтому, приравнивая (4.37) и (4.38) и решая относительно L, получим

. (4 .39)Формула (4.39) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса (ρ_ж, ρ_см, Р_к, Р_у, а_т, а_к). Решая формулу (4.39) относительно Р_к, получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ: . (4.40)Величины Р_у, L, ρ_ж, β обычно известны. Величины а_т, а_к и ρ_см определяются: а_т - по обычным формулам трубной гидравлики, а а_к и ρ_см - сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_с < Р_пл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

Назовите и объясните способы защиты погружного насоса от вредного влияния газа. Как уже было отмечено, одним из основных факторов, снижаю­щих эффективную работу ЭЦН, является свободный газ в откачива­емой жидкости (на входе в насос). Устранение его влияния связано с увеличением глубины погружения приема ЭЦН, т.е. с увеличением давления на приеме ЭЦН. Этот метод является достаточно простым, но в ряде случаев не может быть применен, например, тогда, когда забойное давление ниже давления насыщения. Кроме того, увели­чение глубины спуска УЭЦН приводит к снижению КПД установки за счет роста электрических потерь в кабеле и гидравлических по­терь в НКТ. Нетрудно получить условие по глубине спуска ЭЦН, при котором повышение КПД установки за счет ликвидации вред­ного влияния свободного газа компенсируется его снижением за счет роста гидравлических и электрических потерь, т.е. нулевой техноло­гический эффект; но при этом возрастают капитальные затраты (НКТ, кабель), длительность и стоимость подземного ремонта, т.е. отрицательный экономический эффект. Поэтому наиболее предпоч­тительным является такое решение, при котором снижение вредно­го влияния свободного газа не приводило бы к снижению КПД уста­новки за счет роста потерь энергии, связанных с глубиной спуска установки. К такому решению относится создание газосепаратора к погружным центробежным электронасосам. Сепа­ратор состоит из следующих основных элементов: корпуса с голов­кой, каналов отвода газа и жидкости, сепарирующего узла, ра­бочего колеса «суперкавитирующего» типа, решетки, отбойника, шнека, каналов подвода продукции, приемной сетки. Вал сепаратора имеет узел верхнего подшипника и узел нижнего под­шипника. Сепаратор работает следующим образом. Продукция скважины через приемную сетку и каналы подвода поступает на шнек. В шнеке происходит предварительное разделение продук­ции на жидкую и газовую фазы: жидкая фаза отбрасывается на пери­ферию шнека, а газовая занимает центральную часть. Часть жидко­сти, содержащаяся в газовой фазе, отбивается отбойником. Разде­ленная на фазы продукция, пройдя решетку, попадает в рабочее колесо, в котором происходит дополнительное деление фаз. На вы­ходе из рабочего колеса смесь попадает в сепарирующий узел, где происходит окончательное отделение газа от жидкости. Жидкость с небольшим количеством свободного газа через канал подводится к входу центробежного насоса, а основная часть свободного газа через канал сбрасывается в затрубное пространство. Таким образом, жидкая фаза с небольшим количеством свобод­ного газа, не влияющим на эффективность работы центробежного насоса, откачивается насосом на поверхность. Свободный газ, сбро­шенный в затрубное пространство, приводит к подъему определен­ного количества жидкости из затрубного пространства на поверх­ность (фонтанирование скважины по затрубному простран­ству): суммарная подача установки возрастает, что является по­ложительным фактором. В то же самое время большое количество свободного газа в затрубном пространстве при определенных усло­виях может привести к образованию гидратных или парафино-гидратных пробок, перекрывающих затрубное пространство и созда­ющих условия для резкого ухудшения работы сепаратора и уста­новки в целом, вплоть до срыва подачи.

Факторы осложняющие работу скважин любого способа эксплуатации и их влияние на показатели работы скважин. Основной причиной бездействия скважин являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). Методология работы с такими скважинами заключается в следующем:     - при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины – проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;

 - при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, - перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);

-  если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ – скважина должна быть ликвидирована. Причиной бездействия скважин являются различные неисправности наземного оборудования (порыв водовода, неисправность устьевой арматуры). В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям.    Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти ниже температуры насыщения нефти парафином. Интенсивность парафинизации возрастает при снижении дебита скважин, обводненности добываемой продукции, небольшой разнице величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом, высоких газовых факторах добываемой продукции, при наличии в геологическом разрезе слоев многолетнемерзлых пород, значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ и церезинов, высокой температуре насыщения нефти парафином и плавления парафина. что является причиной выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании. Для удаления АСПО на месторождении используется и химический метод, заключающийся в их растворении в соответствующих растворителях или композициях. Применение для удаления АСПО тепловых методов с использованием электрокабелей нельзя признать удачным решением, ибо из-за недостаточного прогрева АСПО зачастую не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. В настоящее время наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы, предупреждающие отложения АСПВ.  Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции. Основное условие солеотложения - это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы: смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды, растворение горных пород и газов, испарение, дегазация воды, изменение термобарических условий. Необходимо учитывать и то, что солеотложение  проходит  в  сложных  гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании. В настоящее время наиболее распространенным и экономичным следует признать способ удаления осадков неорганических солей с помощью солянокислотных обработок, в результате которых удаляются как отложения гипса, так и карбоната кальция из нефтепромыслового оборудования. К технологическим способам относят выбор вод для заводнения продуктивных пластов, совместимых с пластовыми, селективную изоляцию или ограничение притока воды в добывающих скважинах, применение раздельного отбора и сбора жидкости и т.д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава. Физические методы предупреждения солеотложения, основанные на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости, несмотря на свою перспективность, находятся лишь в стадии опытно-промышленных испытаний.  Наиболее эффективным способом предотвращения солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический с использованием реагентов-ингибиторов.