Способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом
METHOD FOR REMOVING AND PREVENTING SALT DEPOSITION IN A WELL OPERATED BY A SUCKER ROD PUMP

Изобретение относится к добыче нефти, а именно к методам удаления и  предупреждения отложений солей в скважине, а также на скважинном оборудовании, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом. Выпадение солей (гипса, ангидрида, карбонат кальция) в скважине связано с извлечением вместе с нефтью пластовой воды, а также смешением пластовых вод различных типов между собой (щелочных с жёсткими).
Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, который осуществляют следующим образом (патент RU № 2320852, опубл. 27.03.2008). включающий извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (колонны труб, насоса), спуск в скважину технологической колонны труб с пакером, посадку пакера в скважине выше пласта, последовательную закачку по колонне труб оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости. При этом в качестве растворителя используют: алифатические, ароматические углеводороды (гексан, петролейный эфир, нефрас), органические растворители (бензольная, толуольная фракции). Композиция ингибирующего раствора включает, % мас.:
- фосфорорганические соединения
1÷15
- соляная кислота
6÷23
- плавиковая кислота
0,1÷5
- вода
57÷92,9
В качестве фосфорорганических соединений используются: нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), кислота оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ), натриевые соли нитрилометиленфосфоновых кислот, полиаминометиленфосфонаты, гексаметафосфат натрия, плав солей. В качестве щелочи используют реагент для добычи нефти универсальный (РДН-У). Гидрофильная продавочная жидкость является водным раствором реагентов на основе алкилсульфонатов или реагентов на основе моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля.
Недостатки способа:
- во-первых, применение подобного состава ингибирующего раствора ввиду наличия в нем кислотных реагентов может вызвать рост коррозионных процессов на скважинах;
- во-вторых, наличие плавиковой кислоты в составе может привести к образованию труднорастворимого фторида кальция при возможном контакте композиции с пластовыми водами и породами пласта, содержащими ионы кальция;
- в-третьих, ввиду того, что применяется предоторочка углеводородного растворителя, существует риск введения ингибирующего раствора в нефтенасыщенные интервалы и изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде, что может привести к обводнению добываемой продукции;
- в-четвёртых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химическим реагентов при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;
- в-пятых, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб,  установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;
- в-шестых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (насоса, колонны труб)  спуск технологической колонны труб с пакером, посадка пакера в скважине выше пласта, последовательная закачка в призабойную зону скважины оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости, распакеровка и извлечение технологической колонны труб с пакером, спуск эксплуатационного оборудования в скважину).
Известен способ удаления удаления отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающий подготовку устья скважины к циркуляции раствора по закнутому циклу, закачку в скважину технологического раствора по замкнутому циклу, промывку скважины технологическим раствором с переменной скоростью (патент RU № 2003783, опубл. 30.11.1993). Определяют степень промывки насосно-компрессорных труб по току электромотора станка-качалки. При достижении им номинального значения промывку прекращают.
Недостатками известного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность растворения и удаления отложений солей закачкой химических растворов, низкий межремонтный период работы скважины, из-за недостаточного растворения отложения солей, недостаточного вымыва продуктов растворения солей, которые остаются в порах призабойной зоны пласта и на оборудовании, что приводит к снижению фильтрации, и как следствие, снижению продуктивности добывающей скважины;
- во-вторых, высокий коррозионный износ скважинного оборудования при реализации способа, так как кислотосодержащие растворы оказывают негативное воздействия, как на элементы штангового глубинного насоса так и на колонну труб;
- в-третьих, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химических реагентов, в том числе кислотосодержащих, при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;
- в-четвёртых, сложность реализации процесса, связанная с необходимостью установки сепаратора на устье скважины, а также большие затраты технологической жидкости на промывку скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании (патент РФ № 2484238, опубл. 10.06.2013), включающий извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (колонны труб, насоса), спуск в скважину технологической колонны труб с пакером, посадку пакера в скважине выше пласта, последовательную закачку по колонне труб в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, причем в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия, причем в качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозоль или смесь растворителей, а в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают 1-2%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая эффективность предотвращения отложения солей закачкой химических реагентов (растворов), указанных в способе. Это обусловлено тем, что продукты растворения солей остаются в порах призабойной зоны пласта, что приводит к снижению фильтрации, и как следствие, снижению продуктивности добывающей скважины;
- во-вторых, низкое качество обработки скважинного оборудования. Это обусловлено тем, что продукты растворения солей и закачанные в скважину химические реагенты, находящиеся в скважине после окончания обработки, не извлекаются на поверхность;
- в-третьих, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины последовательно закачиваемых по колонне труб химических реагентов при монтаже и демонтаже оборудования (открытая система) в процессе реализации способа;
- в-четвертых, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечение бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб,  установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;
- в-пятых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (извлечение из скважины эксплуатационного оборудования (насоса, колонны труб)  спуск технологической колонны труб с пакером, посадка пакера в скважине выше пласта, последовательная закачка в призабойную зону скважины химических реагентов: растворителя в качестве которого используют бутилцеллозоль или смесь растворителей, раствора ингибитора солеотложения, а также гидрофильной продавочной жидкости,  распакеровка и извлечение технологической колонны труб с пакером, спуск эксплуатационного оборудования в скважину).
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности реализации способа по удалению и предотвращению отложения солей в скважине и повышение качества обработки скважинного оборудования, снижение межремонтного периода работы скважины, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса предотвращения отложения солей в добывающей скважине.
Поставленные технические задачи решаются способом удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающим спуск в добывающую скважину колонны труб c штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.
3
3
Новым является, то что перед закачкой ингибитора останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока, автоцистерны с кислотой, антикоррозионной жидкостью и ингибитором солеотложений, а также  желобную ёмкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, закачку ингибитора солеотложений производят в объёме  0,2 мв затрубное   пространство   скважины не превышая давление закачки 3,0 МПа, осуществляют выдержку в течение 2 часов, и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, затем закрывают линейную задвижку  и  включают привод штангового глубинного насоса, далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений, между устьем и забоем скважины, затем останавливают привод штангового глубинного насоса извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, далее производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой  в затрубное пространство скважины антикоррозионной  жидкости  доводят соляную кислоту до интервалов перфорации пласта и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 1 часа, после чего в 3 цикла  через каждые 0,5 ч поочередно, то  в колонну труб, то в затрубное пространство скважины закачивают по 0,5 м технологической жидкости, после окончания времени выдержки устанавливают штанговый глубинный насос  в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную ёмкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.
На фиг. 1-5 схематично и последовательно изображён способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом.
Выпадение солей (гипса, ангидрида, карбонат кальция) в скважине связано с извлечением вместе с нефтью пластовой воды, а также смешением пластовых вод различных типов между собой (щелочных с жёсткими).
4
2
4
2
В добывающих скважинах серьёзные осложнения вызывают отложения солей: твёрдого сульфата кальция – гипса СаSO·2НО и ангидрита – СаSO·0,5НО. Отложения гипса преобладают при температуре 40 градусов и ниже, при более высокой температуре может осаждаться ангидрит.
Предлагаемый способ основан на химическом методе удаления и предотвращения образования солей в скважине и эксплуатационном оборудовании путём преобразования осадков с помощью ингибитора солеотложения и последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и их удалением из скважины промывкой технологической жидкостью. Реализация данного способа 3-4 раза в год предупреждает образование солей в скважине.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1 (см. фиг. 1-5), оснащённая колонной труб 2 со штанговым глубинным насосом (ШГН) 3, установленным в замковую опору 4 колонны труб 2. В процессе эксплуатации добывающей скважины 1  в ней  образуются отложения солей (гипса, ангидрида) и при последующей эксплуатации добывающей скважины 1 это приводит к перекрытию интервалов перфорации 5 продуктивного пласта 6 добывающей скважины 1. В результате снижается дебит продукции скважины и увеличивается обводнённость продукции добывающей скважины 1. Кроме того, соли откладываются на эксплуатационном оборудовании: колонне труб, насосе, сужая проходное сечение эксплуатационного оборудования. На устье добывающей скважины установлены линейная 7 и затрубная 8 задвижки.
С целью очистки скважины 1 от уже образовавшихся в ней солей и предупреждения дальнейшего образования солей  останавливают привод ШГН 3, затем устанавливают на устье добывающей скважины 1 и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 9 (см. фиг. 2-5), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с ингибитором солеотложений 11 автоцистерну с кислотой 12, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 13, автоцистерну с технологической жидкостью 14 и желобную ёмкость 15, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки  16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Закрывают технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23.
В качестве насосного агрегата 9 применяют, например насосную установку СИН35.64  производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чёрмоз.
В качестве переключателя потока 10 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.
В качестве автоцистерн применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на базе прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чёрмоз.
В качестве желобной ёмкости 15, например применяют ёмкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ» кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.
В качестве ингибитора солеотложений применяют любой известный ингибитор солеотложений, например ингибитор солеотложений СНПХ-5314, по ТУ 2458-262-05765670-2007. выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. Назначение - ингибитор солеотложения обладает комплексообразующими и кристаллоразрушающими свойствами. Ингибитор солеотложений СНПХ-5314 завозят на скважину в автоцистерне 11.
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%-ную, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путём добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м. 12% соляную ингибированную синтетическую техническую завозят на скважину 1 на автоцистерне 12.
В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 13.
3
В качестве технологической жидкости применяют, например сточную воду плотностью 1050 кг/м. Сточную воду указанной плотности готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 14.
3
Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологические 16 и 20 задвижки. С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку ингибитора солеотложений в объеме 0,2 м в затрубное   пространство 24 скважины 1 не превышая давление закачки 3,0 МПа, чтобы не передавить ШГН 3, находящийся в замковой опоре 4 колонны труб 2.
Далее исследуют скважину 1 отбивкой уровня 25' жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-5 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.
1
Например, по результатам проведённых исследований уровень – L жидкости в затрубном пространстве 24 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 900 м.
Осуществляют выдержку в течение 2 часов на смешивание ингибитора солеотложений со скважинной жидкостью в затрубном пространстве 24 скважины 1, при этом ингибитор солеотложений проникает через интервалы перфорации 5 в призабойную зону  пласта 6.
По прошествии 2 часов закрывают технологические задвижки 16 и 20 и открывают технологические задвижки 21 и 22. Включают привод ШГН 3. Далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию (см. фиг. 3) скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений по колонне труб 2 вверх через переключатель потока 10 и в затрубном пространстве 24 вниз, т.е. между устьем и забоем скважины 1. В процессе циркуляции ингибитор солеотложений постепенно растворяет соли с поверхностей эксплуатационного оборудования и стенок скважины в том числе и в интервале перфорации 5.
По прошествии 12 часов останавливают привод ШГН 3 и ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1.
3
Ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1, например в течение 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 24 скважины 1 до отбитого ранее значения 900 м или ниже, но не более величины объёма ингибитора солеотложений равного 0,2 м, уровень которого в скважине 1 составляет, например 15 м, т.е. 900 м-15 м = 885 м.
После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня 25" производят с помощью эхолота, например,
2
2
L = 890 м. Убедившись, по результатам проведённых исследований, что уровень – L жидкости в затрубном пространстве 24 (см. фиг. 2-3) скважины 1 больше уровня 885 м, закрывают затрубную 8 и технологические 21 и 22 задвижки.
Извлекают ШГН 3 из замковой опоры 4 колонны труб 2, например с помощью подъёмного крана 25, установленного на устье скважины 1.
Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а» (см. фиг. 3).
Открывают затрубную 8 и технологические 17, 20, 21 задвижки.
Сначала определяют объем кислоты для закачки в затрубное пространство 24 (см. фиг. 3) скважины 1 из условия выполнения установки кислотной «ванны» в интервалах перфорации 5 пласта 6 по формуле:
к
1
2
3
2
V = π·D/4 ·(h+h+h),
где, D - внутренний диаметр ствола скважины, например 15 см = 0,15 м
1
1
h– высота от забоя скважины до подошвы пласта 6 скважины 1. Например, h = 50 м.
2
h – высота интервалов перфорации 5 пласта 6. Например, высота интервалов перфорации 5 пласта 6 равна 5 м.
3
3
h – высота, обеспечивающая перекрытие интервалов в режиме кислотной ванны 5-10 м. Примем h = 7 м.
Подставляя числовые значения в формулу получим:
к
1
2
3
2
2
3
V = π·D/4 ·(h+h+h) = 3,14·(0,15 м)/4 ·(50 м + 5 м+7 м) = 1,1 м
3
Далее с помощью насоса 9 из автоцистерны с кислотой 12 через переключатель потока 10 производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство 24 скважины 1 в объёме 1,1 м.
3
акж
3
Затем определяют необходимый объём закачки антикоррозионной жидкости (АКЖ) для доведения соляной кислоты до интервалов перфорации 5 пласта 6 скважины 1. Например, объём (V) затрубного пространства 24 составляет 10 м. Тогда объём АКЖ (V), используемый для доведения кислоты до интервалов перфорации 5 пласта 6 составляет:
акж
3
3
3
3
3
V = V – 2 м= 10 м-2 м= 8 м.
Далее закрывают технологическую задвижку 17 (см. фиг. 3) и открывают технологическую задвижку 18 и с помощью насоса 9 из автоцистерны с антикоррозионной жидкостью 13 через переключатель потока 10 производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство 24 и  доводят соляную кислоту до интервалов перфорации 5 пласта 6 (без продавки в пласт 6).
АКЖ, закачанная в затрубное пространство 24 скважины 1, при  продавке кислоты в интервал перфорации пласта снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и скважинное оборудование (колонна труб 2 и ШГН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении работ по предотвращению отложения солей в скважине 1.
Оставляют скважину 1 на технологическую выдержку в течение 1 часа в режиме кислотной «ванны», при этом происходит медленное проникание раствора кислоты через интервалы перфорации 5 в призабойную зону пласта 6 и растворение кольматирующих соединений и частиц породы.
3
Далее в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб 2, то в затрубное пространство 24 скважины 1 закачивают по 0,5 м технологической жидкости.
Для закачки технологической жидкости в колонну труб 2 (см. фиг. 4) переключатель потока 10 переводят в положение «б» и открывают затрубную 8 и технологические 20, 21, 23 задвижки, при этом все остальные задвижки закрыты.   Насосный агрегат 9 из автоцистерны с технологической жидкостью 14 закачивает технологическую жидкость через переключатель потока 10 в колонну труб 2, что вызывает перемещение кислоты из призабойной зоны в затрубном пространстве 24, при этом излишки жидкости из затрубного пространства 24 через переключатель потока 10 попадают в желобную ёмкость 15.
Оставляют скважину в течение 0,5 часа на реакцию соляной кислоты. После чего производят закачку технологической жидкости в заколонное пространство 24 (см. фиг. 3). Насосный агрегат 9 из автоцистерны с технологической жидкостью 14 закачивает технологическую жидкость через переключатель потока 10 в затрубное пространство 24, что вызывает перемещение кислоты из призабойной зоны в колонну НКТ 2, при этом излишки жидкости из колонны НКТ 2 через переключатель потока 10 попадают в желобную ёмкость 15. Оставляют скважину в течение 0,5 часа на реакцию соляной кислоты.
Первый цикл «кислотного полоскания» окончен. Аналогичным образом выполняют ещё два цикла «кислотного полоскания». После чего закрывают все задвижки.
В результате  проведённых технологических манипуляций в призабойной зоне 6 скважины 1 происходит кислотное «полоскание», т.е. движение кислоты в динамическом режиме в противоположных направлениях , приводящее к растворению в призабойной зоне пласта 6 кольматирующих соединений, продуктов реакции солей с ингибитором солеотложений, а также частиц породы и их выносу из призабойной  зоны пласта 6  в ствол скважины 1, что обеспечивает восстановление фильтрационной способности призабойной зоны пласта 6.
В процессе «кислотного полоскания» кислота не попадает внутрь колонны труб 2, что снижает негативное воздействие кислоты как на саму колонну труб 2, так и на ШГН 3.
С помощью подъёмного крана устанавливают ШГН 3 в замковую опору 4 колонны труб 2. Устанавливают переключатель потока 10 жидкости (см. фиг. 5) в положение «а», открывают технологические задвижки  21 и 23, при этом все остальные задвижки закрыты.
Запускают привод ШГН 3 и производят откачку ШГН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны (интервалов перфорации 5 пласта 6) скважины 1 в желобную ёмкость 15 до нейтрального рН. Нейтральный рH = 7. Величину рН замеряют на входе в желобную ёмкость 13.
3
Например, в начале откачки pH = 5,0 и по мере откачки ШГН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объёме 6 м pH достиг нейтрального значения равного 7. После этого останавливают привод ШГН 3.
Показатель pH измеряют, например с помощью цифрового портативного pH метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.
На устье скважины демонтируют: насосный агрегат 9 (см. фиг. 1), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с ингибитором солеотложений 11, автоцистерну с кислотой 12, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 13, автоцистерну с технологической жидкостью 14, желобную ёмкость 15, технологические задвижки 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.
Вновь запускают привод ШГН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1.
С целью предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоны скважины, а также с целью восстановления дебита продукции скважины после такой обработки, вышеописанный процесс повторяют 3-4 раза в год.
Повышается эффективность удаления и предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоне пласта скважины, увеличивается межремонтный период работы скважины на 20%  благодаря комплексному воздействию:
- во-первых, ингибитором солеобразования, который циркулирует в скважине 1 в течение 12 часов постепенно разрушая кристаллы солей твёрдого сульфата кальция – гипса СаSO4·2Н2О и ангидрита – СаSO4·0,5Н2О;
- во-вторых, соляной кислотой, которая в щадящем режиме (без глубокого проникновения в пласт) в режиме «кислотной ванны» и «полоскания» (динамического ОПЗ)
растворяет в призабойной зоны различные кольматанты (продукты растворения солей с ингибитором солеотложений,  глинистой коркой, а также присутствующие в породе пласта 6 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязнениями, способными вступать в активную реакцию с кислотой).
Кольматанты извлекаются из призабойной зоны в ствол скважины и за пределы скважины и поэтому не остаются в порах призабойной зоны пласта, что приводит к восстановлению фильтрационной способности призабойной зоны, и как следствие, повышению продуктивности добывающей скважины.
Повышается качество обработки скважинного оборудования, так как продукты  растворения солей и закачанные в скважину химические реагенты, находящиеся в скважине после окончания обработки, откачиваются с помощью ШГН в желобную ёмкость  и утилизируются, а не остаются в скважине, как описано в прототипе, и не оседают на поверхности скважинного оборудования.
При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины (закрытая система), что гарантированно исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.
Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как всё оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа , а все работы при реализации способа проводятся путём проведения манипуляций с линейной, затрубной и технологическими задвижками и изменением положения «а» или «б» переключателя потока  жидкости, а также исключается применение пакерующего устройства.
Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся при спущенном в скважину эксплуатационном оборудовании: колонна труб 2 и насос 3 (ШГН). Поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб,  установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом позволяет:
- повысить эффективность удаления и предотвращения отложения солей в скважине и призабойной зоне пласта;
- повысить качество обработки скважинного оборудования, увеличить межремонтный период работы скважины на 20%;
- исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;
- сократить затраты на реализацию способа;
- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.