Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка способов предотвращения отложения кальцита в скважинном оборудовании в условиях форсированного отбора жидкости

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка способов предотвращения отложения кальцита в скважинном оборудовании в условиях форсированного отбора жидкости"

На правах рукописи

МИХАЙЛОВ АЛЕКСАНДР ГЕОРГИЕВИЧ

РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ КАЛЬЦИТА В СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ В УСЛОВИЯХ ФОРСИРОВАННОГО ОТБОРА ЖИДКОСТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ)

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, доцент

Пономарев Александр Иосифович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессию

Антипин Юрий Викторович доктор технических наук, старший научный сотрудник Гарифуллин Флорид Сагитович

Ведущая организация НПО «Нефтегазтехнология»

Защита состоится «17» декабря 2004 года в 15-30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289. 04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « 17 » ноября 2004 года

Ученый секретарь диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние годы на нефтяных месторождениях широко используются методы интенсивного воздействия на пласт в сочетании с применением современных высокопроизводительных электроцентробежных насосов (ЭЦН).

В совокупности интенсифицированный отбор промысловой жидкости привел к увеличению количества отказов подземного оборудования вследствие появления твердых кристаллических отложений солей на деталях ЭЦН, приводящих к заклиниванию вала либо к пробою изоляции электрического кабеля. Произошло снижение межремонтного периода работы (МРП) механизированного фонда скважин в НГДУ ОАО «Юганскнефтегаз» (ОАО «ЮНГ») до 15-120 суток. Наметилась тенденция к снижению продуктивности эксплуатационных скважин и уменьшению притока пластовой жидкости.

Рост числа скважин, подверженных отложению солей, снижение наработки на отказ скважинного оборудования обусловили острую необходимость разработки и внедрения эффективных методов борьбы с солеотложением и прогноза его возникновения в конкретной скважине.

Цель работы - разработка прогнозных оценок возникновения солеотложения в скважинном оборудовании и эффективных методов его предупреждения в ЭЦН и приза-бойной зоне (ПЗП) скважины на примере месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- изучение состава и свойств отложений в скважинном оборудовании;

- моделирование солеобразования для установления основных факторов, влияющих на солеотложение, и выявление допустимых диапазонов их варьирования;

- исследование эффективности промышленных ингибиторов солеотложения для вод месторождений нефти Западно-Сибирской НГП;

- усовершенствование технологии предупреждения солеотложения с применением погружного скважинного контейнера (ПСК), заполненного твердым битуминозным ингибитором, разработка устройств крепления ПСК в наклонных скважинах;

- разработка научных критериев рационального выбора технологии предупреждения солеотложения (применение дозирующих устройств, ПСК, обработка ингибитором вод, закачиваемых для поддержания пластового давления) и ее технико-экономическое обоснование.

¡РОС, национальная

I ВМЛИОТМА

Научная новизна

1 Установлена зависимость выпадения кальцита на приеме ЭЦН с наработкой на отказ насосного оборудования для скважин месторождений ОАО «ЮНГ». Усовершенствована методика расчета скорости выпадения кальцита по стволу добывающей скважины (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2002610895. Реестр программ для ЭВМ, 07 06.2002 г.)

2 Разработан состав твердофазной битуминозной ингибиторной композиции для предотвращения солеотложения при добыче высокотемпературных добываемых флюидов.

3 Разработаны конструкции для присоединения ПСК с твердым ингибитором солеотложения к ЭЦН, эксплуатируемым в наклонных скважинах Западно-Сибирской Hill, которые позволяют существенно снизить нагрузки при спускоподъемных подземных ремонтных работах (ПРС) (Свидетельства на полезные модели № 29328, № 29330 от 10 05.2003 г)

4 Разработан состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования, позволяющий эффективно отмыть загрязненные АСПО солевые отложения для их дальнейшего удаления (Патент РФ № 2183650 - Бюл. № 17,2002 г.).

Практическая ценность

1 Предложен алгоритм расчета скорости солеобразования кальцита в зависимости от изменения давления на забое, дебита, обводненности добываемой продукции, глубины подвески насоса и свойств добываемых флюидов (концентрации иона Са2+ и содержания СОг в водной среде), позволяющий прогнозировать наработку на отказ ЭЦН солеотла-гающего фонда добывающих скважин.

2 Апробированы и внедрены в производственную практику ООО «Нефте-химсервис»*

а) технология предупреждения солеотложения с помощью ПСК на Мало-Балыкском месторождении;

б) технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД на ЮжноСургутском месторождении

Предотвращенный ущерб при применении данных технологий составил соответственно 1758 и 693 тыс. руб в год на осложненную солеотложением скважину

3 Разработан технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложения для условий объектов добычи нефти ОАО «ЮНГ».

4 Разработана методика расчета экономической эффективности применения технологий предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании для ООО «Нефтехимсервис».

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось и обсуждалось на научно-практических конференциях молодых учёных и специалистов в г. Тюмени в 2001,2003 гг. (доклад на конференции 2003 г. был отмечен дипломом 2 степени), X Юбилейном конкурсе молодежных разработок «ТЭК-2001» в г. Москве, где программа моделирования процессов соле- и парафиноотложения в добывающих скважинах ОАО «Юганскнефтегаз» отмечена дипломом за лучшую разработку.

Публикации. По результатам выполненных исследований получен 1 патент РФ, 1 свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ, 2 свидетельства на полезные модели, опубликовано 7 печатных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 112 наименований, содержит 138 страниц машинописного текста, 35 рисунков, 18 таблиц и 7 приложений объемом 55 страницы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрывается актуальность рассматриваемой проблемы, поставлены цель и основные задачи, сформулирована научная новизна и обоснована практическая ценность результатов проведенных исследований.

Первая глава посвящена литературному обзору материала по тематике диссертации.

Проблему солеотложения в нефтепромысловом оборудовании при разработке нефтяных месторождений, а также методы ее решения рассматривали в своих работах такие авторы, как: Ю.В. Антипин, В.Н. Ахметов, К.Б. Аширов, ГА. Бабалян, М.Д. Валеев, В.В Витвицкий, Г.П. Волобуев, А.Г. Габдрахманов, Р.Ф. Габдуллин, Ф.С. Гарифуллин, Ю.В. Гаттенбергер, А.А. Глазков, Н.И. Данилова, Л.Т. Дытюк, Л.Х. Ибрагимов, В.Е. Кащавцев, С.Ф. Люшин, Л.Б. Лялина, С.Н. Маринин, СА. Михайлов, И.Т. Мищенко, М.М. Мухаметшина, В.А Рагулин, В.В. Рагулин, Л.Е. Сокирко, А.Ш. Сыртланов, ЛА. Чернобай, а также другие исследователи и промысловые работники.

Рассмотрены факторы, влияющие на процесс солеобразования в стволе скважины и продуктивных коллекторах в условиях сложных гидрохимических взаимодействий закачиваемой воды с породой пласта и насыщающими ее жидкостями.

б

Тип отложений принято характеризовать по преобладанию (до 60-80 %) одного из видов неорганических соединений. Карбонатные соли, преимущественно кальцит СаСОз, распространены на месторождениях Западной Сибири, Азербайджана, Ставропольского края и др.; сульфаты кальция - гипс (СаБО^^НгО) и ангидрит (СаЗОл), отлагаются в скважинах месторождений Урало-Поволжья и Казахстана; галит (ЛаС!) - на месторождениях Белоруссии и Украины, барит (ВавО^ и целестин (ЭЙО^ - на месторождениях Мангышлака.

В нефтегазоносных регионах, где в осадочных толщах отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод относительно невелика, в составе солей, выпадающих на поверхности нефтепромыслового оборудования, преобладает кальцит.

Выпадение соли в осадок из раствора происходит при условии, когда выполняется неравенство

где - концентрация соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок;

- равновесная при данных условиях концентрация соединения или иона.

Таким образом, выпадение осадка может происходить либо за счет увеличения левой части неравенства (возрастания фактической концентрации соединения или иона потенциально способного к выпадению в осадок), либо за счет уменьшения правой части (снижения равновесной концентрации соединения или иона). Первое из этих условий имеет место при смешивании вод разного состава не совместимых друг с другом и растворении породообразующих минералов. Второе - при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий, испарении воды, выделении газов.

Выпадение солей при смешении пластовых и закачиваемых вод может происходить как при законтурном, так и внутриконтурном заводнении нефтяного месторождения. При законтурном заводнении отложение происходит преимущественно в водоносной части коллектора. При внутриконтурном заводнении закачиваемая вода смешивается с остаточной водой нефтенасыщенной породы во время поршневого вытеснения. В этом случае смешение происходит в нефтяном пласте в зоне непосредственного контакта. При несовместимости вод в пласте возможно образование нерастворимых осадков, затрудняющих процесс фильтрации нефти.

Подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением температуры и давления. При снижении давления происходит нарушение сложившегося в пластовых условиях равновесия. В частности, имеет место перераспределение растворенного диоксида углерода между водной и нефтяной фазами. Снижение содержания диоксида угле-

рода в воде приводит к выпадению кальцита из насыщенных солеобразующими ионами сред:

Са (НСОз)г = СаСОэФ + Н20 + С02 ф.

Существенным фактором, оказывающим влияние на солеотложение в низкообвод-ненных скважинах, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе разга-зирования скважинной продукции. В процессе испарения воды происходит общее понижение растворимости солей. В осадок могут перейти растворимые в обычных условиях соли - хлориды щелочных и щелочноземельных металлов.

Одной из причин интенсивного отложения карбоната кальция на колесах ЭЦН является повышение температуры потока добываемой продукции из-за теплоотдачи работающего погружного электродвигателя (ПЭДа). Так как с ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, то это приводит к отложению выпавшей соли на колесах ЭЦН.

Борьба с солеотложением ведется методами удаления сформировавшихся осадков и предотвращения их выпадения. Для удаления осадков проводят разбуривание солевых пробок и обработку химическими реагентами в зависимости от типа отложений (растворами соляной кислоты, комплексонов, каустической и кальцинированной соды).

Для предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании применяют технологические, физические и химические способы, используют защитные покрытия поверхности оборудования материалами с низкой адгезией к солям. Эффективным способом предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании является химический - с использованием реагентов-ингибиторов путем:

- непрерывного дозирования в затрубное пространство скважины с помощью наземных дозировочных устройств (УДЭ);

- периодического дозирования в затрубное пространство скважины;

- закачки в пласт и др.

Во второй главе изучены состав и свойства отложений в скважинном оборудовании, проведено моделирование солеобразования для установления основных факторов, влияющих на солеотложение и выявления диапазонов их изменения, позволяющих снизить ущерб от солеотложения.

Анализ состава проб отложений, извлеченных с поверхности рабочих органов ЭЦН скважин месторождений Западно-Сибирской НГП, выполненный по разработанной методике и петрографическими методами на микроскопе «Полам-112» (увеличение до 300 раз), показал, что солевые осадки имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющие. При этом чаще всего встречаются кальциевые карбонаты - СаСОз (60-90 %), реже кальциево-магниевые и железистые, а в некоторых случаях

обнаруживаются галит - до 20 % и гипс от 5 до 25 %. Иногда осадок состоит в основном из барита. В солевых осадках встречаются кремнезем, сцементированный карбонатами кальция и магния, и продукты коррозии. Обнаруживаются органические примеси (в основном углеводороды) до 25 %. В ряде проб отмечено высокое содержание примесей искусственного происхождения, в частности проплата, применяемого при гидроразрыве пласта. В таблице 1 представлены результаты петрографических исследований состава отложений.

Таблица 1 - Состав отложений на ЭЦН в добывающих скважинах Западно-Сибирской НТО

Месторождеиие Номер СКВ., пласт Минеральные компоненты Новообразования Техногенные компоненты

Асомкинское 144, ю, Кварц, серицит, глини-стополевошпатовые частицы, хлорит Карбонат и сульфат кальция Металлические частицы

478, ю, Кварц, хлорит, циркон, серицитполевошпато-вые частицы Карбонат кальция -

433, Ю, Пирит Сульфат бария, карбонат кальция, гидроксид железа -

Малый Балык 3645, Б) 8 Кварц, хлорит Карбонат и сульфат кальция -

Приобское 8288, А» - Карбонат и сульфат кальция,гидроксид железа Металлические частицы, проппант

Лемшшское 341, Ап - Карбонат и сульфат кальция Металлические частицы

Приразломное 747, Бд Кварц, циркон, глинистые частицы Карбонат и сульфат кальция Металлические частицы, проггаанта

Угутское 164, К>1.2,3 Кварц, хлорит, циркон Карбонат и сульфат кальция

Усть-Балыкское 1424, Бю - Карбонат и сульфат кальция Металлические частицы, проппант

ЮжноСургутское 822, Бю Кварц, хлорит Карбонат и сульфат кальция -

Для количественной оценки влияния эксплуатационных параметров работы скважины на солеотложение кальцита и его прогноза разработаны методика и программа расчета солеобразования.

В основу моделирования положен расчет фактического и равновесного содержания диоксида углерода в водной фазе, изменения его фактического содержания в воде и определение содержания кальцита, образующегося в процессе подъема продукции в скважине.

Разработанный программный продукт позволяет производить расчеты: температуры и давления, физико-химических свойств нефти, газа и воды по стволу добывающей скважины и НКТ; плотности и вязкости эмульсионного потока добываемой жидкости; разгазирования скважинной продукции в скважине; содержания диоксида углерода в контактирующих газовой, водной и нефтяной фазах в соответствии с константами фазового равновесия; повышения температуры жидкостного потока от работающего ПЭДа; растворимости кальцита в зоне перфорации, по стволу скважины, на насосе и в НКТ в зависимости от парциального давления диоксида углерода и температуры; равновесных условий солеобразования в скважине; зоны асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважине; выноса воды с забоя скважины потоком добываемой продукции.

Для оценки достоверности модели проведено сопоставление фактической наработки на отказ ЭЦН с расчетами интенсивности солеобразования на приеме насоса. Для сопоставления использованы усредненные физико-химические свойства пластовой нефти и данные устьевых анализов на содержание солеобразующих ионов и в водной среде скважины. Связь наработки на отказ ЭЦН в скважине (У, сут) с интенсивностью солеобразования (X, г/сут) выражается соотношением

У = 298,48'е"0,000|х.

Коэффициент корреляции R = 68 %.

Результаты моделирования солеобразования по стволу добывающей скважины хорошо согласуются с практическими наблюдениями за работой погружных ЭЦН. Так, для скважин Мало-Балыкского месторождения заглубление насоса в скважине, увеличивая интенсивность солеобразования СаСОз в стволе, сокращает наработку на отказ ЭЦН (рисунок 1).

Модель выпадения СаСОз в скважине позволила в зависимости от концентрации в нефти определить предельное содержание ионов в пластовой воде, выше которой возникает опасность солеотложения кальцита на ЭЦН в процессе интенсификации нефтедобычи (таблица 2).

Сопоставлением результатов расчета с наработкой на отказ погружных ЭЦН определены уровни опасности эксплуатации ЭЦН в зависимости от скорости выпадения на них кальцита, что позволило для основных месторождений ОАО «ЮНГ» построить зависимости, позволяющие отнести эксплуатационную скважину к определенной группе риска в зависимости от депрессии на забое скважины, обводненности и содержания солеобра-зующего катиона Са2+.

Глубина шигасски насоса, м

Рисунок 1 - Изменение наработки на отказ ЭЦН в скважинах Мало-Балыкского месторождения и интенсивности солеобразования СаС03 в зависимости от глубины

подвески насоса

Таблица 2 - Содержание Саг* (мг/л) в пластовой воде, выше которого возникает опас-

ность отложения СаСОз

Содержание СО2 в пластовой нефти, % мольн. Температура на ЭЦН, иС

60й 80 100"

ОД 163 120 92

0,2 205 152 116

0,3 234 174 132

0,4 258 191 145

0,5 277 205 156

0,6 295 218 166

0,7 310 229 175

0,8 324 240 182

На рисунке 2 в качестве примера приведены зависимости наработки на отказ погружных ЭЦН от депрессии на забое скважины, обводненности и содержания солеобра-зующего катиона Са2+ для скважин Мамонтовского месторождения.

В результате моделирования были установлены следующие закономерности.

При снижении забойного давления увеличивается интенсивность солеобразования, что обусловлено двумя причинами:

- при забойном давлении выше давления насыщения нефти газом свое влияние оказывает константа равновесия между водной и нефтяной фазами;

- при разгазировашга нефти происходит дополнительное перераспределение СОг уже в газовую фазу, что еще более интенсифицирует процесс образования кальцита.

С ростом обводненности процесс солеобразования на приеме ЭЦН интенсифицируется. Однако до достижения определенной обводненности скважинной продукции может и не наблюдаться интенсивного солеобразования. Это объясняется относительно высоким содержанием растворенного диоксида углерода в водной фазе при невысокой обводненности, что тормозит процесс образования кальцита.

Изменение глубины подвески насоса на интенсивность солеобразования влияет различным образом. С подъемом ЭЦН интенсивность образования кальцита на приеме снижается Это можно объяснить тем, что равновесные условия в интервале забой-приём насоса таковы, что выпавший на забое кальцит, выносимый потоком добываемой продукции, при контакте с водной фазой переходит в водорастворимый гидрокарбонат кальция, если не создаются условия для его адсорбции на эксплуатационной колонне. Чаще же встречаются зависимости с экстремумами, обусловленными сложным равновесным характером химического превращения

Са(НС03)2 <-> СаС03Ф + Н20 + С02 14

Изменение содержания диоксида углерода в водной фазе сдвигает равновесие химического превращения в сторону либо образования, либо растворения кальцита В свою очередь на содержание в водной фазе оказывает влияние изменение температуры и давления по стволу скважины.

Так как в пластовых водах месторождений Западно-Сибирской НГП гидрокарбонат-ион присутствует в избытке относительно катионов кальция, то последние и будут определять склонность воды к образованию карбонатных осадков. Рост содержания катионов кальция в пластовой воде при снижении забойного давления увеличивает образование карбоната кальция на приеме ЭЦН.

В третьей главе исследована эффективность промышленных ингибиторов солеот-ложения для вод месторождений Западно-Сибирской НГП, разработана технология предупреждения солеотложения с применением ПСК, заполненного битуминозным ингибитором, апробирована и внедрена в производственную практику технология защиты оборудования добывающих скважин от солеотложения закачкой ингибитора через скважины системы ППД, разработан состав для удаления АСПО из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования.

Борьба с солеотложением ведется путем удаления сформировавшихся осадков и их предупреждения. Так как в состав солеотложений входят гидрофобизирующие их нефтяные компоненты, то для повышения эффективности разложения карбонатных осадков есть необходимость в отмыве и удалении перед кислотной обработкой АСПО.

—ыЗ/суг 1

-*-150 иЗ/сут 1

1« м

Кошягцици пга а*, мг/л

Зовы солеотложеят Наработка на отнесут Ущерб от солеотложени, млн руб. на си в год

I >365 1-5

и 180 - 363 3-10

ш 30-180 10-15

IV <30 15-20

Средняя глубина подвески УЭЦН - 1950 м; пластовое давление (пласт Бю) - 24 МГк

Рисунок 2 - Влияние основных солеобразующих факторов на изменение зон солеотложених в скважинах Мамонтовского месторождения

Для повышения эффективности отмыва АСПО предложен новый композиционный растворитель, способный эффективно разрушать структуру АСПО за счет усиления расклинивающего эффекта, что достигается дополнительным введением в известный состав абсорбента-А-2 тяжелого. Новый композиционный органический растворитель имеет следующее соотношение ингредиентов, об. %:

- алифатические углеводороды 50-85;

- полярный неэлектролит 2-5;

- неионогенное ПАВ 1-2;

- катионное ПАВ 1-2;

- растворитель абсорбент-А-2 тяжелый 7 - 22;

- ароматические углеводороды остальное.

Растворитель абсорбент-А-2 тяжелый является побочным продуктом производства

синтетического каучука и относится к классу концентратов ароматических и нафтеновых углеводородов. Абсорбент дополнительно содержит гетероциклические азотсодержащие соединения.

Растворитель испытывался на эффективность разрушения структуры АСПО следующего состава, мас.%: парафины - 43,7; силикагелевые смолы - 8,5; асфальтены - 8,4; мехпримеси - 4,2 по следующей методике.

Для испытания образец АСПО помещали в полиэтиленовый шприц диаметром 10 мм, после чего полученную цилиндрическую форму АСПО массой около 2 г выдавливали и взвешивали. Затем АСПО помещали в заранее взвешенную корзинку цилиндрической формы из нержавеющей стали с размером ячеек сетки 1x1 мм. Размер корзинки 20x15x15 мм. По разнице масс корзинки с АСПО и чистой корзинки определяли исходную массу АСПО (то). Затем корзинку помещали в герметичную колбу, заливали составом в массовом соотношении АСПО к растворителю 1:10 и выдерживали при температуре 20 °С в течение 3 ч. По истечении данного времени корзинку извлекали и помещали в эксикатор, соединенный с водоструйным насосом. Производили сушку образца АСПО при остаточном давлении 2-3 мм рт. ст. до постоянной массы. По разнице масс корзинки с АСПО и чистой определяли массу оставшихся АСПО (пц). Эффективность разрушения структуры АСПО (Э, %) рассчитывали по формуле

Э = (то -тО ■ 100 / то, %.

Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что введение в состав растворителя абсорбента-А-2 вместо нефраса А130/150 в количестве 7-22 об. % резко увеличивает эффективность разрушения структуры АСПО, т.е. имеет место синергетический эффект (действие образцов № 6, № 8, № 9, № 14, № 15).

Наличие синергизма подтверждается сравнительно низкой эффективностью разрушения АСПО составами № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, основу которых составляют алифатические углеводороды и нефрас А13О/15О, составами № 11, № 12, № 13, в которых нефрас А130/150 полностью заменен на абсорбент-А-2. Составы с меньшим (5 об. %) - № 7 и большим (24 об. %) - № 10 количествами абсорбента-А-2 также не столь эффективны в отношении разрушения АСПО.

Для повышения эффективности работ по предупреждению солеотложения в сква-жинном оборудовании исследована эффективность ингибирования отложения кальцита отечественными и зарубежными реагентами. Результаты экспериментов по исследованию влияния дозировок ингибиторов на эффективность защиты от карбонатных отложений в растворах с различным содержанием солеобразующих ионов представлены в таблице 4.

В результате исследований установлено:

- ингибитор ПАФ-13А следует применять для ингибирования солеотложения в скважинах, попутно-добываемая вода которых не содержит избытка гидрокарбонат-ионов (воды хлоркальциевого типа),

- ингибитор СНПХ-5301 может быть использован для ингибирования солеотложе-ния СаСОз в скважинах, вода которых содержит значительный избыток гидрокарбонат-ионов, в дозировке 20-100 мг/л;

- эффективными ингибиторами солеотложения СаСОз для вод с широким варьированием содержания гидрокарбонат-ионов являются реагент Нарлекс Д 54 и ОЭДФ-МА в твердой товарной форме. Однако реагент Нарлекс Д 54 нецелесообразно применять в дозировках свыше 20 мг/л из-за плохой совместимости с минерализованными средами при повышенных концентрациях.

Дм пластовых вод нефтяных месторождений Западно-Сибирской НГП при постоянном Дозировании ингибитора на забой скважины при помощи УДЭ целесообразно использовать реагенты в следующих дозировках: СНПХ-5301 - 20-50 мг/л; СНПХ-5311 - более 50 мг/л; СНПХ-5312С - 20-50 мг/л; СНПХ-5313 - 20 мг/л; Нарлекс Д 54 - 10-20 мг/л; Серво-367 - 20-50 мг/л; ОЭДФ-МА - 5-10 мг/л.

Для технологии периодического дозирования, когда приходится закачивать ударные дозировки реагента, рекомендуется применять ингибиторы СНПХ-5301, Серво-367, ОЭДФ-МА, сохраняющие свою эффективность в широком диапазоне варьирования концентраций.

С целью повышения эффективности и снижения стоимости работ по предупреждению солеотложения было предложено использовать для защиты скважинного оборудования ПСК с твердофазным ингибитором.

Таблица 3 - Содержание ингредиентов в исследуемых составах (% об.) и их эффективность

Составы

Компоненты №1 X» 2 №3 Х»4 №5 №6 №7 №8 №9 №10 №11 № 12 №13 №14 №15

Гексан 85 50 85 85 50 50 85 50

Пегролейный эфир 70 70 70 70 70 70 70

Нефрас А 130/150 И 26 46 22 25 4 6 10 24 22 12 10

Абсорбент-А-2 тяжелый 7 5 16 22 24 11 26 46 10 15

Кубовый остаток бут. спиртов 2 2 2 5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 5 2

АФ9.12 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2

Хлорид алкил (С14-С17) триметиламмо-ния 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1

Эффективность разрушения АСПО, % 87 86 76 84 87 96 82 90 85 76 70 65 61 90 91

Таблица 4 - Эффективность ингибиторов солеотложения для вод

различного ионного состава

Содержание ионов, мг/л Ингибитор Защита, %, при дозировке, мг/л

5 10 20 50 100

Са2+- 200; НС03'-1201 Вода содержит избыток НСОз' -591 мг/л ПАФ-13А 26 43 50 53

СНПХ-5301 62 82 92 90

СНПХ-5311 37 54 70 72

СНПХ-5312С 54 78 86 87

СНПХ-5312Т 51 56 60 62

СНПХ-5313 58 82 70 65

НардекеД 54 96 97 70

Серво-367 67 83 100 100

ОЭДФ-МА 100 91 75

Са2+- 200, НСОз"- 900 Вода содержит избыток НСОз' -290 мг/л ПАФ-13А 48 50 57 59

СНПХ-5301 65 86 95 92

СНПХ-5311 70 72 75 77

СНПХ-5312С 76 83 89 92

СНПХ-5312Т 58 62 64 69

СНПХ-5313 62 87 77 72

Нарлекс Д 54 97 98 78

Серво-367 77 89 95 100

ОЭДФ-МА 100 92 84

Са2+- 200; НСОз'- 610 Вода не содержит избытка НСОз' ПАФ-13А 80 85 80 78

СНПХ-5301 80 91 97 97

СНПХ-5311 92 95 100 96

СНПХ-5312С 93 100 100 100

СНПХ-5313 85 95 94 91

Нарлекс Д 54 100 92 73

Серво-367 92 90 98 100

ОЭДФ-МА 99 94 86

Са2+- 1201; НСОз"-199 Вода содержит избыток Са2+-1136 мг/л СНПХ-5301 82 93 100 96

СНПХ-5311 96 98 100 97

СНПХ-5312С 95 100 100 100

СНПХ-5313 87 95 96 91

Нарлекс Д 54 100 96 80

Серво-367 87 89 100 100

ОЭДФ-МА 98 95 81

Для разработки твердофазной ингибирующей композиции было исследовано влияние ингибиторов солеотложения в твердой товарной форме и различных связующих (битумы БН 90/10, БН 70/30, полистирол, «Башмостопласт») на термостабильность композиции.

Твердофазный ингибитор ОЭДФ-МА, обладающий достаточной термостабильностью и ингибиругощей активностью, был использован в качестве основного компонента при разработке ингибирующей композиции.

Разработанный состав для предотвращения отложения солей в добыче нефти содержит следующие ингредиенты, мае. %: ОЭДФ-МА - 5-80; термостабилизирующую добавку - 1-10 (полипропилен), битум нефтяной строительный - остальное, и обеспечивает ограниченную растворимость и равномерное поступление фосфорсодержащего реагента в поток высокотемпературных пластовых флюидов в пределах его эффективной концентрации. Исследованиями установлено оптимальное соотношение компонентов в ингибирующей композиции, мае. %: ОЭДФ-МА - 60, термостабилизирующая добавка - 10, битум нефтяной строительный - остальное (таблица 5).

Проведенные лабораторные испытания растворимости композиции состава, мае. %: ОЭДФ-МА - 60, битум нефтяной строительный - 40, показали, что ее растворимость зависит в большей степени от температуры, чем обводненности скважинной продукции.

Часто скважины могут иметь значительную кривизну, что приводит к возникновению изгибных нагрузок, как на контейнер, так и на УЭЦН. Это может вызвать повышение уровня вибрации при работе насоса и ослабить крепления секций и контейнера к УЭЦН. Для снижения вероятности повреждения контейнера и возможных отворотов были разработаны варианты гибкого и шарнирного крепления ПСК к корпусу УЭЦН, позволяющие контейнеру свободно отклоняться от оси УЭЦН до 10° ±2° в любом направлении.

Для опытно-промысловых испытаний было наработано 300 кг битуминозной ингибирующей композиции и изготовлено три ПСК, поставленных в НГДУ «Майскнефть».

Для очагово-расположенных солеотлагающих скважин были разработаны методические основы технологии закачки ингибитора солеотложения в отдельно расположенные нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с добывающими.

На начальных этапах при реализации данной технологии определялась степень гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин, выбирался наиболее эффективный ингибитор, оценивались его потери при адсорбционно-десорбционных процессах.

Гидродинамическая связь устанавливалась по степени корреляции, которая вычислялась программным комплексом «Rose Diagram» (операционная система Windows 98, используемая база данных - WAD), созданным в Уфимском филиале «ЮганскНИПИ-нефть», или в результате индикаторных исследований. Программа находила корреляции между нагнетательной скважиной н добывающим окружением по данным добычи-закачки.

Таблица 5 - Динамика выноса ОЭДФ-МА из ингибирующей композиции на основе битума БН-90/10 в водонефтяную эмульсию при температуре 95 °С

ОЭДФ-МА, % Полипро- Битум нефтяной строительный Время термостатирования, ч

пилен, 0 8 16 24 32 40 48

% Вынос ОЭДФ-МА, %

5 10 остальное 0 0,07 0,10 0,17 0,22 0,34 0,41

5 1 остальное 0 0,06 0,14 0,23 0,31 0,42 0,49

80 1 остальное 0 0,09 0,21 0,34 0,46 0,52 0,67

80 10 остальное 0 0,05 0,11 0,16 0,21 0,28 0,36

60 10 остальное 0 0,05 0,08 0,12 0,18 0,23 0,28

60 5 остальное 0 0,04 0,11 0,23 031 0,40 0,47

30 10 остальное 0 0,04 0,10 0,17 0,22 0,29 0,39

Исходя из состава пластовых вод, подбирался наиболее эффективный ингибитор солеотложения и в ходе фильтрационных исследований на керне породы пласта-коллектора исследовались его адсорбционно-десорбционные характеристики (изотерма адсорбции и необратимые потери). Для разработки Программ проведения опытно-промысловых работ была исследована адсорбция ингибитора солеотложения ОЭДФ-МА на породе пластов ряда месторождений нефти ОАО «ЮНГ».

Полученные изотермы адсорбции апроксимировались по уравнению Фрейндлиха Г (С) - кС. Результаты исследований приведены в таблице 6.

Предложенные подходы легли в основу разработанных Программ проведения опытно-промысловых работ (ОПР), проведенных в ОАО «ЮНГ», с целью защиты сква-жинного оборудования от солеотложения и повышения наработки на отказ УЭЦН закачкой ингибитора в нагнетательные скважины системы ППД.

Таблица б - Значения коэффициентов изотерм адсорбции ингибитора ОЭДФ-МА

Месторождение Характеристики керна Концентрация ингибитора, мг/л к п

Длина, мм Диаметр, мм Плота., г/см3 Пористость, доли Объем пор, см3

Прираз-ломное 53,9 28,6 2,1 0,211- 14,5 1000 2800 0,52

ЮжноСургутское 122,7 28,5 2,0 0,206 15,6 500 2683 0,511

Приобское 122,7 28,5 2,0 0,206 15,6 500 5628 0,36

Четвертая глава посвящена обсуждению результатов ОПР и разработке методики экономической оценки эффективности технологий предупреждения солеотложения.

Оценку технико-экономической эффективности технологий предупреждения солеотложения рекомендуется проводить на основе расчета величины предотвращенного ущерба. Вначале определяются общие затраты на солеотлагающую скважину до проведения закачки ингибитора. Общие затраты состоят из затрат в виде недополученного дохода от продажи нефти, затрат из-за увеличения числа ПРС, а также затрат из-за выхода из строя насосной установки обычной комплектации.

Фактическая эффективность технологии (Э), т.е. предотвращенный ущерб, определялась как разница между потерями по причине солеотложения и затратами на ингибиро-вание.

Эффективность технологий (Эф), т.е. предотвращенный ущерб в год, определялась как разница между экономией потерь по причине солеотложения и затратами на ингиби-рование:

Эф = (Эщ>с + Ээцн+ Эт) - ЗингЬ

где ЭПРС - экономия из-за уменьшения числа ПРС и вывода скважины на режим в год, тыс. руб.;

Ээцн - экономия из-за уменьшения выхода из строя ЭЦН в год, тыс. руб.; Эт - экономия из-за изменения дополнительных технологических затрат по удалению солеотложения (солянокислотные обработки ЭЦН и др.) в год, тыс. руб.; Згг общие затраты на применение технологии в год, тыс. руб.

Были проанализированы результаты внедрения технологии постоянного ингибиро-вания скважинной продукции при помощи УДЭ на прием ЭЦН в 379 скважинах ОАО «ЮНГ», ОПР с использованием трех ПСК, прошедших испытание на Мало-Балыкском месторождении ЦДНГ-1 НГДУ «Майскнефть», и ОПР по закачке ингибитора солеотложения в систему ППД на Южно-Сургутском месторождении НГДУ «Юганскнефть».

В ходе испытаний трех ПСК с различной степенью перфорации достигнуто увеличение наработки на отказ ЭЦН в 3,7 раза, а средний предотвращенный ущерб на скважину составил 1758 тыс. р. Данная технология предотвращения солеотложения имеет следующие преимущества по сравнению с другими технологиями дозирования ингибитора:

- от солеотложения защищается не только насос, но и внешняя поверхность ПЭДа;

- сокращаются накладные расходы на сервисное обслуживание наземных УДЭ;

- обеспечивается длительная стабильная подача ингибитора на прием насоса в эффективной дозировке в любое время года;

- как показал опыт работы, возможно повторное (неоднократное) использование контейнера-дозатора.

Технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД была реализована для защиты солеотлагающего фонда добывающих скважин о. Тюменцев Южно-Сургутского месторождения, где проведено две обработки (в ноябре.2001 г. и апреле 2002 г.) закачиваемых вод ингибитором солеотложения.

За 13 месяцев с ноября 2001 г. по декабрь 2002 г. произошло существенное снижение количества отказов по причине солеотложения, а наработка на отказ насосного оборудования выросла с 118 до 330 суток - в среднем в 2,8 раза на скважину. На защищенных девяти осложненных скважинах наблюдался рост добычи нефти по сравнению с базовым уровнем (рисунок 3). Это может быть связано как с общим снижением времени простоя, так и с ингибированием процесса солеобразования в порах водонасыщенной части продуктивного пласта. Предотвращенный ущерб составил 6237 тыс. р. в год - в среднем на одну скважину 693 тыс. р.

Анализ применения технологии постоянного ингибирования с помощью УДЭ для защиты скважинного оборудования от солеотложения показал ее высокую эффективность. Так, для НГДУ «Мамонтовнефть» применение данной технологии позволило в среднем снизить удельные затраты на скважину до и после применения методов борьбы с солеотложением с 3142 до 2324 тыс. р./год (на 26,0 %). В НГДУ «Юганскнефть» удельные затраты на скважину снизились с 3041 до 2281 тыс. р./год (на 25,0 %). Применение технологии постоянного ингибирования позволило снизить ущерб от солеотложения на ЭЦН в ОАО «ЮНГ» за весь период эксплуатации УДЭ на 139,4 млн. р.

Сравнительный анализ применения технологий защиты скважинного оборудования от солеотложения представлен на рисунке 4.

Рисунок 3 - Днншнп изменения дебита добываемой жидкости и нефти и количества отказов солеопагающего фонда скважин о. Тюмеицев Южно-Сургугекого месторождения

Полученные в ходе исследован и й результаты и опьгг адаптации технологий предупреждения солещяожения в скважинном оборудовании с методиками оценки технико-экономнческоб эффективности мероприятий яяшян отражение в разработанном Технологическом регламенте на процессы защиты скважншюго оборудования от солестгяожения для условий ОАО «ЮНГ>.

ППД

Контажер

УДЭ

■Предотвращенный ущерб ВКЬэф. увалич. МРП

Рисунок 4 - Эффеч иьность технологий предотвращения солецгжицяия

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Установлена зависимость выпадения кальцита на приеме ЭЦН с наработкой на отказ насосного оборудования. Усовершенствована модель, позволяющая прогнозировать зоны вероятного солеотложения в добывающих скважинах.

2 Исследована эффективность промышленных ингибиторов для предупреждения солеотложения. Разработаны рекомендации по их рациональному использованию на нефтяных месторождениях Западно-Сибирской НГП с различными типами плановых вод.

3 Разработаны состав твердофазной битуминозной ингибиторной композиции и конструкции устройств для присоединения ПСК к УЭЦН, позволяющие предотвращать отложения солей при добыче высокотемпературных добываемых флюидов в наклонных скважинах.

4 Апробированы и внедрены на объектах ОАО «ЮНГ»:

а) технология предупреждения солеотложения с помощью ПСК на Мало-Балыкском месторождении;

б) технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД на ЮжноСургутском месторождении.

Предотвращенный ущерб при применении данных технологий составил соответственно 1758 и 693 тыс. р. в год на осложненную солеотложением скважину.

5 Разработан .состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования, позволяющий эффективно отмыть загрязненные АСПО солевые отложения для их дальнейшего удаления.

6 Разработан технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложения для условий объектов добычи нефти ОАО «ЮНГ».

7 Разработана и внедрена в ООО «Нефтехимсервис» методика расчета экономической эффективности применения технологий предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании.

ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1 Михайлов А.Г., Рагулин В.В. Анализ солеотложений с рабочих колёс электроцентробежных насосов и разработка мероприятий по снижению их интенсивности // Мате-

риалы научно-практической конференции молодых учёных и специалистов (г. Тюмень, 12-15 марта 2001 г.). - С.74-81.

2 Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Смолянец Е.Ф., Латьшов ОА., Рагулина И.Р. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов//Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 5 -С. 33-37.

3 Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаза/Нефтепромысловое дело. -2001.

- № 7. - С. 23-26.

4 Рагулин В.В, Латьшов О.А., Михайлов А.Г. Программа для расчета параметров солеотложения и парафиноотложения в скважине при добыче нефти (2летЗ)//Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2002610895. Реестр программ для ЭВМ, 07.06 2002 г.

5 Рагулин В.В., Герасимов Ю.В., Михайлов А.Г. Исследование свойств АСПО и разработка мер по снижению парафинизации нефтесборных коллекторов НГДУ «Юганскнефтегаза/Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. - № 4. - С. 19-21.

6 Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Латьшов О.А. Программа моделирования процессов соле- и парафиноотложения в добывающих скважинах ОАО «Юганскнефтегаз»// ТЭК-2001: Сборник работ победителей X Юбилейного конкурса молодежных разработок.- М., 2002. - С. 127.

7 Пат. РФ № 2183650. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений / В.В. Рагулин, А.Г. Михайлов, Е.Ф. Смолянец - 2002. -Бюл. № 17.

8 Закиров В.Р. Михайлов А.Г., Рагулин В.В. Устройство гибкого крепления подвесного оборудования к погружной насосной установке//Свидетельство на полезную модель № 29330 от 10.05.2003 г,

9 Закиров В.Р. Михайлов А.Г., Рагулин В.В. Шарнирное устройство крепления подвесного оборудования к погружной насосной установке//Свидетельство на полезную модель № 29328 от 10.05.2003 г.

10 Рагулин В В., Латыпов О.А., Михаилов А. Г. Моделирование солеобразования при нефтедобыче и технологии его предупреждения//Научно-технический вестник ЮКОС.- 2003.- №6.- С.42-47.

2390

Подписано в печать 11.11.04. Бумага офсетная Формат 60x841/16 Гарнитура "Тайме" Печать трафаретная Усл-печ л ^0 Тираж 90 , экз Заказ 282 . Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства и типографии 450062, г Уфа, ул, Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Михайлов, Александр Георгиевич

Список использованных сокращений

ВВЕДЕНИЕ

1. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

И СПОСОБЫ ЕГО ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ

1.1 Анализ причин отложения неорганических солей в добыче нефти 9 1.1.1 Типы солевых неорганических отложений и механизм их формирования

1.2 Выбор способа предупреждения солеотложения

1.2.1 Технологические и физические способы предупреждения солеотложения.

1.2.2 Химический метод предотвращения отложения солей

1.2.3 Типы ингибиторов солеотложения

1.3 Выводы

2. АНАЛИЗ СОСТАВА ОТЛОЖЕНИЙ С НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 33 2.1 Анализ минерального состава пород-коллекторов, отложений со скважинного оборудования

2.2 Алгоритм и программа расчета солеобразования СаСОз по стволу добывающей скважины

2.3 Выводы

3. РАЗРАБОТКА И ТЕСТИРОВАНИЕ СОСТАВОВ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ ЗАЩИТЫ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ 65 3.1 Разработка состава для удаления нефтяного компонента с отложений солей

3.2 Тестирование ингибиторов солеотложения

3.3 Технология ингибирования с помощью погружного скважинного контейнера. т 3.3.1 Разработка ингибиторной композиции и конструкции ПСК

3.3.2 Опытно промысловые работы по ингибированию солеотложения с Ф помощью ПСК

3.4 Технология закачки ингибитора с нагнетаемой водой в пласт

3.4.1 Выбор очаговой зоны для реализации технологии закачки ингибитора через систему ППД

3.4.2 Исследование адсорбционно-десорбционных свойств ингибиторов солеотложения

3.4.3 Результаты опытно-промысловых работ по закачке ингибитора солеотложения через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении

3.5 Выводы 106 4. ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ЗАЩИТЫ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ 107 4.1 Методика расчета экономической эффективности технологий предотвращения солеотложения t 4.2 Анализ экономической эффективности применения основных технологий ингибирования солеотложения в ОАО «Юганскнефтегаз»

• 4.3 Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка способов предотвращения отложения кальцита в скважинном оборудовании в условиях форсированного отбора жидкости"

Актуальность работы. В последние годы на нефтяных месторождениях широко используются методы интенсивного воздействия на пласт в сочетании с применением современных высокопроизводительных электроцентробежных насосов (ЭЦН).

В совокупности интенсификация привела к увеличению количества отказов подземного оборудования вследствие появления твердых кристаллических отложений солей на деталях ЭЦН, приводящих к заклиниванию вала либо к пробою изоляции электрического кабеля. Произошло снижение межремонтного периода работы (МРП) механизированного фонда скважин в ОАО «Юганскнефтегаз» до 15-120 суток. Наметилась тенденция к снижению продуктивности экслуатационных скважин и уменьшению притока пластовой жидкости.

Рост числа скважин, подверженных отложению солей, снижение наработки на отказ скважинного оборудования обусловили острую необходимость разработки и внедрения эффективных методов борьбы с солеотложением и прогноза его возникновения в конкретной скважине.

В последние годы проделана большая работа в разработке и совершенствовании методов прогнозирования образования солей, что позволило более корректно подходить к диагностической оценке скважин на солеобразующую способность. Разработаны новые ингибиторы и технологии их применения для предупреждения отложения солей на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Однако существующие методы прогнозирования образования солей во многом качественно, а не количественно оценивают интенсивность солеотложения. Не определены четкие границы применения различных технологий предупреждения солеотложения, что приводит к значительному снижению технико-экономических показателей промысловых работ по борьбе с солеотложением.

Цель работы - разработка прогнозных оценок возникновения солеотложения в скважинном оборудовании и эффективных методов предупреждения солеотложения в

ЭЦН и призабойной зоне (ПЗП) скважины на примере месторождений ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: ^ - изучение состава и свойств отложений в скважинном оборудовании;

- моделирование солеобразования для установления основных факторов, t влияющих на солеотложение, и выявление допустимых диапазонов их варьирования;

- исследование эффективности промышленных ингибиторов солеотложения для вод месторождений нефти Западно-Сибирской НГП; усовершенствование технологии предупреждения солеотложения с применением погружного скважинного контейнера (ПСК), заполненного твердым битуминозным ингибитором, разработка устройств крепления ПСК в наклонных скважинах;

- разработка научных критериев к рациональному выбору технологии предупреждения солеотложения (применение дозирующих устройств, ПСК, обработка ингибитором вод, закачиваемых для поддержания пластового давления) и ее технико-экономическое обоснование.

Научная новизна

1 Установлена зависимость выпадения кальцита на приеме ЭЦН с наработкой на отказ насосного оборудования для скважин месторождений ОАО «ЮНГ». Усовершенствована методика расчета скорости выпадения кальцита по стволу добывающей скважины (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2002610895. Реестр программ для ЭВМ, 07.06.2002 г.).

2 Разработан состав твердофазной битуминозной ингибиторной композиции для предотвращения солеотложения при добыче высокотемпературных добываемых флюидов.

3 Разработаны конструкции для присоединения ПСК с твердым ингибитором солеотложения к ЭЦН, эксплуатируемым в наклонных скважинах Западно-Сибирской

НГП которые позволяют существенно снизить нагрузки при спускоподъемных подземных ремонтных работах (ПРС) (Свидетельства на полезные модели № 29328, № 29330 от 10.05.2003 г).

4 Разработан состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования, позволяющий эффективно отмыть загрязненные АСПО солевые отложения для их дальнейшего удаления. (Патент РФ № 2183650.- Бюл. № 17, 2002 г.).

Практическая ценность

1 Предложен алгоритм расчета скорости солеобразования кальцита в зависимости от изменения давления на забое, дебита, обводненности добываемой продукции, глубины подвески насоса и свойств добываемых флюидов (концентрации л , иона Са и содержания С02 в водной среде), позволяющий прогнозировать наработку на отказ ЭЦН солеотлагающего фонда добывающих скважин.

2 Апробированы и внедрены в производственную практику ООО «Нефтехимсервис»: а) технология предупреждения солеотложения с помощью ПСК на Мало-Балыкском месторождении; б) технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД на ЮжноСургутском месторождении.

Предотвращенный ущерб при применении данных технологий составил соответственно 1758 и 693 тыс. руб. в год на осложненную солеотложением скважину.

3 Разработан технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложения для условий объектов добычи нефти ОАО «ЮНГ».

4 Разработана методика расчета экономической эффективности применения технологий предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании для ООО «Нефтехимсервис».

Апробация работы.

Основное содержание работы докладывалось и обсуждалось на научно-практических конференциях молодых учёных и специалистов в г. Тюмени в 2001, 2003 гг. (доклад на конференции 2003 г. был отмечен дипломом второй степени), X Юбилейном конкурсе молодежных разработок «ТЭК-2001» в г. Москве, где программа моделирования процессов соле- и парафиноотложения в добывающих скважинах ОАО «Юганскнефтегаз» отмечена дипломом за лучшую разработку.

Публикации. По результатам выполненных исследований получен 1 патент РФ, 1 свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ, 2 свидетельства на полезные модели, опубликовано 7 печатных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 112 наименований, содержит 138 страниц машинописного текста, 35 рисунков, 18 таблиц и 7 приложений объемом 55 страницы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Михайлов, Александр Георгиевич

5 ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Установлена зависимость выпадения кальцита на приеме ЭЦН с наработкой на отказ насосного оборудования. Усовершенствована модель, позволяющая прогнозировать зоны вероятного солеотложения в добывающих скважинах.

2 Исследована эффективность промышленных ингибиторов для предупреждения солеотложения. Разработаны рекомендации по их рациональному использованию на нефтяных месторождениях ЗападноСибирской НГП с различными типами пластовых вод.

3 Разработаны состав твердофазной битуминозной ингибиторной композиции и конструкции устройств для присоединения ПСК к УЭЦН, позволяющие предотвращать отложения солей при добыче высокотемпературных добываемых флюидов в наклонных скважинах.

4 Апробированы и внедрены на объектах ОАО «ЮНГ»: а) технология предупреждения солеотложения с помощью ПСК на Мало-Балыкском месторождении; б) технология закачки ингибитора солеотложения через систему ППД на Южно-Сургутском месторождении.

Предотвращенный ущерб при применении данных технологий составил соответственно 1758 и 693 тыс. руб. в год на осложненную солеотложением скважину.

5 Разработан состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования, позволяющий эффективно отмыть загрязненные АСПО солевые отложения для их дальнейшего удаления.

6 Разработан технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от солеотложения для условий объектов добычи нефти ОАО «ЮНГ».

7 Разработана и внедрена в ООО «Нефтехимсервис» методика расчета экономической эффективности применения технологий предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Михайлов, Александр Георгиевич, Уфа

1. А.С. 814897 СССР, С 02 F 5/14Е. Ингибитор солеотложений/С.Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Е. М. Уринович // Бюл. Открытия. Изобретения. -1981.-№11.-С. 89.

2. А.С. 960135 СССР, С 02 А 5/06. Состав для ингибирования солеотложений / Б.И. Бихман, Е.М. Уринович, Н.М. Дятлова и др.//Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 35. - С. 86.

3. А.С. 897825 СССР, С 09 К 3/00//Е 21 В. Состав для ингибирования солеотложений /С.А. Михайлов, Г.М. Ярышев, П.Ф. Крашнюк//Бюл.

4. Открытия. Изобретения. 1982. - № 2. - С. 119.

5. А.С. 2523080 СССР. Состав для предотвращения карбонатныхотложений в нефтепромысловом оборудовании/Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев и др. // РЖХимия. 1980. 12П177П.

6. А.С. 2643572 СССР. Состав для предотвращения солей в процессах добычи нефти/С.В. Люшин, Г.В. Галеева и др.//РЖХ Химия. 1980. 18П170П.

7. Балакин В. М., Литвинец Ю.И. Таланкин B.C. Исследование оптимальных условий получения азотфосфорсодержащего полиэктролита ПАФ-1 // Журн. прикл. химии. 1979. № 2 - С. 292-294.

8. Борисов Е. А., Габдрахманов А. Г., Исламов Ф. Я. Определение оптимальной глубины закачки реагентов в пласт при химической обработке гипсующихся скважин/Нефтяное хозяйство М.: Недра. 1980. - № 5. - С. 34-37.

9. Вещезеров В.И. О предотвращении отложений неорганических солей ф при добыче нефти на месторождениях Куйбышевской области. М.:

10. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П., Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979, 207 с.

11. Гиматутдинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970. 120 с.

12. Гиматутдинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Сюняев З.И. Развитие методов борьбы с образованием солевых осадков в нефтепромысловом оборудовании //Реф. докл. М.: 1981 № 4. - С. 136-137.

13. Гиматутдинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Гаттенбергер Ю.А. и др. Солеотложение при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними: Учеб. пособие для вузов. Грозный, 1985.-87 с.

14. Глембоцкий В. А. Основы физикохимии флотационных процессов. М.: Недра, 1980, 465 с.

15. Гнеев Е. М., Исаев М.Г., Южанинов П.М. Предотвращение отложение солей при добыче нефти в объединении Пермьнефть. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело. 1979. - № 7. - С. 17-19.

16. ГОСТ 11506-73 Метод определения температуры размягчения по кольцу и шару. М.: Издательство стандартов, 1973, № 1753.

17. ГОСТ 6617-76 Битумы нефтяные строительные технические условия. М.: Издательство стандартов, 1977.

18. Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х., Дрикер Б.М., Беляева Н.А. Испытание ингибиторов отложения солей на основе комплексонов//Нефтяное хозяйство. 1982. - № 7. - С. 53-54.

19. Емков А.А. Стабилизация жестких вод химическими реагентами//Нефтяное хозяйство. М.: 1980. - № 5. - С. 45-47.

20. Закиров В.Р. Михайлов А.Г., Рагулин В.В. Шарнирное устройство крепления подвесного оборудования к погружной насосной установке // Свидетельство на полезную модель № 29328 от 10.05.2003 г.

21. Закиров В.Р. Михайлов А.Г., Рагулин В.В. Устройство гибкого крепления подвесного оборудования к погружной насосной установке//Свидетельство на полезную модель № 29330 от 10.05.2003 г.

22. Ибрагимов JI. X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука. - 2000. - 414 с.

23. Испытания полимерных материалов для защиты центробежных насосовот солеотложения/И. А. Сашнев, В.В. Митюнин, В.А. Захаров//Тр.

24. СибНИИНП. Тюмень. - 1981. - Вып. 22. - С. 25-29.

25. Исследование импортных реагентов ингибиторов отложений солей/Ефимова Г.А., Христенко Н.И.//Тр.ВНИИТнефть, Куйбышев. Гипровосткнефть. 1979. -Вып. 11.-С. 112-115.

26. Исследование химических реагентов для борьбы с отложениями солей/Г.А. Ефимова, О.М. Елашева, Н.И. Христенко//Тр. ВНИИТнефть, Куйбышев. 1978. - Вып. 10. - С. 133-136.

27. Кащавцев В. Е., Дытюк JL Т., Злобин А. С., Клейменов В. Ф. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений//УТНТО ВНИИОНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1976.-63 с.

28. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. - 215 с.

29. Кузнецов Н.П., Зерминова В. И. К вопросу о смешении вод в системе

30. ППД//Борьба с солевыми и асфальтеносмолопарафинистымиотложениями в нефтепромысловом оборудовании: Тез. докл. Всесоюзн. научно-техн. совещ. Казань, 1982. - С.56.

31. Кузнецов Н.П. Осадкообразование в системе поддержания пластового давления/Сб. трудов «Минералогия техногенеза и минерально-сырьевые комплексы Урала». Свердловск, Урал отд. АН СССР. -1988. - С. 60-62.

32. Кузоваткин Р.И., Егоров П.И., Мининков Н.Е. и др. Выбор способа дозирования ингибиторов отложения солей в условиях Самотлорскогоместорождения//Нефтяное хозяйство. М.: Недра. - 1978. - № 1. - С. 4547.

33. Куклин Н.Г., Куклина Г.С. Детали машин. М., Высшая школа, 1973 г. 382 с.

34. Крамнюк J1. Ф., Михайлов С.А. и др. Разработка и внедрение ингибиторов солеотложения/3 Всес. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. — Челябинск. 1988. — С. 221222.

35. Люшин С.Ф. Применение инкредола в нефтедобыче/3 Всес. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. -Челябинск. 1988. - С. 219-220.

36. Люшин С. Ф., Глазков А.А., Галеева Г.В. и др. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения. М.: ВНИИОЭНГ. 1983. - С. 14-18.

37. Маринин Н.С., Михайлов С.А., Ярышев Г.Н. Состояние проблемы отложения солей и основные пути ее решения// Тр. СибНИНП, Тюмень, 1979, вып, 14, с. 31-36.

38. Маринин Н.С., Ярышев Г.М., Михайлов С.А. Методы борьбы с отложениями солей //Обзорная информация. ВНИИОНГ. 1980. - 55 с.

39. Маринин Н.С., Ярышев Г.М., Ершов В.А. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, М.: Недра. - 1978. - № 5. - С. 53-54.

40. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987.

41. Мехтиев Ш.Ф., Ахундоф А.Р., Ворошилов Е.А. Влияние искусственного заводнения на гидрохимию нефтяного пласта. Баку: 1969. - С. 215217.

42. Минников Н.Е. и др. Применение оптических методов для исследования механизма действия ингибиторов солеотложения. СибНИИНП, Тюмень, 1977, вып. 8.

43. Михайлов С.А. Борьба с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1979.-№9. -С. 25-27.

44. Михельман А.И., Радыш В.Н., Резуненко В.И. Магнитоакустический способ предотвращения отложения и накипи в теплообменной аппаратуре//Нефтяная и газовая промышленность. 1978. - № 10. -С.24-31.

45. Москвин В.Д., Кащавцев В.Е. Состояние и пути решения проблемы солеобразования при добыче нефти М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 10-С. 28-31.

46. Никаноров A.M. Методы нефтегазопромысловых гидрогеологических исследований. М.: Недра, 1977, 256 с.

47. Оганесов В. А., Резник В. М., Борисов В.В. Эффективность применения ингибиторов солеотложения на скважинах Самотлорского месторождения//Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. -№ 10.-С. 18-20.

48. Однорог Д. С., Пагуба А. И. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака//Нефтяное хозяйство. М.: Недра. - 1980. - № 3. - С. 67-69.

49. Отчет НИР. Разработка ингибитора солеотложения для условий повышенных пластовых температур. Казань: ВНИПИнефтепромхим, 1986.-С. 9.

50. Очков В.Ф. Исследование процессов и разработка технологии магнитной обработки воды в теплоэнергетических установках, диссертация на соискание уч. степ. канд. техн. наук. М: МЭИ, 1979 г.

51. Панов В. А., Емков А. А., Позднышев Г. Н. и др. Ингибиторы отложения неорганических солей. М.: ВНИИОЭНГ, 1978, 43 с.

52. Потапов С.С., Кольчугин И.С., Лимановский В.М., Кузнецов Н.П. Борьба с отложениями солей и коррозией в оборудовании тепловой подготовки нефти НГДУ «Мамонтовнефть»//Нефтяное хозяйство. -1995. № 7. С. 53-54.

53. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М: Недра, 2000, с. 477-479.

54. Применение капиллярного метода для изучения процесса отложения солей на поверхности металла и эффективности его ингибирования/Кемхадзе Т.В., Елкин И. А. Рус. - Деп. в ВНИИЭГазпроме 29.06.88 № 1071-Г388//РЖХимия. - 1988. - 24П229.

55. Патент 2131972 РФ, МКИ Е21В43/27. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважины/Г.Н. Позднышев и др.

56. Пат. RU 2135743, Е21В37/06, 1997.11.18. Скважинная дозирующая насосная установка /Атнабаев З.М., Уразаков К.Р.

57. Пат. RU 2167271, Е21В37/06, 1998.04.21. Скважинный дозатор реагента/Сафин. В.А., Ермаков О.Н., Новиков Г.В., Курамшин Ю.Р., Хусаинов А.Х.

58. Пат. RU 2121562, Е21В37/06, 1996.12.02. Скважинный дозатор/Акчурин Х.И., Вагапов С.Ю., Вагапов Ю.Г., Тукаев А. Ш.

59. Пат. RU 2143545, Е21В37/06, 1997.07.16. Устройство для дозированной подачи реагента на забой скважины /Джафаров М. А.

60. Пат. RU 2170287, Е21В41/02, 1999.10.06. Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины /Гарифуллин Ф.С., Валеев М.Д., Габдуллин Р.Ф., Шилькова Р.Ф.

61. Пат. RU 2132451 Е21В37/00 1999.06.27. Состав для предотвращения солеотложения и песка при добыче нефти/Лялина Л. Б., Лялин С. В., Лялин А. В.

62. Патент РФ № 2183650. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений/Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Смолянец Е.Ф. Бюл. № 17, 2002 г.

63. Патент 3591495 США. Способ и композиция для ингибирования минеральных отложений при бурении на нефть и на газЯаск

64. FV/РЖХимия. 1972. - 6П148П.

65. Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Хасанов М.М. и др. Воздействиемагнитного поля на отложения карбонатных осадков в скважинах//Нефтегазовое дело Уфа, УГНТУ, 2002. htth://www.ogbus.ru.

66. Рагулин В.В., Латыпов О.А., Михайлов А. Г. Моделирование солеобразования при нефтедобыче и технологии его предупреждения// Научно-технический Вестник ЮКОС. 2003.-№ 6.- С.42-47.

67. Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Смолянец Е.Ф., Латыпов О.А., Рагулина И.Р. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов//Нефтепромысловое дело. 2001. - № 5 - С. 33-37.

68. Рагулин В.В., Михайлов А.Г., Латыпов О.А. Программа моделирования процессов соле- и парафиноотложения в добывающих скважинах ОАО «Юганскнефтегаз»//Сборник работ победителей X Юбилейного конкурса молодежных разработок «ТЭК-2001», Москва, 2002, с. 127.

69. Ревизский Ю. В., Хайруллин Р. Ф., Карев С. М. и др. Технология совместной закачки в пласт ингибиторов парафина и солеотложения // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. - № 10 - С. 20-23.

70. Розанова Е.П. и др. Микрофлора нефтяных месторождений. М., Наука, 1974 г.

71. РД 39-0148070-026 ВНИИ-86. Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения. Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 37 с.

72. РД 39-1-217-79. Способ предупреждения отложений неорганических солей с применением поликомплексонов отечественного производства (типа ПАФ) Технология применения. - Уфа: Башнипинефть, 1979. - 12 с.

73. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебн. пособие для вузов/И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный М.: Недра, 1984.

74. Серебряков Ю.А. Некоторые закономерности кристаллизации труднорастворимых соединений из водных растворов: Дис. канд. хим. наук. Аппатиты, 1979, 150 с.

75. Солодов А.В., Бикчентаева Н.В., Оленев JI.M. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафиноотложений//Нефтяное хозяйство. -1983.-№ 12. С.24-28.

76. Справочник по растворимости солевых систем, Т.П.Л., Госхимиздат, М.: 1954, 1271 с.

77. СТО 51.00.021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды месторождений Главтюменнефтегаза. Тюмень: СибНИИНП. - 1984. -39 с.

78. Сулин В.А. Условия образования, основы классификации и состав природных вод. M.-JL, Изд-во АН СССР, 1948, 224 с.

79. Сухарев И.П. Прочность шарнирных узлов машин. М. Машиностроение 1977 г. 167 с.

80. Ташлыков В. П., Покровский В. А., Шилина Г. Т. и др. Предупреждение гипсообразования в скважинах с повышенным пластовым давлением//Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. -1979.- № 7. - С. 19-21.

81. Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустановках. -М: Энергоатомиздат, 1985, с. 21-25.

82. Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производства//Тр. БашНИПИнефть. РД 39-1-219-79. -Уфа. - 1979. 14с.

83. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН, 2000.

84. Федосеев В.И. Сопротивление материалов. М., Наука. 1967 г. 552 с.

85. Хамский Е.В. Индукционные периоды при кристаллизации из растворов. -Л: Наука, 1971.-36 с.

86. Шамрай Ю.В. Повышение эффективности технологических процессов добычи нефти на основе разработки и внедрения комплексных углеводородных составов для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений: Дис.канд. техн. наук. Казань, 1990.

87. Ярошенко Г.Ф., Барсуков А.В., Криницкая Л.В. и др. Создание композиции на основе полиоксипропиленполиамина для ингибирования солеотложений в нефтяной промышленности //Химия комплексонов и их применение. М.: 1985. - С. 93-97.

88. Temleton Ch.C. Solubiliti of barim sulphate in sodium chloride solution from 25 to 95°C//J. Chem. Eng. Data. 1960. Vol. 3, № 4. p. 579-582.

89. Vetter О. J. Оценка качества ингибиторов, замедляющих образования накипи/J. Petrol Technol. 1972. - V.24. - Aug. - Р.997 - 1006//РЖХимия. - 1973. - 2П97.211. Reistly С. Е. Paraffin Production Problems. Production practice AIME, 1942.

90. G. Rousseau , C. Hurtevent , M. Azaroual , C. Kervevan , M.-V. Durance, SPE 80378, 5 th International Oilfield Scale Symposium, Aberdeen, UK, 2930 January 2003. 1. Rivers T; Pattison D„ Canadian Mineralogist, 1999, V. 37. № 2. - Apr.

91. Malmstrom, M.E., Destouni G., Banwart S.A, Stromberg B.H.E. (2000): Resolving the Scale-Dependence of Mineral Weathering Rates. Environ. Sci. Tech. 34(7): 1375-1378.

92. Baker, J S. and Parsons, S A. (1996). Anti-scale Magnetic Treatment, Water and Waste Treatment, 39, 36-38.

93. Ifill, A S, Baker, J S. and Judd, S. J. (1996). Magnetic treatment of simulated swimming pool waters. Trans. IChemE, (Part B), 74, 120 123.

94. Parsons S A, Wang В L, Judd S J and Stephenson T, (1997). Magnetic treatment of calcium carbonate scale-effect of pH control. Water Research, 31,339-342.

95. A-Barrett R and Parsons S A, (1998). The influence of magnetic fields on calcium carbonate precipitation. Water Research, 32, 609-612

96. Gotham, J. G. Johnson, D.I. Wilson, S.A. Parsons and J.S. Baker (1997) Mitigation of Heat Exchanger Scaling by Magnetic Treatment Devices, 5th National UK Heat Transfer Conference, Imperial College, London, publ. IChemE, September '97.

97. Starmer J. E., Parsons S. A. and Judd S. J. (1998). Magnetically-Enhanced Chemical Disinfection. IChemE Research Event, Newcastle, April 1998. CD-Rom 8pp

98. Parsons S. A. (1999). Overview of recent magnetic treatment research at Cranfield University. MAG3 (ISBN 1 86194 010 6). Cranfield, April 1999, 18pp

99. Parsons S. A. (2000). The Effect of Domestic Ion-Exchange Water Softeners on the Microbiological Quality of Drinking Water. Water Research, 34, 23692375.

100. Parsons S. A., Hubble J. and Quarmby J. (2000). The Microbiological Quality of Ion Exchange Softened Water. In Ion Exchange at the Millennium (Ed.) J. A. Greig., Cambridge, July 2000, 93 -101.

101. Appelo, C.A.J, and Postma, D., 1996, Geochemistry, Groundwater and Pollution. Balkema Publishing.