التوسع الميكانيكي للأنابيب الصلب كحل للراشح Wellbores
Summary
This article reports on a laboratory scale investigation of an existing field procedure and its adaptation for sealing of leaky wellbores. It consists of mechanical expansion of metal pipe, which results in an improved metal/cement bond, ultimate sealing of hydraulic pathways and prevention of gas leaks caused by the presence of a microannular channel.
Abstract
Wellbore cement, a procedural component of wellbore completion operations, primarily provides zonal isolation and mechanical support of the metal pipe (casing), and protects metal components from corrosive fluids. These are essential for uncompromised wellbore integrity. Cements can undergo multiple forms of failure, such as debonding at the cement/rock and cement/metal interfaces, fracturing, and defects within the cement matrix. Failures and defects within the cement will ultimately lead to fluid migration, resulting in inter-zonal fluid migration and premature well abandonment. Currently, there are over 1.8 million operating wells worldwide and over one third of these wells have leak related problems defined as Sustained Casing Pressure (SCP)1.
The focus of this research was to develop an experimental setup at bench-scale to explore the effect of mechanical manipulation of wellbore casing-cement composite samples as a potential technology for the remediation of gas leaks.
The experimental methodology utilized in this study enabled formation of an impermeable seal at the pipe/cement interface in a simulated wellbore system. Successful nitrogen gas flow-through measurements demonstrated that an existing microannulus was sealed at laboratory experimental conditions and fluid flow prevented by mechanical manipulation of the metal/cement composite sample. Furthermore, this methodology can be applied not only for the remediation of leaky wellbores, but also in plugging and abandonment procedures as well as wellbore completions technology, and potentially preventing negative impacts of wellbores on subsurface and surface environments.
Introduction
الإجراء تجريبي ذكرت واثنين من المكونات الرئيسية التي تعتبر بالغة الأهمية: اسطوانات المركبة التي تحاكي wellbores والمباراة التوسع التي يتم استخدامها لتنفيذ التلاعب الميكانيكية من الاسمنت.
Wellbores هي البوابة الرئيسية لإنتاج السوائل تحت السطحية (المياه والنفط والغاز، أو البخار) وكذلك حقن السوائل المختلفة. بغض النظر عن وظيفتها، يتعين على البئر لتوفير تدفق تسيطر عليها ل/ حقن السوائل المنتجة. بناء البئر له عمليتين متميزتين: الحفر والإكمال. الاسمنت حفرة البئر، وهو جزء من الإجراء الاكمال، ويوفر أساسا العزلة مناطقية والدعم الميكانيكي للأنبوب معدني (غلاف)، وحماية المكونات المعدنية من السوائل المسببة للتآكل. هذه هي العناصر الأساسية كاملة غير منقوصة، wellbores تعمل بشكل كامل. سلامة غمد البئر الاسمنت هي وظيفة من الخصائص الكيميائية والفيزيائية للأسمنت رطب، هندسة جASED جيدا، وخصائص المحيطة تشكيل / تشكيل السوائل 2،3. سيتم إزالة كاملة من سائل الحفر يؤدي ذلك إلى ضعف العزل مناطقية لأنه يمنع تشكيل روابط قوية على واجهات مع الصخور و / أو المعادن. الأغماد الاسمنت يمكن ان تخضع لأنواع عديدة من الفشل خلال حياة أيضا. الضغط ودرجة الحرارة التذبذبات الناجمة عن عمليات إنجاز وإنتاج وتساهم في تطوير كسور داخل المصفوفة الاسمنت. ويتسبب debonding بالضغط و / أو التغيرات في درجات الحرارة والماء الأسمنت انكماش 4،5،6. والنتيجة هي دائما تقريبا جود تدفق السوائل microannular، على الرغم من وقوعه يمكن الكشف مبكرا أو بعد سنوات من خدمة الحياة.
خلق Heathman وبيك (2006) نموذجا للغلاف ملاطي تعرض لأكثر من 100 الضغط ودرجة الحرارة الأحمال الدورية، والتي أظهرت debonding مرئية، والشروع في الشقوق الاسمنت التي يمكن أن تشكل مسارات تفضيلية للهجرة السوائل <سوب> 7. في هذا المجال، والتوسع والانكماش من المكونات المعدنية من البئر لا تتطابق مع تلك التي من الاسمنت والصخور، مما تسبب debonding بينية وتشكيل microannulus، مما يؤدي إلى زيادة نفاذية غمد الأسمنت. لتحميل غلاف إضافي يمكن أن يسبب انتشار الشقوق الشعاعية في مصفوفة الاسمنت مرة الضغوط الشد تتجاوز قوة الشد للمادة 8. كل الإخفاقات الاسمنت المذكورة آنفا يمكن أن يؤدي إلى توجيه الصغيرة، الأمر الذي يؤدي إلى الهجرة الغاز، وقوع الدائمة، والمخاطر البيئية على المدى الطويل.
وهناك عدد لا بأس به من إنتاج والآبار المهجورة مع SCP تشكل مصدرا جديدا من المحتمل انبعاث غاز الطبيعي المستمر 9. تحليل أجرته واتسون وباتشو (2009) من 315،000 النفط والغاز وآبار الحقن في ألبرتا، كندا أظهر أيضا أن البئر الانحراف، وأيضا نوع أو أسلوب الهجر، ونوعية الاسمنت من العوامل الرئيسية المشتركةntributing لتسرب محتمل بشكل جيد في الجزء ضحالة البئر 10. العمليات العلاجية الحالية مكلفة وفاشلة. والتدعيم ضغط، واحدة من التقنيات العلاجية الأكثر استخداما، لديها نسبة نجاح 50٪ بقليل (11).
في هذه الورقة فإننا تقريرا عن تقييم للتوسيع الغلاف تكنولوجيا (ECT) كأسلوب علاج جديدة للراشح wellbores 12،13. العلاج بالصدمات الكهربائية يمكن تطبيقها في الآبار الجديدة أو القائمة 14. تم إجراء تثبيت التجاري الأول لهذه التكنولوجيا من قبل شركة شيفرون على بئر في المياه الضحلة في خليج المكسيك في 15 نوفمبر 1999. المغلف التشغيل الحالي للالدرنات القابلة للتوسيع بتغليف ميل من 100 درجة من رأسي، درجة حرارة تصل إلى 205 درجة مئوية، وزن الطين إلى 2.37 جم / سم 3، على عمق 8763 متر، الضغط الهيدروليكي من 160.6 برنامج العمل العالمي ويبلغ طوله 2092 متر 16 أنبوبي. معدل التوسع نموذجي للالدرنات القابلة للتوسيع الصلبة هوpproximately 2.4 متر / دقيقة 17.
وتقدم هذه الدراسة نهجا فريدا لتطويع التكنولوجيا ECT كعملية معالجة جديدة لSCP. توسيع أنابيب الصلب يضغط الاسمنت التي من شأنها أن تؤدي إلى إغلاق تدفق الغاز في واجهة وختم تسرب الغاز. من المهم أن نذكر أن محور هذه الدراسة هو ختم تدفق الغاز microannular الحالية، لذا ركزنا فقط على ذلك كسبب محتمل للwellbores راشح. من أجل اختبار فعالية للتكنولوجيا تكييفها حديثا لهذا الغرض، قمنا بتصميم نموذج حفرة البئر مع تدفق microannular القائمة. يتم الحصول على هذه من خلال تناوب الأنابيب الداخلية خلال ترطيب الاسمنت. هذه ليست لمحاكاة أي عمليات ميدانية، ولكن ببساطة أن تصوم إلى الأمام ما سيحدث بعد عقود من التحميل الحراري والضغط في البئر.
Protocol
Representative Results
Discussion
The reported experimental procedure has two main components that are critical: composite cylinders that simulate wellbores and the expansion fixture that is used to carry out mechanical manipulation of cement. When designing wellbore models (cement/pipe composite cylinders), it is critical to choose adequate cement density, store samples under total humidity conditions (100% RH) and establish pipe-cement debonding before cement slurry completely sets. Failing to achieve this would make the entire gas flow experiment impo…
Disclosures
The authors have nothing to disclose.
Acknowledgements
فإن الكتاب أود أن أشكر الشعب والمؤسسات التالية للحصول على المساعدة والدعم: ويليام بورتاس وجيمس Heathman (صناعة الاستشارات، وشركة شل E & P)، ريتشارد يتلفيلد ورودني بنينجتون (شل مركز تكنولوجيا Westhollow)، دانييلي دي Crescenzo (شل للأبحاث حسنا المهندس )، بيل كاروثرز (لافارج)، تيم المراوغة (الآن مع شركة شيفرون)، جيري Masterman واين مانويل (LSU PERTT مختبر)، ريك يونغ (مختبر ميكانيكا LSU روك)، وأعضاء في مختبر SEER (AROME Oyibo، تاو تاو، و يوردان Bossev).
Materials
| ASTM A53 Grade B ERW Schedule 40 Steel pipe – OD=10.16 cm, ID=10.04 cm, L=59.7 cm | Baker Sales | BPE-4.00BB40 | |
| ASTM A53 Grade B ERW Schedule 10 Steel pipe – OD=6 cm, ID=5.94 cm, L=61 cm | Service Steel | n/a | |
| Expansion Cones – AISI D2 grade alloy steel (60 RC hardness) | Shell | Custom-made | |
| Pipe coupling – OD=6.35 cm, ID=6 cm, L=4.4 cm | LSU | Custom-made | |
| Steel plate ring – OD=10.16 cm, ID=5.76 cm, thickness=6.35 mm | Louisiana Cutting | Custom-made | |
| Class H Cement | LaFarge | 04-16-12 / 14-18 | |
| Defoaming agent – D-Air 3000L | Halliburton | n/a | |
| Bentonite clay | LSU | n/a | |
| Calcium hydroxide | LSU | n/a | |
| Expansion Fixture | Shell | Custom-made | |
| Pressure transducers | Omega | PX480A-200GV | |
| Teflon tubing | Swagelok | PB0754100 | |
| Union tee | Swagelok | SS-400-3 | |
| Elbow union | Swagelok | SS-400-9 | |
| Female elbow | Swagelok | SS-400-8-8 | |
| Port connector | Swagelok | SS-401-PC | |
| Forged body valve | Swagelok | SS-1RS4 | |
| Tube adapter | Swagelok | SS-4-TA-1-2 | |
| Pipe lubricant | E.F. Houghoton & Co. | 71323998 | |
| Instant Galvanize Zinc Coating | CRC | 78254184128 |
References
- King, G. E. Well Integrity: Hydraulic Fracturing and Well Construction – What are the Factual Risks. SPE Wellbore Integrity Webinar. 5, (2013).
- Taylor, H. F. . Cement Chemistry. , (1997).
- Thiercelin, M. J., Dargaud, B., Baret, J. F., Rodriguez, W. J. Cement design based on cement mechanical response. SPE Drill & Compl. 13 (4), 266-273 (1998).
- Nelson, E. B., Guillot, D. . Well Cementing. , (2006).
- Carter, L., Evans, G. A Study of Cement-Pipe Bonding. Paper SPE 164 presented at the California Regional Meeting. , 24-25 (1964).
- Goodwin, K., Crook, R. Cement Sheath Stress Failure. SPE Drill Eng. 7 (4), 291-296 (1992).
- Heathman, J., Beck, F. E. Finite Element Analysis Couples Casing and Cement Designs for HP/HT Wells in East Texas. Paper SPE 98869 presented at the IADC/SPE Conference. , (2006).
- Boukhelifa, L., et al. Evaluation of Cement Systems for Oil and Gas Well Zonal Isolation in a Full-Scale Annular Geometry. Paper SPE 87195 presented at the IADC/SPE Drilling Conference. , (2004).
- Duan, S., Wojtanowicz, A. A Method for Evaluation of Risk of Continuous Air Emissions from Sustained Casinghead Pressure. Paper SPE 94455 presented at SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference. , (2005).
- Watson, T. L., Bachu, S. Evaluation of the potential for gas and CO2 leakage along wellbores. SPE Drill & Compl. 24 (1), 115-126 (2009).
- Wojtanowicz, A. K., Nishikawa, S., Xu, R. Diagnosis and remediation of SCP in wells. Final report submitted to US Department of Interior MMS. , (2001).
- Kupresan, D., Heathman, J., Radonjic, M. Experimental Assessment of Casing Expansion as a Solution to Microannular Gas Migration. Paper SPE 168056 presented at IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition. , (2014).
- Kupresan, D., Heathman, J., Radonjic, M. Application of a New Physical Model of Expandable Casing Technology in Mitigation of Wellbore Leaks. CETI Journal. 1 (5), 21-24 (2013).
- Demong, K., Rivenbark, M. Breakthroughs using Solid Expandable Tubulars to Construct Extended Reach Wells. Paper SPE 87209 presented at the IADC/SPE Drilling Conference. , (2004).
- Grant, T., Bullock, M. The evolution of Solid Expandable Tubular Technology: Lessons Learned Over Five Years. , (2005).
- Jennings, I. Dynamic formations rendered less problematic with solid expandable technology. , (2008).
- Fanguy, C., Mueller, D., Doherty, D. Improved method of cementing solid expandable tubulars. , (2004).
- American Petroleum Institute. Appendix C (tentative), Fluid Density Balance. Recommended Practice for Testing Oilwell Cements and Cement Additives. , (1971).
- Nelson, E. B. . Well cementing. , (1990).
