Механическая Расширение стальных труб как решение Дырявом скважин
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
Сообщил экспериментальная процедура состоит из двух основных компонентов, которые имеют решающее значение: баллоны из композитных материалов, которые имитируют стволов и прибор расширения, который используется для выполнения механической манипуляции с цементом.
Скважины являются основным шлюзом для производства подземных жидкостей (воды, нефти, газа или пара), а также инъекции различных жидкостей. Независимо от своей функции, ствол скважины требуется, чтобы обеспечить контролируемый поток выпускаемых / инжектированных жидкостей. Ствола строительство имеет два различных операций: бурение и завершение. Ствола цемент, частью процедуры заканчивания, в первую очередь обеспечивает зональной изоляции, механическую поддержку металлической трубы (колонны), а также защиту металлических деталей от агрессивных сред. Они являются важнейшими элементами бескомпромиссную, полностью функционирующих скважин. Целостность цементного кольца скважины является функцией от химических и физических свойств гидратированного цемента, геометрия Cased хорошо, и свойства окружающей образования / пластовых флюидов 2,3. Неполное удаление бурового раствора может привести к ухудшению изоляции зон, так как он предотвращает образование прочных связей на границах с рок и / или металла. Цементные оболочки может быть подвергнут многих видов отказа в течение срока службы скважины. Давления и колебания температуры, вызванные завершения и производственных операций способствуют развитию переломов внутри цементной матрицы; нарушение сцепления вызвано давлением и / или изменения температуры и гидратации цемента усадки 4,5,6. Результат почти всегда наличие microannular потока жидкости, хотя его появление может быть выявлена на ранней стадии или после нескольких лет службы.
Хитман и Бек (2006) создал модель цементированным корпуса подвергаются более 100 давления и температуры циклических нагрузок, которые показали видимое нарушение сцепления, инициации цементных трещин, которые могут представлять льготные путей миграции жидкости <SUP> 7. В области, расширение и сжатие металлических компонентов буровой скважины, не будет совпадать с тем, цемента и породы, в результате чего межфазное нарушение сцепления и формирование microannulus, что приводит к увеличению проницаемости цементного кольца. Дополнительная нагрузка корпус может вызвать распространение радиальных трещин в цементной матрице, как только растягивающие напряжения превышают предел прочности на разрыв материала 8. Все вышеупомянутые неудачи цемента может привести к микро-направлению, что приводит к газовой миграции, возникновения SCP, и долгосрочных экологических рисков.
Значительное количество производителей и заброшенных скважин с SCP составляют потенциально новый источник непрерывного природного газа излучения 9. Анализ, проведенный Уотсоном и Bachu (2009 г.) 315 000 нефти, газа и нагнетательных скважин в провинции Альберта, Канада также показали, что отклонение ствола скважины, типа хорошо, метод отказ, и качество цемента являются ключевыми факторами сотрудничестваntributing к потенциальной утечке а в более мелкой части скважины 10. Существующие процессуальные действия являются дорогостоящими и неудачная; цементирования, один из наиболее часто используемых исправлению методами, имеет вероятность успеха только 50% 11.
В данной работе мы сообщаем об оценке расширяемой обсадной технологий (ЭСТ) в качестве нового метода реабилитации для негерметичных скважин 12,13. ЕСТ может быть применен в новых или существующих скважин 14. Первая промышленная установка этой технологии была выполнена Chevron на хорошо на мелководье Мексиканского залива в ноябре 1999 года 15. В настоящее время операционная оболочка для расширяемых трубных изделий заключает наклон 100 ° от вертикальной, температурой до 205 ° C, вес бурового раствора на 2,37 г / см 3, глубиной 8763 м, гидростатическое давление 160,6 ГПа и трубчатой длиной 2092 м 16. Типичная скорость расширения для твердых расширяемых трубных изделий являетсяpproximately 2,4 м / мин 17.
Это исследование предлагает уникальный подход к адаптации технологий ЭСТ в качестве новой операции исправления для УПП. Расширение стальной трубы сжимает цемент, который приведет к закрытию газового потока на границе и запечатать утечке газа. Важно отметить, что в центре внимания данного исследования является герметизация существующего потока microannular газа, поэтому мы сосредоточены только на том, что в качестве возможной причины негерметичных скважин. Для того, чтобы проверить эффективность новых адаптированных технологий для этой цели, мы разработали скважины модель с существующей потока microannular. Это достигается путем поворота внутреннюю трубу во время гидратации цемента. Это не для имитации каких-либо операций на местах, а просто для быстрой перемотки вперед, что будет, после десятилетий тепловой и давления нагрузки в стволе скважины.
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
Авторы хотели бы поблагодарить следующих людей и учреждений за их помощь и поддержку: Уильям Порташ и Джеймс Хитман (промышленность советников, Shell E & P), Ричард Литтлфилд и Родни Пеннингтон (Shell Вестхоллоу технический центр), Даниэле ди Crescenzo (Shell Research Ну инженер ), Билл Каррутерс (Лафарж), Тим Причуда (теперь с Chevron), Джерри Мастерман и Уэйн Мануэль (LSU PERTT Lab), Рик Янг (LSU Рок Механика Lab), и члены ГЭЭ Lab (Arome Oyibo, Тао Тао, и Иордан 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).
