Expansión Mecánica de tubo de acero como una solución a los pozos con fugas

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

El procedimiento experimental informado tiene dos componentes principales que son críticos: cilindros compuestos que simulan los pozos y el dispositivo de expansión que se utiliza para llevar a cabo la manipulación mecánica del cemento.

Pozos son la principal puerta de entrada para la producción de fluidos del subsuelo (agua, petróleo, gas, o vapor de agua), así como la inyección de diversos fluidos. Independientemente de su función, se requiere que el pozo para proporcionar un flujo controlado de producidos / fluidos inyectados. La construcción del pozo tiene dos operaciones distintas: la perforación y terminación. Cemento del pozo, que forma parte del procedimiento de terminaciones, ofrece principalmente el aislamiento zonal, soporte mecánico de la tubería de metal (carcasa), y la protección de los componentes metálicos de los fluidos corrosivos. Estos son los elementos esenciales de los pozos sin compromisos, en pleno funcionamiento. La integridad de la vaina de cemento del pozo es una función de las propiedades químicas y físicas del cemento hidratado, la geometría de la cASED bien, y las propiedades de la formación / formación que rodea Líquidos ^2,3. Eliminación incompleta del fluido de perforación que puede reducirse el aislamiento zonal, ya que previene la formación de enlaces fuertes en las interfases con el rock y / o metal. Revestimientos de cemento pueden ser sometidos a muchos tipos de fallo durante la vida de un pozo. Las oscilaciones de presión y de temperatura causados ​​por las operaciones de terminación y producción contribuyen al desarrollo de fracturas dentro de la matriz de cemento; desunión es causada por la presión y / o cambios de temperatura y la hidratación del cemento contracción ^4,5,6. El resultado es casi siempre la presencia de flujo de fluidos microannular, aunque su aparición se puede detectar temprano o después de años de vida útil.

Heathman y Beck (2006) crearon un modelo de tubería de revestimiento cementada sometido a más de 100 cargas cíclicas de presión y temperatura, que mostraron pérdida de adherencia visible, de iniciación de grietas de cemento que pueden plantear vías preferenciales para la migración de fluido <sup> 7. En el campo, la expansión y la contracción de los componentes de metal de un pozo no coincidirán con las de cemento y roca, causando pérdida de adherencia interfacial y la formación de un microespacio anular, dando lugar a un aumento en la permeabilidad de la vaina de cemento. Una carcasa de carga adicional puede causar la propagación de grietas radiales en la matriz de cemento una vez que las tensiones de tracción superan la resistencia a la tracción del material ^8. Todos los fallos de cemento antes mencionados puede resultar en micro-canalización, lo que conduce a la migración de gas, la aparición de SCP, y los riesgos ambientales a largo plazo.

Un número considerable de productores y abandonados pozos con SCP constituye un potencial nueva fuente de emisión de gas natural continua ^9. El análisis llevado a cabo por Watson y Bachu (2009) de 315.000 petróleo, gas, y pozos de inyección en Alberta, Canadá también mostró que la desviación del pozo, así tipo, método de abandono, y la calidad del cemento son factores clave contributing a posibles fugas bien en la parte menos profunda del pozo ^10. Las operaciones de recuperación existentes son costosas y sin éxito; la cementación apretón, una de las técnicas de recuperación más utilizados, tiene una tasa de éxito de sólo el 50% ^11.

En este trabajo se informe sobre la evaluación de la tecnología de la carcasa Expandible (TEC) como una nueva técnica de remediación de pozos con fugas ^12,13. ECT se puede aplicar en nuevas o existentes pozos ^14. La primera instalación comercial de esta tecnología fue realizada por Chevron en un pozo en aguas poco profundas del Golfo de México en noviembre de 1999 ^15. En el sobre de funcionamiento actual de los tubulares expandibles encapsula una inclinación de 100 ° respecto a la vertical, la temperatura de hasta 205 ° C, peso del lodo a 2,37 g / cm ^3, una profundidad de 8763 m, la presión hidrostática de 160,6 GPa y una longitud tubular 2,092 m ^16. Una tasa de expansión típico para los tubulares expandibles sólidos es unproximadamente 2,4 m / min ^17.

Este estudio ofrece un enfoque único para la adaptación de la tecnología de la TEC como una nueva operación de remediación para el SCP. La expansión de la tubería de acero comprime el cemento que resultaría en el cierre del flujo de gas en la interfase y sellar la fuga de gas. Es importante mencionar que el enfoque de este estudio es el sellado de un flujo de gas microannular existente, por lo tanto, sólo nos enfocamos en eso como una posible causa de los pozos con fugas. Con el fin de probar la efectividad de la tecnología recién adaptado para este fin, se diseñó un modelo de pozo con un flujo de microannular existente. Esto se obtiene haciendo girar el tubo interior durante la hidratación del cemento. No se trata de simular las operaciones sobre el terreno, sino simplemente para avanzar rápidamente lo que sucedería después de décadas de carga térmica y la presión en un pozo.

Protocol

1. La muestra compuesta (Figura 1) NOTA: La mayoría de los puestos de trabajo de cemento en el Golfo de México (EE.UU.) se realizan utilizando la clase H de cemento 18, por lo tanto, el mismo tipo de cemento se utilizó para llevar a cabo los experimentos de laboratorio para simular las condiciones de campo, como la aplicabilidad potencial de esta tecnología para el SCP remediación en el Golfo de México. Preparación de la muestra NOTA: La muestra de 61 cm d…

Representative Results

Pre-expansión pruebas de gas de flujo continuo en la muestra compuesta mostraron registro de la presión en el transductor de presión de salida, lo que confirma el flujo de gas a través de la microanular pre-fabricado (Figuras 7 y 8). Las condiciones iniciales se mantuvieron la misma, donde la presión de entrada inicial fue de 103 kPa y la tasa de flujo de gas se mantuvo a 85 ml / min para ese período. El retraso de tiempo en la grabación de presión entre los transductores de ent…

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…

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