Mekanisk Utbyggnad av stålrör som en lösning på Läckande 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

Det rapporterade experimentella förfarandet har två huvudkomponenter som är kritiska: komposit cylindrar som simulerar wellbores och expansions fixtur som används för att utföra mekanisk manipulering av cementen.

Wellbores är den viktigaste inkörsporten för tillverkning av underjordiska vätskor (vatten, olja, gas eller ånga) samt injektion av olika vätskor. Oavsett dess funktion, är borrhålet krävs för att ge ett kontrollerat flöde av producerade / injicerade vätskor. Borrhåls konstruktion har två olika moment: borrning och färdigställande. Borrhåls cement, en del av förfarandet avslutningar, förser främst zoner isolering, mekaniskt stöd för metallröret (hölje), och skydd av metallkomponenter från korrosiva vätskor. Dessa är väsentliga delar av kompromisslös, fullt fungerande wellbores. Integriteten hos borrhålet cementmantel är en funktion av de kemiska och fysikaliska egenskaperna hos den hydratiserade cementen, geometrin hos cvisar därmed väl, och egenskaperna hos den omgivande formation / formation vätskor ^2,3. Ofullständigt avlägsnande av borrvätska kommer att resultera i dålig zonal isolering eftersom den förhindrar bildandet av starka bindningar vid gränsytor med sten och / eller metall. Cement slidor kan utsättas för många typer av fel under livet av en brunn. Tryck- och temperatursvängningar orsakade av färdigställande och produktion bidrar till utvecklingen av sprickor inom cementmatrisen; debonding orsakas av tryck och / eller temperaturförändringar och cement hydra krympning ^4,5,6. Resultatet är nästan alltid närvaro av microannular vätskeflöde, även om dess förekomst kan upptäckas tidigt och efter år av livslängden.

Heathman och Beck (2006) skapade en modell av hård hölje utsätts för över 100 tryck- och temperatur cykliska laster, som visade synliga debonding, initiering av cement sprickor som kan innebära förmånliga vägar för att migrera vätska <sup> 7. I fältet, kommer expansion och kontraktion av metallkomponenterna i ett borrhål inte sammanfaller med dem av cement och vagga, som orsakar interfacial bindningsupplösning och bildning av en microannulus, vilket leder till en ökning i permeabiliteten av cementmantel. Ett ytterligare hölje belastning kan orsaka förökning av radiella sprickor i cementmatrisen en gång dragspänningarna överstiger draghållfastheten för materialet ^8. Alla de ovan nämnda cement misslyckanden kan resultera i mikrokanalise, vilket leder till gas migration, förekomsten av SCP, och långsiktiga miljörisker.

Ett stort antal producerande och övergivna brunnar med SCP utgör en potentiellt ny källa till utsläpp kontinuerlig naturgas ^9. Den analys som Watson och Bachu (2009) av 315,000 olja, gas och injektionsbrunnar i Alberta, Kanada visade också att borrhålet avvikelse, väl typ, nedläggning metod, och kvaliteten på cement är nyckelfaktorer contributing till potentialbrunnen läckage i den grundare delen av brunnen ^10. De befintliga korrigerande operationer är kostsamma och misslyckade; squeeze cemente, en av de mest använda stödtekniker, har en framgång på endast 50% ^11.

I denna uppsats rapporterar vi om utvärderingen av de expander Hölje Technology (ECT) som en ny saneringsteknik för läckande wellbores ^12,13. ECT kan tillämpas i nya eller befintliga brunnar ^14. Den första kommersiella installationen av denna teknik utfördes av Chevron på en brunn i grunda vatten i Mexikanska golfen i november 1999 ^15. Den nuvarande operativa anslaget för expander rören fattar en lutning på 100 ° från vertikalt, temperatur upp till 205 ° C, lera vikt till 2,37 g / cm ^3, ett djup på 8763 m, hydrostatiskt tryck av 160,6 GPa och en rörformig längd 2092 m ^16. En typisk expansionstakt för fasta expander rören är enpproximately 2,4 m / min ^17.

Studien erbjuder en unik metod för anpassning av ECT-teknik som en ny saneringsoperation för SCP. Expansionen av stålröret komprimerar cementen som skulle resultera i tillslutning av gasflödet vid gränsytan och försegla gasläcka. Det är viktigt att nämna att i fokus för denna studie är den tätning av en befintlig microannular gasflöde, därför kan vi bara fokuserat på det som en möjlig orsak till läckande wellbores. För att testa effektiviteten av nyligen anpassad teknik för detta ändamål, vi utformat ett borrhål modell med en befintlig microannular flöde. Detta uppnås genom att rotera det inre röret under cement hydratisering. Detta är inte för att simulera alla fältverksamhet, utan helt enkelt för att snabbspola vad som skulle hända efter årtionden av termisk och tryckbelastning i ett borrhål.

Protocol

1. samlingsprov (figur 1) OBS: De flesta cement jobb i Mexikanska golfen (USA) görs med klass H cement 18, alltså samma typ av cement användes för att utföra laboratorieexperiment för att simulera fältliknande förhållanden, den potentiella tillämpningen av denna teknik för SCP sanering i Mexikanska golfen. Provberedning OBS! 61-cm långa provet består av två klass B elektriskt motstod svetsade rör (ERW) kolstål (Figur 1). Det inre …

Representative Results

Pre-expansionsgasen genomflödestest på det sammansatta provet visade tryckregistrerings på transduktorn utloppstrycket, vilket bekräftar gasflödet genom förtillverkad microannulus (figurerna 7 och 8). Initiala förhållanden hölls samma där initialinloppstrycket var 103 kPa och gasflödet hölls vid 85 ml / min under den perioden. Den eftersläpning i tryckregistrerings mellan inlopps- och utloppstryckgivare var 7,5 sekunder, medan de högsta trycken in efter att öka inloppstry…

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