Для просмотра этого контента требуется подписка на JoVE. Войдите или начните свой бесплатный пробный период.

Методическая статья

Механическая Расширение стальных труб как решение Дырявом скважин

12K просмотров

⸱

DOI:

10.3791/52098

⸱

20 ноября 2014 г.

 , 
1Craft and Hawkins Department of Petroleum Engineering, Louisiana State University

В этой статье

Краткое содержание

В этой статье рассказывается о лабораторном исследовании существующей полевой процедуры и ее адаптации для герметизации негерметичных стволов скважин. Он состоит из механического расширения металлической трубы, что приводит к улучшению соединения металл/цемент, окончательной герметизации гидравлических путей и предотвращению утечек газа, вызванных наличием микрокольцевого канала.

Аннотация

Цемент ствола скважины, процедурный компонент операций по заканчиванию ствола скважины, в первую очередь обеспечивает зональную изоляцию и механическую поддержку металлической трубы (обсадной колонны), а также защищает металлические компоненты от коррозионных жидкостей. Они необходимы для обеспечения целостности ствола скважины. Цементы могут подвергаться различным формам разрушения, таким как расклеивание на стыках цемент/порода и цемент/металл, разрушение и дефекты в цементной матрице. Отказы и дефекты в цементе в конечном итоге приведут к миграции флюида, что приведет к межзональной миграции флюида и преждевременной ликвидации скважины. В настоящее время в мире насчитывается более 1,8 миллиона действующих скважин, и более трети из них имеют проблемы, связанные с утечками, определяемые как устойчивое давление в обсадной колонне (SCP)1.

Целью данного исследования была разработка экспериментальной установки в масштабе стенда для изучения эффекта механических манипуляций с образцами композитных материалов обсадной колонны скважины и цемента в качестве потенциальной технологии для устранения утечек газа.

Экспериментальная методология, использованная в этом исследовании, позволила сформировать непроницаемое уплотнение на границе труба/цемент в моделируемой системе ствола скважины. Успешные измерения протоки газообразного азота показали, что существующее микрокольцо было герметизировано в лабораторных экспериментальных условиях, а поток жидкости был предотвращен механическими манипуляциями с образцом композита металл/цемент. Кроме того, данная методология может быть применена не только для восстановления негерметичных стволов скважин, но и для процедур тампонирования и ликвидации, а также технологии заканчивания скважин, что потенциально предотвращает негативное воздействие стволов скважин на подземные и поверхностные среды.

Введение

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 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.

Доступ ограничен. Войдите в систему или начните пробный период, чтобы просмотреть этот контент.

Протокол

1. Композитный Образец (Рисунок 1)

ПРИМЕЧАНИЕ: Большинство рабочих мест на цемент в Мексиканском заливе (США) выполнены с использованием класса H цемент 18, поэтому, тот же тип цемента использовался для выполнения лабораторных экспериментов для моделирования полей, как условия, потенциальное применение этой технологии для УПП восстановление в Мексиканском заливе.

  1. Пробоподготовка
    ПРИМЕЧАНИЕ: 61-см длиной образец состоит из двух уровень В электрически сопротивлялся сварных (ВПВ) углерода стальных труб (рисунок 1). Внутренняя труба имеет длину 61 см и имеет 6 см наружный диаметр (OD) при 2,8 мм толщиной стенки. Наружная труба имеет длину 59,7 см, имеет наружный диаметр 10 см и толщину стенки 5,7 мм. Предел текучести и предел прочности на разрыв трубы 241 МПа и 414 МПа соответственно.
    1. Дрель 12 отверстий 2,4 мм на внешней трубе, чтобы обеспечить облегчение давления при расширении и мимической пористости горных пород в полевых условиях. Буровые восемь 8,6 мм отверстия Следующие на гое наружная труба, 90 ° с четырьмя отверстиями 13 см от верхней и четыре отверстия 53 см от верхней.
    2. Автор этих отверстий 3.2 мм ДНЯО (Национальный Pipe Thread) наконечника резьбы, чтобы обеспечить соединение с трубопроводной арматуры и нейлон трубы коллектора сборки на дне (на входе) и сверху (на выходе) стороны образца. Убедитесь, что впускные и выпускные порты 40,64 см друг от друга и используются для запуска из различных скоростей экспериментов проточных газа до и после расширения.
    3. Пальто наружная труба с антикоррозийным спрей для предотвращения коррозии во время периода лечения, которые могли бы помешать экспериментов в связи с образованием гидроксида и продуктов коррозии железа может привести к Тунелизация цемента.
      ПРИМЕЧАНИЕ: Этот сценарий будет опробован в будущих экспериментах, как коррозия металла часто присутствует в скважинных систем.
    4. Машина из сварочного валика на внутренней стенке внутренней трубы.
    5. Сокращение на заказ муфту стальной в длину 4,5 см, 6,35 см от OD трубы. Тhread кусок на внутренней стенке и сварить его в 0,63 см толщиной стального листа кольца (рис 2). Заправьте нижнюю часть внутренней трубы на наружной стене длиной 4,5 см, чтобы обеспечить соединение с приваренной муфтой, как показано на рисунке 2.
    6. Сварного наружную трубу к стальной плиты кольца.
    7. Смажьте наружную стенку внутренней трубы с вазелином и выпечки спрей по всей ее длине. Винт внутренней трубы в муфту, чтобы закончить сборку композитный образец.
    8. Цементных объем между внутренней и внешней трубами с 1,57 г / см 3 цементного раствора, 0,87 / к соотношении.
    9. Образцы Cure в водяной бане при комнатных условиях в течение как минимум 28 дней. Хранить рН водяной бане от 12 до 13 добавлением Ca (OH) 2 в воде, чтобы поддерживать высокую рН среды.
  2. Подготовка 13,1 фунт / галлон цементного раствора (по объему 2,2 л)
    1. Налейте 1350 г воды в4 л, 3,75 лошадиных сил лабораторном смесителе и предварительно гидрат 30 г (2% от веса цемента) бентонита в течение 5 мин на низкой скорости (30000 х г).
    2. Через 5 мин, заливают 5 мл пеногаситель и 1500 г цементного порошка в смеситель и сдвига в течение 40 сек на высокой скорости 51755 х г. Вылейте цементного раствора в кольцевом пространстве сборки труб и накрыть влажной тканью и полиэтиленовой пленкой, чтобы избежать контакта с воздухом и предотвратить карбонизацию цемента.
    3. Через шесть часов после цементный раствор заливается между трубами, поверните внутреннюю трубу на четверть оборота назад и вперед каждый 15 минут на следующие 20 часа гидратации цемента, чтобы предотвратить цементного сцепления с внутренней трубы и создать микроканал (требуется для microannular Поток газа).
    4. Поместите цементируется смешанную пробу горизонтально на водяной бане в течение как минимум 28 дней. Убедитесь, что водяной бане имеет рН около 13, который достигается добавлением 100 г Ca (OH) 2 в 20 л воды.

2. Предварительно расширения проточные Эксперименты

  1. Винт 3,2 мм фитингов в четырех впускных и выпускных отверстий на внешней трубе образца. Подключите впускные и выпускные коллекторы с датчиками давления в арматуре (рисунок 5).
  2. Создайте давление газовый баллон первоначального входное давление 50 кПа. Включите компьютерного программного обеспечения для записи давления.
  3. Откройте расходомер и начать тест проточный. Монитор входе и выходе давление на экране в течение 1 мин, как показано на рисунке 6.
  4. Создайте давление газового баллона к входному давление 172 кПа и контролировать давление в течение еще 2 мин.
  5. Конец проточный эксперимент и записи давления. Закройте газовый баллон и вентиль оставшийся газ в атмосферу. Демонтаж коллекторы и покрыть верх образца с мокрой тряпкой во время включения питания модуля расширения, чтобы предотвратить насыщение углекислотой и сушки цемента.
  6. Пальто внутренняя стенка внутренней трубы с лubricant для бесперебойной работы расширения конуса и образцом готов к расширению.

Настройка 3. Расширение и процедура расширения

  1. Полностью сохраняют расширения оправки из нижнего корпуса с помощью гидравлического цилиндра, как показано на фиг.4а. Поместите образец составного с гидратированного цемента в нижней образца корпусе прибора через отверстие в верхней части (рис 4б).
  2. Полностью удлиненные расширительного оправки через образец, после которого расширительный конус с желаемой степенью расширения (рисунок 3) надевается на него, как показано на фиг.4С. Привинтить крепежную оправку на расширения оправки, затем винт крепежный оправки направляющую на нижней разъема нижнего корпуса. Образец готов к расширению.
  3. Приведите гидравлический блок для оптимального давления 10,3 МПа, и включите компьютер программное обеспечение для осевого записи силы.
  4. Активируйте сотрудничествауправляете переключения, чтобы убрать расширения оправки и тянуть через расширение внутренней трубы образца, таким образом, расширение и сжатие трубы цементного кольца. Expand образцы с длиной 40,64 см (рис 4D), а затем удлинять расширения оправки в исходное положение. Остановка записи осевых сил.
  5. Отвинтите стопорное оправки руководство и снимите стопорное оправки. Взлет расширительный конус из расширительного сердечника и полностью отказаться оправку, чтобы удалить образец образуют нижний корпус.
  6. После того как образец удаляется, подготовить его к пост-расширения различных скоростей экспериментов газового потока через.

4. После расширения Multi-скорость проточные Эксперименты

  1. Чистые впускные и выпускные каналы из любого избытка сжатого цементного теста.
  2. Винтовые фитинги на четыре впускных и выпускных отверстий на внешней трубе образца. Подключение впускные и выпускные коллекторы с фитингами, как показано на
  3. Давление в газовый баллон первоначального входное давление 172 кПа. Включите компьютерного программного обеспечения для записи давления.
  4. Откройте расходомер и начать тест проточный. Монитор на входе и выходе давление на экране (рисунок 6).
  5. Через 5 мин, давление газовый баллон, чтобы давление на входе 345 кПа и контроля давления в течение еще 5 мин.
  6. Через 5 мин повышают давление на входе 517 кПа.
  7. Через 5 мин повышают давление на входе конечного входном давлении 690 кПа в течение еще 5 мин.
  8. Закончите эксперимент проточный и запись давления. Закройте газовый баллон и вентиль оставшийся газ в атмосферу. Демонтаж многообразия из образца.

5. Расчеты эффективного проницаемость Microannulus

ПРИМЕЧАНИЕ: Основная цель данного исследования было обеспечить качественную информацию о существовании газового потока до и после еXpansion. Опытно-конструкторских не обладает сложные компоненты, чтобы иметь возможность измерить ширину канала и точность расхода. Во время этих предварительных экспериментов уплотнительных потока газа был в центре внимания. Таким образом, любой из расчетов проницаемости показанных здесь более полуколичественный и не главная цель исследования.

  1. Для расчета эффективной проницаемости, использовать постоянный расход азота примерно Q = 1,42 см 3 / сек при стабилизации давления. Коэффициент отклонения газа для азота в условиях окружающей среды является Z = 1 и вязкость μ = 0,018 сП. Провести все тесты проточные на окружающих условиях Т = 535 ºR.
  2. Вычислить площадь сцементированного кольцевом пространстве, принимая внутренний радиус наружной трубы, г Oinn = 4,6 см, а внешний радиус внутренней трубы, г Iout = 3,05 см. Расстояние между впускных и выпускных отверстий (ΔL) является 40,64 см. Перепад давления (P входе -Р розетка), рекомендацияorded по входным и выходным датчиками давления, является единственной переменной используется в расчетах эффективной проницаемости Полуфабрикаты microannulus (K эф) 19:
    figure-protocol-1 Уравнение. 1
    Расход азота [см 3 / сек] К эф - - д эффективным Пермь. из microannulus [MD]
    г Iout - ID наружной трубы [см] г Oinn - ОД внутренней трубы [см]
    μ - вязкость газа [CP] Z - коэффициент отклонения газа
    T - temperatuRe [ºR] ΔL - расстояние между датчиками давления [см]
    P на входе - давление на входе [атм] P на выходе - давление на выходе [атм]
  3. Подставим все из вышеуказанных значений в уравнение 1 и вычислить эффективную проницаемость, как показано ниже в примере 1. записаны во проточном эксперименте пре-расширения входного давления Р был на входе = 12 кПа (0,12 атм) в то время как датчик давления на выходе было P на выходе = 0,4 кПа (0,004 атм).
    Пример 1: figure-protocol-2

Доступ ограничен. Войдите в систему или начните пробный период, чтобы просмотреть этот контент.

Результаты

Предварительно расширения газового потока через испытания образца композиционного материала показал запись давления на датчик давления на выходе, подтверждающие расход газа через Полуфабрикаты microannulus (7 и 8). Исходные условия были сохранены же, где начальное давление на входе было 103 кПа, а скорость потока газа поддерживали на уровне 85 мл / мин в течение этого периода. Временной лаг в записи давлений между входом и выходом датчиков давления было 7,5 секунды, в то время как самое...

Доступ ограничен. Войдите в систему или начните пробный период, чтобы просмотреть этот контент.

Обсуждение

Представленная экспериментальная процедура состоит из двух основных компонентов, которые имеют решающее значение: композитные цилиндры, которые имитируют стволы скважин, и расширительное приспособление, которое используется для проведения механических манипуляций с цементом. При проектировании моделей ствола скважины (цементные/трубные композитные цилиндры) крайне важно выбрать адекватную плотность цемента, хранить образцы в условиях общей влажности (100% относительной влажности) и обеспечить расклеивание труб и цемента ...

Доступ ограничен. Войдите в систему или начните пробный период, чтобы просмотреть этот контент.

Раскрытие информации

Авторам нечего раскрывать.

Благодарности

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).

Доступ ограничен. Войдите в систему или начните пробный период, чтобы просмотреть этот контент.

Материалы

Список материалов, использованных в этой статье
ИмяКомпанияКаталожный номерКомментарии
ASTM A53 Grade B ERW Schedule 40 Стальная труба - OD=10,16 см, ID=10,04 см, L=59,7 смBaker SalesBPE-4,00BB40
ASTM A53 Grade B ERW Schedule 10 Стальная труба - OD=6 см, ID=5,94 см, L=61 см Эксплуатационная стальн/д
Расширительные конусы - легированная сталь марки AISI D2 (твердость 60 RC)КорпусТрубная
- OD=6,35 см, ID=6 см, L=4,4 смLSU Изготовленное
Стальное пластинчатое кольцо - OD=10,16 см, ID=5,76 см, толщина=6,35 ммЛуизиана РезкаИзготовленный на заказ
цемент класса HLaFarge04-16-12 / 14-18
Пеногаситель - D-Air 3000LHalliburtonн/а
Бентонитовая глинаLSUн/а
Гидроксид кальцияLSUн/а
Расширительное приспособлениеКорпусИзготовленные
Преобразователи давленияOmegaPX480A-200GV 
Тефлоновая трубкаSwagelokPB0754100
ТройникSwagelokSS-400-3
КоленоSwagelokSS-400-9
Колено с внутреннейSwagelokSS-400-8-8
Соединитель портаSwagelokSS-401-PC
Клапан с кованым корпусом SwagelokSS-1RS4
Трубный адаптерSwagelokSS-4-TA-1-2
Смазка для трубE.F. Houghoton & Co.
Мгновенное цинковое покрытиеCRC78254184128
муфта на заказ на заказна заказ резьбой 71323998

Ссылки

  1. King, G. E. Well Integrity: Hydraulic Fracturing and Well Construction – What are the Factual Risks. SPE Wellbore Integrity Webinar. 5, (2013).
  2. Taylor, H. F. Cement Chemistry. , Telford Thomas. London, United Kingdom. (1997).
  3. 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).
  4. Nelson, E. B., Guillot, D. Well Cementing. , Second edition, Schlumberger. Sugar Land, Texas. (2006).
  5. Carter, L., Evans, G. A Study of Cement-Pipe Bonding. Paper SPE 164 presented at the California Regional Meeting. , Santa Barbara, California. 24-25 (1964).
  6. Goodwin, K., Crook, R. Cement Sheath Stress Failure. SPE Drill Eng. 7 (4), 291-296 (1992).
  7. 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 Feb 21-23, Miami, Florida, , Halliburton. (2006).
  8. 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 Mar 2-4, Dallas, Texas, , (2004).
  9. 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 Mar 7-9, Galveston, Texas, , (2005).
  10. Watson, T. L., Bachu, S. Evaluation of the potential for gas and CO2 leakage along wellbores. SPE Drill & Compl. 24 (1), 115-126 (2009).
  11. Wojtanowicz, A. K., Nishikawa, S., Xu, R. Diagnosis and remediation of SCP in wells. Final report submitted to US Department of Interior MMS. 2001, Virginia, , (2001).
  12. 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 Marc 4-6, Fort Worth, Texas, , (2014).
  13. 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).
  14. 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 Mar 2-4, Dallas, Texas, , (2004).
  15. Grant, T., Bullock, M. The evolution of Solid Expandable Tubular Technology: Lessons Learned Over Five Years. Offshore Technology Conference, 2005, , (2005).
  16. Jennings, I. Dynamic formations rendered less problematic with solid expandable technology. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, 2008, , (2008).
  17. Fanguy, C., Mueller, D., Doherty, D. Improved method of cementing solid expandable tubulars. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2004, , (2004).
  18. American Petroleum Institute. Appendix C (tentative), Fluid Density Balance. Recommended Practice for Testing Oilwell Cements and Cement Additives. , American Petroleum Institute. (1971).
  19. Nelson, E. B. Well cementing. , Elsevier Science. Amsterdam, Denmark. (1990).

Доступ ограничен. Войдите в систему или начните пробный период, чтобы просмотреть этот контент.

Перепечатки и разрешения

Больше статей

Цемент обсадной колонныгерметизация микрозазорапоток газообразного азотаустановка для расширенияэксперименты с потоком через образецсборка композитного образцагидравлический блокдатчики давления
Механическая Расширение стальных труб как решение Дырявом скважин
Связаться с нами
Порекомендовать библиотеке

Конфиденциальность

Условия использования

Политики

© 2026 MyJoVE Corporation. Все права защищены.