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.
Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.
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 de largo consta de dos de grado B se resistían eléctricamente soldadas tuberías (REG) de acero al carbono (Figura 1). El tubo interior es de 61 cm de largo y tiene unos 6 cm de diámetro exterior (OD) con un espesor de pared de 2,8 mm. El tubo exterior es 59,7 cm de largo, tiene 10 cm OD y un espesor de pared de 5,7 mm. Resistencia a la fluencia y resistencia a la tracción de los tubos son 241 MPa y 414 MPa, respectivamente.- Perforar orificios 12 de 2,4 mm en el tubo exterior para proporcionar el alivio de la presión durante la expansión y porosidad sinóptico de las rocas en condiciones de campo. Drill ocho agujeros 8,6 mm próximos en el the tubería exterior, 90 ° de separación, con cuatro agujeros de 13 cm desde la parte superior y los cuatro agujeros de 53 cm desde la parte superior.
- Pase estos agujeros con 3,2 mm NPT (National Pipe Thread) punta roscado para permitir la conexión con las instalaciones de tuberías y tubos de nylon conjunto de colector en la parte inferior (de entrada) y parte superior (salida) de la muestra. Asegúrese de que los puertos de entrada y salida son 40,64 cm de distancia y se utilizan para el funcionamiento de los experimentos de flujo continuo de gas multi-tasa de pre-y post-expansión.
- Escudo tubería exterior con spray anti-corrosión para evitar la corrosión durante el período de curado que podría interferir con los experimentos debido a la formación de hidróxido de hierro y productos de corrosión podría causar la microfractura de cemento.
NOTA: Este escenario se pondrá a prueba en los experimentos futuros como la corrosión del metal es a menudo presente en los sistemas de pozos. - Máquina el cordón de soldadura en la pared interior de la tubería interior.
- Cortar acoplamiento de acero hecha a medida para una longitud de 4,5 cm, de tubo de diámetro exterior de 6,35 cm. THRead la pieza en la pared interior y soldar a la 0.63 cm anillo de la placa de acero de espesor (Figura 2). Pase la parte inferior del tubo interior en la pared exterior de la longitud de 4,5 cm para permitir la conexión con el acoplamiento soldada, como se muestra en la Figura 2.
- Soldar el tubo exterior al anillo de la placa de acero.
- Lubricar pared exterior del tubo interior con vaselina y bicarbonato de pulverización a lo largo de toda su longitud. Enrosque el tubo interior en el acoplamiento para terminar el montaje de la muestra compuesta.
- Cemento el volumen entre los tubos interior y exterior con 1,57 g / cm 3 lechada de cemento, 0,87 w / c ratio.
- Muestras de curación en un baño de agua en condiciones ambientales durante un período mínimo de 28 días. Mantener el pH del baño de agua entre 12 y 13 mediante la adición de Ca (OH) 2 al agua para mantener el medio ambiente de pH alto.
- Preparación del 13,1 lb / gal de lechada de cemento (por volumen de 2,2 L)
- Verter 1.350 g de agua en el4 L, mezclador de laboratorio 3,75 caballos de fuerza y pre-hidrato de 30 g (2% en peso de cemento) de la bentonita durante 5 min a baja velocidad (30.000 xg).
- Después de 5 min, se vierte 5 ml de agente antiespumante y 1500 g de polvo de cemento en el mezclador y el cizallamiento durante 40 segundos a alta velocidad de 51.755 x g. Vierta la mezcla de cemento en el espacio anular del conjunto de tubo y cubrir con una envoltura de tela y plástico húmedo para evitar la exposición al aire y evitar la carbonatación del cemento.
- Seis horas después de la lechada de cemento se vierte entre los tubos, gire el tubo interior un cuarto de vuelta hacia atrás y adelante cada 15 min para el próximo 20 h de hidratación del cemento para evitar la unión de cemento con el tubo interior y crear un microcanal (necesario para microannular flujo de gas).
- Coloque la muestra compuesta cimentado horizontalmente en el baño de agua durante un período mínimo de 28 días. Asegúrese de que el baño de agua tiene un valor de pH de alrededor de 13 que se consigue mediante la adición de 100 g de Ca (OH) 2 en 20 L de agua.
2. Pre-expansión experimentos de flujo continuo
- Tornillo de 3,2 mm accesorios en cuatro puertos de entrada y salida en el tubo exterior de la muestra. Conectar colectores de entrada y de salida con transductores de presión a los accesorios (Figura 5).
- Regule la presión del cilindro de gas a presión de entrada inicial de 50 kPa. Encienda el software de computadora para presiones sin precedentes.
- Abra el medidor de flujo y comenzar el ensayo de flujo a través. Supervisar las presiones de entrada y salida en la pantalla durante 1 min, como se muestra en la Figura 6.
- Presurizar el cilindro de gas a la entrada de presión de 172 kPa y controlar la presión durante otras 2 min.
- Flujo a través Fin experimento y registro de la presión. Cierre el cilindro de gas y ventilar el gas restante a la atmósfera. Desmontar los colectores y cubrir la parte superior de la muestra con un paño húmedo mientras enciende la unidad de expansión, para evitar la carbonatación y el secado de cemento.
- Escudo de la pared interior de la tubería interna con lubricant para buen funcionamiento del cono de expansión y la muestra está lista para la expansión.
Configuración 3. Ampliación y Procedimiento de expansión
- Retener completamente el mandril de expansión de la carcasa inferior por el cilindro hidráulico, como se muestra en la Figura 4a. Coloque la muestra de material compuesto con cemento hidratado en la carcasa de la muestra inferior del aparato a través de la abertura en la parte superior (Figura 4b).
- Alargar completamente el mandril de expansión a través de la muestra después de lo cual el cono de expansión con relación de expansión deseada (Figura 3) se desliza sobre ella, como se muestra en la Figura 4c. Atornillar el mandril de retención en la mandril de expansión, a continuación, el tornillo de la guía mandril de retención en el conector inferior de la carcasa inferior. La muestra está lista para la expansión.
- Alimente la unidad hidráulica a una presión óptima de 10,3 MPa, y encienda el software para la grabación de fuerza axial.
- Active la control cambiar a retraer el mandril de expansión y tire de la expansión a través de la tubería interior de la muestra, ampliando de esta manera el tubo y comprimir el revestimiento de cemento. Expandir muestras a la longitud de 40,64 cm (Figura 4D) y luego alargar el mandril de expansión en posición original. Detener la grabación de las fuerzas axiales.
- Aflojar la guía mandril de sujeción y retire el mandril de sujeción. Quitar el cono de expansión del mandril de expansión y retraer completamente el mandril con el fin de retirar la muestra formar la carcasa inferior.
- Después de retirar la muestra, prepararla para la post-expansión de múltiples experimentos de tasa de flujo de gas a través de.
4. Post-expansión multi-tasa de experimentos de flujo continuo
- Puertos de entrada y salida limpias de cualquier exceso de pasta de cemento exprimido.
- Tornillo de accesorios de tubería en cuatro puertos de entrada y salida en el tubo exterior de la muestra. Conectar colectores de entrada y de salida a los accesorios, como se muestra en
- Presión del cilindro de gas a presión de entrada inicial de 172 kPa. Encienda el software de computadora para presiones sin precedentes.
- Abra el medidor de flujo y comenzar el ensayo de flujo a través. Controle las presiones de entrada y salida en la pantalla (Figura 6).
- Después de 5 min, presurizar el cilindro de gas a la entrada de presión de 345 kPa y controlar las presiones durante otros 5 min.
- Después de 5 min aumentar la presión de entrada a 517 kPa.
- Después de 5 min aumentar la presión de entrada al final de la presión de entrada de 690 kPa durante otros 5 min.
- Termine el experimento de flujo continuo y registro de la presión. Cierre el cilindro de gas y ventilar el gas restante a la atmósfera. Desmontar colectores de la muestra.
5. Los cálculos de la permeabilidad efectiva de los microanular
NOTA: El objetivo principal de este estudio era proporcionar información cualitativa con respecto a la existencia de flujo de gas antes y después eXpansion. El diseño experimental no posee componentes sofisticados para ser capaz de medir la anchura del canal y el flujo de precisión de la frecuencia. Durante estos preliminares de cierre del flujo de gas experimentos fue el foco principal. Por lo tanto, cualquiera de los cálculos de permeabilidad se muestran aquí son más semi-cuantitativo y no objetivo principal del estudio.
- Para el cálculo de la permeabilidad efectiva, utilizar la velocidad de flujo constante de nitrógeno de aproximadamente q = 1,42 cm 3 / s sobre estabilización de la presión. El factor de desviación del gas de nitrógeno en condiciones ambientales es Z = 1 y μ = viscosidad de 0.018 cP. Llevar a cabo todas las pruebas de flujo continuo en condiciones ambientales de T = 535 ºR.
- Calcular el área del espacio anular cementado tomando radio interior de la tubería exterior, r Oinn = 4,6 cm, y el radio exterior de la tubería interior, r Iout = 3,05 cm. La distancia entre los puertos de entrada y salida (? L) es 40,64 cm. Diferencia de presión (P -P toma de entrada), recorded por transductores de entrada y presión de salida, es la única variable que se utiliza en los cálculos de la permeabilidad efectiva de la microanular prefabricado (K ef) 19:
Eq. 1
caudal de nitrógeno [cm3 / s] K ef - - q perm eficaz. de microanular [mD]
r Isal - Identificación de tubo exterior [cm] r Oinn - OD del tubo interior [cm]
μ - viscosidad del gas [cP] Z - factor de desviación de gas
T - temperature [ºR]? L - distancia entre transductores de presión [cm]
P de entrada - presión de entrada [atm] de salida P - presión de salida [atm] - Sustituir todos los valores anteriores en la ecuación 1 y calcular la permeabilidad eficaz como se muestra a continuación en el Ejemplo 1. La presión de entrada registrada durante el experimento de flujo a través de pre-expansión se P de entrada = 12 kPa (0,12 atm) mientras que el transductor de presión de salida fue de P de salida = 0,4 kPa (0,004 atm).
Ejemplo 1:
Eq. 1 
Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.
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 entrada y presión de salida fue de 7,5 segundos, mientras que las más altas presiones registraron después de aumentar la presión de entrada a 172 kPa fueron 117 kPa (entrada) y 20,7 kPa (de salida). Debido al flujo preferencial de gas a través del micro espacio anular, la totalidad de la permeabilidad se toma como la permeabilidad efectiva de la microanular (K ef). Estabilizado presiones utilizadas en los cálculos ef K eran P de entrada = 12 kPa y P salida = 0,4 kPa, dando un microespacio anular eficaz permeabilidad de K ef = 0,66 D. Cualquier tensión residualdentro de la matriz de cemento debido a la expansión de la tubería y su efecto sobre la permeabilidad es insignificante.
La prueba de flujo a través de segundo gas se llevó a cabo inmediatamente después de la imposición de una relación de expansión 8%, con un aumento gradual de la presión de entrada de 172 kPa por cada cinco minutos desde una presión inicial de 172 kPa a una presión final de 690 kPa. La prueba mostró la grabación en el transductor de presión de salida sin presión, como se muestra en la Figura 9.
El mismo procedimiento se repitió después de 24 horas y luego después de 60 días. Ambas pruebas no mostraron las lecturas de presión en el transductor de presión de salida, lo que confirmó que la tasa de expansión de 8% tuvo éxito en cerrar el flujo de gas microannular en el modelo de pozo. Cuatro muestras adicionales fueron expandidos con diferentes relaciones de expansión (2% y 4%) y se ensayaron para el flujo en la misma forma que la muestra mencionada anteriormente. Se obtuvieron los mismos resultados y confirmaron el éxito de sellado del flujo de gas microannular(Tabla 1). Es importante mencionar que cada preparación de la muestra requiere una preparación intensiva mano de obra y el tiempo, por lo que no se puede comparar con los estudios simples de núcleos de cemento que se pueden moldear fácilmente en grandes cantidades.
| Muestra | K ef [D] | Relación de expansión [%] | K ef [D] | K ef [D] | K ef [D] |
| 0 h | 24 horas | 60 días | |||
| 1 | 0.14 | 4 | 0 | 0 | 0 |
| 2 | 0.66 | 8 | 0 | 0 | 0 |
| 3 | 2.11 | 2 | 0 | 0 | 0 |
| 4 | 2.31 | 2 | 0 | 0 | 0 |
| 5 | 7.04 | 8 | 3 x 10 -7 | 0 | 0 |
Tabla 1. Lista de las muestras con permeabilidades microanular calculado eficaces (K ef) y los resultados posteriores a la expansión de los ensayos dinámicos a cabo inmediatamente, 24 horas y 60 días después de la expansión.
Figura 1. Modelo del pozo esquemática. Vista superior muestra el cemento (color rojo) entre el tubo interior y exterior. La flecha señala la dirección de la expansión. Vista inferior muestra el anillo de chapa de acero soldada al tubo exterior y el acoplamiento de la tubería. Tubo interior se atornilla en el acoplamiento (el scale es en pulgadas).
Figura 2. Los componentes metálicos de la parte inferior del modelo de pozo:... Un anillo de la placa de acero (0,63 cm de grosor), b 6.35 cm de acoplamiento de tubos de acero OD; c acoplamiento de tuberías soldadas en anillo de la placa de acero; d parte roscada de. el tubo interior se atornilla en el tubo de acoplamiento;. e conjunto acabado. Parte final del modelo de pozo es el tubo exterior que se coloca en el extremo y se suelda para el anillo de la placa de acero en la región exterior.
Figura 3. a conos de expansión con 2%, 4% y 8% relación de expansión;.. B Vista lateral de 2% relación de expansión de cono. Todos los co nes tienen 14 ° ángulo del cono y se hacen a medida de acero de aleación que se trató de calor a la dureza de RC 60.
Figura 4. Configuración y proceso de expansión (vista superior): a. el mandril de expansión se mantiene a fin de despejar el alojamiento inferior para la colocación de la muestra compuesta; b. la muestra de material compuesto se coloca en la carcasa inferior y el mandril de expansión está completamente alargada a través de la tubería interior; c. el cono de expansión se desliza sobre el mandril de expansión. La vista ampliada muestra el cono de expansión se mantiene en su lugar con el mandril de sujeción; d. el mandril de expansión se conserva y el cono de expansión se tira a través de la tubería interior (flecha roja muestra la dirección de la expansión).
re 5 "src =" / files / ftp_upload / 52098 / 52098fig5highres.jpg "/>
Figura 5. Vista posterior y frontal de la muestra que muestra el conjunto de colector de gas con conexiones de tubería y tubo de nylon. Una vista más cercana de colectores de entrada y de salida que muestran el posicionamiento de los transductores de presión.
Figura 6. Flujo a través de la configuración experimental. El medidor de flujo (FM) controla el flujo de gas de nitrógeno (flechas rojas) durante todo el experimento. Los flujos de gas y entra en la muestra compuesta en el colector de admisión, donde el transductor de presión de entrada (PT-1) registra la presión de entrada. El gas fluye a través de microanular pre-fabricada de la muestra y la grabación en el transductor de presión del colector de salida de la presión (PT-2) proporciona la información de si existe una conectividad y la migración de gas microannular través de la muestra compuesta. Presión translos productores están conectados al sistema de adquisición de datos y las presiones se controlan y registran en tiempo real en el ordenador y disponibles para ver en la pantalla. La vista ampliada muestra la instalación de los accesorios de tubería.
Figura 7. Pre-expansión de flujo de gas a través de trama de datos de prueba que muestra las presiones registradas en la entrada y salida de los transductores de presión, lo que confirma el flujo de gas a través del modelo microannular pozo. La presión de entrada a partir de la botella de gas fue de 50 kPa, y se aumentó a 172 kPa, lo que resultó en un aumento de las presiones en los puertos de entrada y salida.
Figura 8. Pre-expansión de flujo continuo de datos de prueba de gas semi-registro gráfico que muestra claramente un di presiónfferential (? P) entre las presiones registradas en los de entrada y salida transductores de presión. Basado en el? P medido, los cálculos de la permeabilidad efectiva de la microanular resultaron en un valor de 660 mD.
Figura 9.-tasa Multi gas de flujo continuo trama de datos de prueba grabada inmediatamente después de la expansión con la relación de expansión de 8% de cono. Después de un aumento gradual de 172 kPa en la presión de entrada en el cilindro de gas cada cinco minutos de 172 kPa a 690 kPa, no había presión registrada en el transductor de presión de salida, lo que indica la recuperación exitosa del flujo de gas microannular.
Subscription Required. Please recommend JoVE to your librarian.
Acknowledgments
Los autores desean agradecer a las siguientes personas e instituciones por su ayuda y apoyo: Guillermo Portas y James Heathman (Industria Advisors, Shell E & P), Richard Littlefield y Rodney Pennington (Centro de Tecnología de Shell Westhollow), Daniele di Crescenzo (Ingeniero Shell Investigación Bueno ), Bill Carruthers (LaFarge), Tim Quirk (ahora Chevron), Gerry Masterman y Wayne Manuel (LSU PERTT Lab), Rick Young (LSU Roca Laboratorio de Mecánica), y los miembros del Laboratorio de SEER (Arome Oyibo, Tao Tao, y Iordan Bossev).
Materials
| Name | Company | Catalog Number | Comments |
| 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. , Telford Thomas. London, United Kingdom. (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. , Second edition, Schlumberger. Sugar Land, Texas. (2006).
- Carter, L., Evans, G.
- Goodwin, K., Crook, R.
- 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).
- 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).
- 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).
- 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, Virginia, , (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 Marc 4-6, Fort Worth, Texas, , (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 Mar 2-4, Dallas, Texas, , (2004).
- Grant, T., Bullock, M. The evolution of Solid Expandable Tubular Technology: Lessons Learned Over Five Years. Offshore Technology Conference, 2005, , (2005).
- Jennings, I. Dynamic formations rendered less problematic with solid expandable technology. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, 2008, , (2008).
- Fanguy, C., Mueller, D., Doherty, D. Improved method of cementing solid expandable tubulars. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2004, , (2004).
- American Petroleum Institute. Appendix C (tentative), Fluid Density Balance. Recommended Practice for Testing Oilwell Cements and Cement Additives. , American Petroleum Institute. (1971).
- Nelson, E. B. Well cementing. , Elsevier Science. Amsterdam, Denmark. (1990).
