Analyzing the Risk of Well Plug Failure after Abandonment

Analyse du risque de rupture de la cimentation des puits après leur abandon

Institut français du pétrole, IFP, 1-4, avenue de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison Cedex - France

Corresponding authors: marc.mainguy@total.com pascal.longuemare@ifp.fr annie.audibert-hayet@total.com eric.lecolier@ifp.fr

Abstract

All oil and gas wells will have to be plugged and abandoned at some time. The plugging and abandonment procedure must provide an effective isolation of the well fluids all along the well to reduce environmental risks of contamination and prevent from costly remedial jobs. Previous works have analyzed the plug behavior when submitted to local pressure or thermal changes but no work has looked to the effects of external pressure, thermal and stress changes resulting from a global equilibrium restoration in a hydrocarbon reservoir once production has stopped. This work estimates those changes after abandonment on a reservoir field case using a reservoir simulator in conjunction with a geomechanical simulator. Such simulations provide the pressure and thermal changes and the maximum effective stress changes in the reservoir cap rock where critical plugs are put in place for isolating the production intervals. These changes are used as loads in a well bore stress model that explicitly models an injector well and predict stress rearrangements in the plug after abandonment. Results obtained with the well bore stress model for a conventional class G cement plug show that the main risk of failure is tensile failure because of the low tensile strength of the cement. Actually, soft sealing materials or initially pre-stressed plug appears to be more adapted to the downhole conditions changes that may occurs after well plugging and abandonment.

Résumé

À la fin de leur exploitation, les puits de pétrole ou de gaz doivent être obturés au moyen d'une barrière solide consolidée. La procédure d'obturation doit assurer l'efficacité de l'étanchéité du puits afin d'éviter, d'une part, tout risque environnemental induit par une migration des fluides du gisement vers la surface ou vers un aquifère et, d'autre part, des interventions onéreuses sur le système d'obturation. Les travaux publiés dans ce domaine portent sur l'analyse du comportement de la barrière solide consolidée (bouchon de ciment) soumise à un changement local de la pression ou de la température mais ne considèrent pas l'effet des variations de pression, température et de contraintes autour du puits en phase d'exploitation et durant le retour progressif à l'équilibre suite à la fin de l'exploitation. Dans ce travail, la perturbation des contraintes en place est estimée en utilisant le couplage entre un simulateur de réservoir et un simulateur de géomécanique. Ces simulations fournissent l'évolution des variables thermiques, hydrauliques et mécaniques dans les roches de couverture qui constituent le lieu de positionnement des bouchons d'obturation. Les variations de contraintes sont ensuite utilisées comme données d'entrée d'un modèle mécanique pour définir le chargement dans le temps subi par un puits injecteur à l'issue de l'exploitation. Ce modèle permet de calculer localement l'évolution des sollicitations au niveau du bouchon de ciment. Les résultats obtenus avec le modèle mécanique au niveau du puits pour un ciment conventionnel de type Classe G montrent que le risque principal est la rupture en traction. Il est ainsi observé que les matériaux d'étanchéité relativement déformables ou initialement pré-contraints apparaissent comme les mieux adaptés face à l'évolution des conditions en fond de puits qui peuvent se produire après la fin d'exploitation du champ.