Нафтова наука: Чому надглибокі свердловини так важко бурити?

Проблема 1: Складні системи тиску в надглибоких свердловинах ускладнюють проектування структури свердловини

Надглибокі свердловини проникають крізь численні геологічні формації, стикаючись із дуже складними та взаємопов'язаними режимами порового тиску. Зони високого та низького тиску чергуються, що призводить до частих та взаємопов'язаних ускладнень, таких як обвалення пласта, застрягання труби, втрата циркуляції та вибухи. Даних буріння для надглибоких пластів бракує, а доступні сейсмічні та каротажні дані для прогнозування порового тиску обмежені та низької якості. Відсутність надійних довідкових даних у поєднанні з обмеженнями, пов'язаними виключно з моніторингом тиску в режимі реального часу під час буріння, призводить до значних труднощів та низької точності прогнозування тиску в системі. Це призводить до суттєвих помилок в оцінці пласта, неналежного проектування глибини встановлення обсадних колон та щільності бурового розчину, а також до серйозних проблем зі стійкістю стовбура свердловини. Сучасні технології не можуть точно передбачити ключові параметри, такі як пластовий тиск та механічні властивості гірських порід, що створює високу невизначеність та робить управління ризиками у свердловині надзвичайно складним. Виходячи з практичних потреб розвідки та розробки, де може знадобитися подальше поглиблення свердловини, конструкція стовбура свердловини повинна включати одну або дві резервні секції обсадної колони для ефективної ізоляції потенційних зон ризику, що суттєво збільшує пов'язані з цим витрати.

Проблема 2: Надмірна вага трубної колони в надглибоких свердловинах перешкоджає безпечному спуску обсадних колон

Під час надглибокого буріння можуть виникнути такі утворення, як повзучі аргіліти та шари соляно-гіпсових порід високого тиску, що створює ризик деформації, обвалення та розриву обсадних колон. Ці ризики часто зм'якшуються шляхом збільшення товщини стінки обсадних колон. В умовах надзвичайно довгих ділянок цементування проблеми надмірної довжини та ваги обсадних колон стають гострими. Зокрема, вага обсадної колони може перевищувати безпечну межу навантаження навіть 12 000-метрової бурової установки (900 тонн, що еквівалентно загальній вазі від 150 до 180 дорослих африканських слонів). Вантажопідйомність існуючих бурових установок недостатня для нормального підвішування таких важких обсадних колон, не кажучи вже про виконання операцій з скидання під час ускладнень або забезпечення необхідних запасів міцності на розтяг для безпечної експлуатації.

15 240 метрів:У жовтні 2022 року ADNOC встановила новий світовий рекорд найглибшої свердловини зі своєю горизонтальною свердловиною UZ-688 на родовищі Верхній Закум, досягнувши загальної глибини (виміряної глибини) 15 240 метрів.

Проблема 3: Тверді та складні формації в надглибоких свердловинах перешкоджають ефективному руйнуванню породи та загальному прискоренню буріння.

Формації в надглибоких свердловинах є складними, високоабразивними та мають погану буримість. Існуючі методи оцінки буримості є неадекватними та не мають прогностичної точності, особливо в нових розвідувальних районах, що серйозно перешкоджає науковому проектуванню та вибору бурових доліт. Поточний асортимент бурових доліт та інструментів для підвищення швидкості проникнення (ROP) обмежений, що має обмеження щодо адаптивності та надійності формації. Їхня ефективність низька, а термін служби короткий у складних формаціях в умовах високої температури та високого тиску (HTHP). Існує нагальна потреба у дослідженні нових технологій для ефективного руйнування гірських порід у глибоких та надглибоких свердловинах. Передача гідравлічної та механічної енергії є складною на наддовгих ділянках зі значними втратами тиску на тертя вздовж бурильної колони, що призводить до недостатньої потужності на долоті та ускладнює руйнування гірських порід.

Завдання 4: Підтримка реології бурового розчину та стабільності стовбура свердловини в умовах надглибокої високої продуктивності буріння (HTHP)

Надзвичайно глибоке буріння призводить до температур у свердловинах, що перевищують 200°C, що вимагає від бурових розчинів стійкості до високих температур, високої щільності, солестійкості та довготривалої стабільності. Високі температури можуть призвести до руйнування матеріалу, високий тиск ускладнює реологічний контроль, високий вміст солі посилює нестабільність системи, а тривала експлуатація ризикує провисанням обтяжувальних матеріалів. Поєднання цих чотирьох функціональних вимог створює величезні, майже нездоланні технічні проблеми. Крім того, існуючі технології не можуть ефективно вирішувати такі проблеми, як тріщиноутворення, викликане охолодженням, коли надгарячі формації стикаються з відносно холоднішими буровими розчинами, або нестабільність стовбура свердловини, спричинена змінами активності води за екстремальних температур.

Проблема 5: Недостатня продуктивність цементних розчинів та пов'язаних з ними технологій в умовах надглибокої високої потужності видобутку та складних тисків.

Умови, що включають надглибинні цементні роботи, високі температури, довгі ділянки цементування та складні системи тиску, висувають надзвичайно високі вимоги до властивостей цементного розчину, включаючи стабільність суспензії, реологію, контроль міграції газу та стабільність міцності затвердіння цементу. Критичні добавки, такі як регулятори втрат рідини та сповільнювачі, можуть розкладатися або реагувати аномально за надвисоких температур, що призводить до функціональних порушень та потенційно серйозних аварій у свердловинах. Надзвичайно високі температури також висувають суворі вимоги до сумісності між системою добавок та матеріалами, що запобігають зниженню міцності цементу.

9 396 метрів:У 2023 році свердловина Guole 3C нафтового родовища Tarim встановила рекорд як найглибша горизонтальна свердловина в Азії (за виміряною глибиною).

Завдання 6: Умови високої продуктивності (HTHP), що перевищують межі допуску критичного обладнання та інструментів

Надглибокі свердловини стикаються з екстремальними умовами свердловин з температурою понад 200°C та тиском понад 175 МПа (еквівалентно тиску води на глибині 17 500 метрів, що значно перевищує тиск на дні Маріанської западини). Температурна межа для більшості існуючого свердловинного обладнання становить близько 175°C. У суворих умовах експлуатації, що включають надвисокотемпературне витривале середовище, кислотне середовище та сильні вібрації, інструменти, прилади та обладнання схильні до поломок. До них належать набухання та старіння еластомерних гум у статорах забойних двигунів та ущільненнях в ударних інструментах, несправність або вихід з ладу акумулятора електронних компонентів MWD/LWD, а також недостатня стійкість інструментів для завершення буріння до тиску, що робить критично важливе обладнання та інструменти непрацездатними.

Завдання 7: Нові вимоги до технології каротажу з надглибоких, високопродуктивних та малодіаметральних свердловин

Глибина надглибоких свердловин наближається до максимальної експлуатаційної межі сучасних каротажних лебідок, що створює проблеми для енергетичних систем, що включають потужні вантажівки, високовольтні кабелі, великоємні барабани та високоміцне підйомне обладнання. У свердловинному середовищі високої потужності підйому високої потужності (HTHP) наближається до верхніх меж можливостей традиційних приладів серії ультра-HTHP. У світі немає зрілих інструментів для спеціалізованих послуг, таких як електровізуалізація та ядерний магнітний резонанс, у таких умовах. Ризик виходу з ладу інструменту через обмеження температури та тиску є високим, що призводить до потенційно невдалих або неякісних каротажних досліджень. Ослаблення сигналу на наддовгих кабелях довжиною 13 000 метрів суттєво впливає на телеметричні системи для дротового каротажу, ускладнюючи забезпечення стабільного зв'язку.

Завдання 8: Забезпечення безпечного та ефективного випробування свердловин в екстремальних умовах високотемпературного видобутку (HTHP)

Розрахунки, засновані на газонаповненому стовбурі свердловини, показують, що максимальний очікуваний тиск зупинки гирла свердловини для надглибоких свердловин може перевищувати 100 МПа, можливо, за наявності сірководню. Широко використовувані інструменти для випробування та закінчування свердловин зазвичай розраховані на 70 МПа та 175°C. Колонки для випробування на експлуатацію для надглибоких свердловин мають відносно менші розміри, але вимагають високої міцності. Використання спеціальних матеріалів та нестандартних конструкцій труб ускладнює оптимізацію системи та робить аналіз та перевірку напружень дуже складними. Сучасні рідини для випробування свердловин високої щільності та інструменти для випробування свердловин насилу відповідають вимогам експлуатації за надвисоких температур, що ускладнює вибір оптимальних рідинних систем та інструментів.