Общие сведения
Турбобуры компании Smith Neyrfor классифицируются по размерам, выходной мощности, а также, аналогично ВЗД, бывают высоко-моментные, быстроходные, с различными потерями давлений на турбинах. Указанные турбобуры состоят из подшипниковой и моторной секций.Рассматриваемые турбобуры делятся на двух- и трехсекционные. Турбины класса MK1 имеют 86 секций статор-ротор, скорость 2,6 оборота на один галлон или 0,68 оборотов на один литр (например, литраж 1800 л/мин * 0,68 = скорость на вале и вращение долота - 1224 об/мин.) Силовая секция МК2 имеет более сложный дизайн лопастей секций статор-ротор, более низкую скорость на валу, но более высокую выходную мощность. Эксплуатация данной модели турбин с дизайном секций статор-ротор - MK2 приводит к минимизации рисков подклинки при бурении в вязких, мягких сланцевых породах, но при этом является следствием существенного недостатка: большой перепад давлении, создаваемый при работе с МК2. Модель дизайна секций статор-ротор МК3 не использовались в России и Казахстане по причине высоких потерь давлений при эксплуатации данных турбобуров.
Подшипниковые секции делятся на BSA (bearing straight assembly) и FBS (flexible bearing section). Подшипниковая секция FBS имеет регулируемый угол перекоса от 0 до 1,5 градусов и используется при наклонно-направленном бурении. Максимально возможная интенсивность по кривизне с турбиной наружным диаметром 6 5/8” (168,27 мм), при бурении секции 215,9 мм или 212,72 мм – 7,5 градусов/30м. Например, при использовании подшипниковой секции FBS размером 6 5/8” с выставленным углом перекоса 1,5 градуса и моторной секции TS1 – MK1 размером 6 5/8” можно добиться максимальной интенсивности по кривизне - 7,5 градусов / 30 м.
Преимущества данной подшипниковой секции:
• опорно-осевые подшипники PDC, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами, имеют низкий коэффициент трения;
• выдерживает высокие температурные нагрузки;
• способствует долгой и непрерывной эксплуатации турбины при максимально-допустимых осевых нагрузках.
• легкое выставление отклонителя на забое из-за низкого крутящего момента на долоте (это позволяет быстро выставить отклонитель без необходимости многократных «подворачиваний» инструмента).
Для данного типа турбобуров используют импрегнированные, алмазные долота зарубежных производителей, например: Smith Bits (Kinetic impregnated bits), NOV (Reed hycalog), долота компании Baker Hughes. Также хорошие результаты показало использование долот-гибридов, импрегнированных, с вставками PDC для более мягких и умеренно мягких пород.
Особенности применения
Как уже было сказано, рассматриваемые турбобуры могут применяться при бурении как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин.При бурении вертикальных скважин необходимо рассчитывать основные параметры и осуществлять за ними контроль. При этом КНБК выбирает таким образом, чтобы минимизировать риски отклонения от вертикали (маятниковая или жесткая КНБК).
При выполнении гидравлических расчетов необходимо вычислять следующие значения:
- перепад давления по всей бурильной колонне с КНБК (с верхней системой подачи);
- потери давления на всей КНБК и в бурильной колонне с данным типом турбобура;
- необходимый вес УБТ или ТБТ для создания требуемой нагрузки;
- момент затяжки резьбовых соединений с учетом длинны ключа УМК и типа резьбы. Перед началом бурения с турбиной необходимо проверить все параметры бурового раствора и систем очистки, убедиться в отсутствии мелкой коллоидной фазы. При работе с турбиной используются преимущественно импрегнированные алмазные долота. После окончания бурения выполняется замер люфта опорно-осевых подшипников. Максимально допустимое значение - 3 мм. Завершающим этапом является описание износа долота и составление финального отчета о работе турбины – для последующего анализа и возможного повышения эффективности.
При наклонно-направленном бурении выполняются те же расчеты, что и при строительстве вертикальных скважин, а также рассчитываются несколько дополнительных параметров:
- Torque and Drags, скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну;
- тенденция набора кривизны с данной КНБК и перекосом угла;
- подбор менее агрессивного и более износостойкого долота для настройки отклонителя (Tool face);
- подбор, определение месторасположения и установка яса.
Основные недостатки
Бурение путем истирания породы приводит к увеличению коллоидной фазы в растворе и увеличению его условной вязкости, реологии и плотности также увеличение МБТ (загрязнение раствора глинистой коллоидной фазой). Как известно, это может стать причиной гидроразрыва пласта с последующим поглощением раствора, также при остановке движения инструмента в скважине может привезти к подлипанию и риску дифференциального прихвата. Для данного типа бурения требуется эффективная система очистки, а также надежные химреагенты, флокулянты для разжижения раствора. Попытки разбавления раствора для снижения условной вязкости приведут к большим объемам на поверхности, что не экономично.Примечание: при увеличении содержания твердой фазы в растворах определенной плотности на 1% сверх обычной нормы, стоимость поддержания свойств бурового раствора в определенных пределах возрастает более чем на 10%.
Помимо этого существует ряд других недостатков:
• Большой перепад давления (не все станки способны иметь мощные производительные насосы и системы линии высокого давления).
• Необходимо использование только специальных типов долот (импрегнированные техническим алмазом, гибриды, редко - PDC).
• При наклонно-направленном бурении: большая дистанция замера инклинометрии от долота до точки замера (даже 2-х секционная турбина имеет длину от 12-14 метров, в то время как ВЗД - 9 метров).
• Ограничение по углу перекоса. Максимальный угол перекоса на турбине составляет 1,5-2,0 градуса (а на ВЗД - до 3 градусов).
Преимущества использования
• Высокая выходная мощность и скорость вращения долота.
• Работа в глубоких скважинах с высокими температурами (что далеко не всегда возможно при использовании ВЗД).
• Длительность бурения (максимальная отработка составляет до 400 часов циркуляции).
• Возможность использования при бурении абразивных твердых пород (ангидриды, кремний, алевролиты, доломитовый известняк, песчаники, твердые спрессованные аргиллиты с линзами алевролитов).
• В случае заклинки, в отличие от ВЗД, легко сделать отрыв и восстановить давление (при заклинке ВЗД и увеличении давления существует риск повредить статор эластомер и забить промывочные насадки на долоте. При отрыве ВЗД необходимо сбавить подачу, тем самым уменьшив обратный момент).
• Позволяет относительно легко зарезаться с цементного моста с достаточным отходом от вертикали.
• При наклонно-направленном бурении более легкое выставление отклонителя по причине низкого создаваемого момента на долоте.
