Турбобур

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель с многоступенчатой турбиной. Гидравлическая энергия потока бурового раствора приводит во вращение вал, соединенный с валом шпинделя и долотом. Для различных условий бурения отечественная промышленность выпускает турбобуры, различающиеся по диаметру, числу секций, расположению и конструкции опор и устройству турбинных аппаратов. Унифицированная секция турбобура, применяемая для одно- и многосекционных турбобуров, не имеет осевой опоры, а осевые нагрузки воспринимаются опорой, расположенный в шпиндельной секции.

Унифицированная турбинная секция турбобура ЗТСШ-195 (рис. 4.1.) состоит из переводника 1. свинченного на конусной резьбе с корпусом 8. в котором находятся пакеты статоров гидротормоза 7 и турбины 10. сжимаемые регулировочными кольцами 11 и фиксируемые нижним переводником 12. Этот переводник снабжен ниппелем с конусной замковой резьбой, к которой присоединяется вторая секция турбобура или шпиндельная секция, а при транспортировке навинчивается колпак.

Вращающаяся группа деталей: регулировочное кольцо 3 втулки уплотнения 4 и распорная 5. радиальные опоры средняя и верхняя 6 и пакеты роторов гидротормоза 7 и турбины 10. закрепленные на валу секции 9 стяжной полумуфтой 2 .

В многосекционных турбобурах валы секций соединяются с помощью конусных или шлицевых муфт на резьбах с небольшим углом конусности.

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рис. 4.2) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор — в другую.

Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствоpa. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура.

Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный — долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот.

По устройству турбин, требующих различного расхода жидкости, турбобуры подразделяются на: низколитражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент; среднелитражные, развивающие максимальный вращающий момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости; высоколитражные, имеющие максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения М/п. относительно низкую частоту вращения и повышенный расход жидкости.

По числу секций турбобуры подразделяются на односекционные, в которых турбина и опорная пята расположены в одном корпусе, и многосекционные, состоящие из нескольких турбинных секций и шпинделя с осевой опорой.

Унифицированная шпиндельная секция (рис. 4.3) представляет собой самостоятельную сборку, которую можно использовать с одно- и многосекционным турбобуром. Шпиндельная секция выполняется в двух модификациях: на упорном подшипнике качения (рис.4.3, а ) и на резинометаллической опоре скольжения (рис. 4.3, б ).

Все основные детали шпиндельных секций — взаимозаменяемые, что упрощает ремонт и обслуживание. Вал 3 шпинделя в нижней части имеет ниппельную часть с резьбой для присоединения переводника 9 долота. Верхний конец вала 3 снабжен конической резьбой, на которую навинчивается полумуфта 1. стягивающая регулировочные кольца 4. втулку радиальной нижней опоры 5 и внутренние кольца упорно-радиального подшипника 7 (рис. 4.3, а) или диски резинометаллической пяты 7.

К недостаткам забойных гидравлических двигателей относится также потребление значительно большего количества жидкости, чем требуется для работы долота. Более 50 лет тому назад П.П. Шумиловым было доказано, что оптимальный процесс бурения осуществляется тогда, когда на забой подается 2/3 мощности, развиваемой буровыми насосами, но эта мощность должна расходоваться долотом на разрушение породы. На привод долота и на гидравлические потери при транспортировке жидкости к забою должно расходоваться не более 1/3 мощности, развиваемой насосами на поверхности. Условия бурения скважин многообразны и единых рекомендаций быть не может, но совершенно ясно, что в каждом случае должно быть дано экономическое обоснование выбора того или иного оборудования для бурения.

Турбодолото (рис. 4.4) — турбинный забойный двигатель, служащий для вращения колонковой головки для бурения скважин с отбором образцов породы (кернов). Оно представляет собой одно- или двухсекционный турбобур, с резинометаллической осевой опорой и пустотелым валом. Вал турбодолота имеет полость, внутри которой расположена колонковая труба — грунтоноска для приема выбуренного керна. В верхней части корпуса турбодолота помещена опора грунтоноски, имеющая конусное посадочное гнездо. Грунтоноска снабжена головкой с конусной поверхностью, на которую она садится. Благодаря этому при вращении вала турбодолота с бурильной головкой керноприемная труба не вращается.

Грунтоноска закрывает отверстие в валу, благодаря чему жидкость не проходит через него, а поступает в турбину турбодолота. Так как давление раствора в верхней части турбины больше чем в нижней, то под действием этого перепада колонковая труба прижимается к опоре, что препятствует утечке жидкости через зазор между колонковой трубой и отверстием вала. Это могло бы приводить к разрушению выбуренного керна.

В остальном, конструкция турбодолота аналогична турбобуру.

В турбодолотах типа КТДС-4 (рис.4.4) осевая опора расположена в нижней части. Эти турбодолота выпускают с наружным диаметром корпуса 172 и 195 мм, первый — для бурильных головок диаметром 190, а второй — для 214-мм головок.

Техническая характеристика колонковых турбодолот КТД-4

Все турбины турбодолот имеют номинальный расход бурового раствора 0,028 м 3 /с при плотности &#&61; = 1200 кг/м 3 .

4.2.2. Турбобуры для забуривания наклонных скважин

Для забуривания наклонных стволов скважин турбобур с долотом должен быть поставлен в скважине под углом к вертикали. Чтобы этот угол был большим, турбобур должен быть, возможно, меньшей длины. Для этих целей применяют укороченные турбобуры-отклонители с числом ступеней 52 — 109. По конструкции они аналогичны унифицированным турбобурам и состоят из турбинной и шпиндельной секций с той разницей, что шпиндельная секция соединяется с турбинной переводником, имеющим перекос осей 1º30′. Это позволяет набирать кривизну ствола скважины. Вал турбины соединяется с валом шпинделя шарнирной муфтой, компенсирующей эксцентриситет. Корпус турбины через переводник соединяется с бурильной колонной.

4.2.3. Реактивно-турбинные агрегаты

Для бурения верхних интервалов скважин диаметром 0,394 — 1,02 м применяют реактивно-турбинные агрегаты, у которых два турбобура смонтированы параллельно и жестко соединены между собой.

Для бурения скважин в горнорудной промышленности используют реактивно-турбинные агрегаты с тремя и четырьмя турбобурами, соединенными параллельно. Такими агрегатами бурят скважины диаметром от 1,26 до 5 м.

На рис. 4.5. показан реактивно-турбинный агрегат для бурения скважин диаметром 1,02 м. Этот агрегат имеет: переводник 1. соединяющий его с бурильной колонной, траверсу 2. скрепляющую верхние части агрегата и подводящую жидкость к двум турбобурам, турбобуры 3. соединенные в средней части полухомутами 4. грузы 5,6 и 7. плиту 8. две разрезные втулки 9. кольца 10. нижнюю плиту 11 и стяжки 12. К валам турбобуров присоединены долота.

При бурении агрегат вращается бурильной колонной вокруг ее оси, а долота совершают как бы планетарное вращение вокруг осей турбобуров и оси скважины, разрушая ее забой. Нагрузка на забой создается грузами 5. 6 и 7. Разбуренная порода выносится циркулирующим потоком бурового раствора, подаваемого в скважину насосами.

Для бурения скважин с помощью РТБ используются обычные буровые установки.

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора.

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор. где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n. вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.

Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n. тем меньше М, и наоборот.

В этой связи различают два режима работы турбины: тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения. и холостой, когда n достигает максимального. а М=0. В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.

Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.

Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура. Режим, при котором коэфициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме. т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).

При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.

Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n1 при оптимальном режиме турбина создает мощность N1

и вращающий момент М1. а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2. параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:

N1 / N2 = (Q1 / Q2)3

М1 / М2 = (Q1 / Q2)2

DР1 / DР2 = (Q1 / Q2)2

Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.

N1 / N2 = М1 / М2 = Р1 / DР2 = r1 / r2

Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит. Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.

ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем .

Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.

Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал. к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре. установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Первый промышленный образец турбобура был изобретён и изготовлен в 1922 – 1923 гг. в Советском Союзе М.А. Капелюшниковым. С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым. Это был редукторный турбобур с одноступенчатой турбиной, позволяющий бурить нефтяные скважины без вращения бурильных труб. Однако из-за низкой стойкости одноступенчатой турбины и зубчатого редуктора турбобур Капелюшникова уступал по технико-экономическим показателям бурно развивающемуся в то время роторному способу бурения. К 1933 г. турбинное бурение в СССР почти полностью было вытеснено роторным. В то же время ценный опыт первого турбинного бурения, доказавший целесообразность и полезность переноса двигателя для вращения бурового долота на забой скважины, продемонстрировал ряд важных преимуществ перед роторным способом: значительное увеличение скоростей бурения, возможность проводки наклонно-направленных скважин, резкое снижение аварий с бурильными трубами и др. Поэтому в 1934 г. в стране была создана специальная конструкторская организация – Экспериментальная контора турбинного бурения (ЭКТБ), ведущие специалисты которой – П.П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян. М.Т. Гусман и Э.И. Тагиев, активно занялись усовершенствованием конструкций турбобуров. Дальнейшее развитие техники турбинного бурения пошло по пути создания безредукторных турбобуров, оснащенных многоступенчатыми турбинами осевого типа. Применение этих турбобуров позволило осуществить крупномасштабное строительство вертикальных и наклонно-направленных скважин в Урало-Поволжском, Западносибирском и других нефтегазовых регионах страны. Современные турбобуры, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, были разработаны в 60-х – 90-х годах во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники (ВНИИБТ). Работы проводились в двух подразделениях. Лаборатории высокомоментных турбобуров под руководством профессора Р.А. Иоаннесяна – Ю.Р. Иоанесян, В.С. Лаповок, Б.В. Кузин, Д.Г. Малышев и др. Отделе турбобуров под руководством профессора М.Т. Гусмана – Г.М. Никитин, Г.А. Любимов, В.П. Шумилов, Б.Д. Малкин, А.И. Агеев и др.

Турбобур содержит корпус, турбинный вал, вал осевой опоры с внутренней цилиндрической полостью, последовательно установленные на турбинном валу роторы турбин, а в корпусе — статоры турбин, радиальные опоры, гайку турбинного вала, осевую опору, ниппель, по меньшей мере, один канал, обеспечивающий гидравлическую связь полости последнего ротора турбины и внутренней цилиндрической полости вала осевой опоры. Турбинный вал и вал осевой опоры соединены между собой с помощью резьбы, причем крутящее усилие на разворот этого соединения больше, чем крутящее усилие на разворот гайки турбинного вала.

Так как турбобур устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом, то источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, движущейся под напором поверхностного насоса.

Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, то есть жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.

Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и осуществляют силовое воздействие на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходят формирование направления движения потока жидкости и подача её на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент.

В результате жидкость под действием энергии давления, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к породоразрушающему инструменту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу. В процессе работы турбины на статорах, закрепленных неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по значению, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус турбобура передается на бурильные трубы и осуществляет их закручивание на определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.

Редукторные турбобуры ТР-240 и ТРЗ-240 ( рис. 10.28) являются универсальными и предназначены для бурения верхних интервалов глубоких скважин долотами диаметром от 269 9 до 490 мм. Универсальность заключается в том, что в зависимости от технологических условий бурения у них можно изменять в широком диапазоне частоту вращения и момент силы. Это достигается: использованием в турбобуре турбин с различными скоростными и моментными характеристиками; для получения промежуточных частот вращения сборкой турбинных секций с комбинированной турбиной в различном сочетании числа тихоходных и быстроходных турбин; компоновкой турбобура с обычным или редукторным шпинделем; выполнением редукториого шпинделя с одной или двумя ступенями передачи, понижающими частоту вращения выходного вала.  [2]

Короткий редукторный турбобур ( рис. 10.29) предназначен для бурения наклонных и горизонтальных скважин различного назначения. В отличие от существующих турбобуров в нем применена специальная высокоскоростная турбина 3 с планетарной передачей 1 с передаточным отношением 1 / 6, что позволяет за счет редуцирования оборотов и мощности многократно снизить длину турбинной секции по сравнению с современными турбобурами. При этом все опорные узлы вала работают в масляной среде.  [4]

Редукторный турбобур ТРО-240 ( рис. 3.22 в) представляет собой универсальный ГЗД для бурения глубоких скважин шарошечными долотами и с алмазно-твердосплавными вставками типа PDC диаметром от 269 9 до 311 1 мм. Универсальность турбобура заключается в том, что он эффективен при бурении как прямых, так и искривленных участков скважины за счет применения в конструкции регулятора угла, который позволяет оперативно при очередном подъеме без разборки изменять угол перекоса оси шпинделя непосредственно на буровой.  [6]

Редукторные турбобуры типов ТР2 — 120Ги ТРЗ-120Г [68] предназначены для забуривания новых стволов и бурения наклонных и горизонтальных интервалов глубоких скважин шарошечными и безопорными долотами диаметром от 151 до 158 7 мм с промывкой буровым раствором в условиях высоких температур.  [7]

Редукторный турбобур ТР-175 / 178 выпускается с уменьшенным наружным диаметром с целью снижения гидродинамических давлений в скважине при спуске и подъеме бурильной колонны и циркуляции бурового раствора. Турбобур представляет универсальный гидравлический забойный двигатель для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 212 7 — 215 9 мм. Уменьшение диаметра турбобура и требуемого расхода промывочной жидкости позволяет вести бурение скважин с соблюдением технологии, обеспечивающей повышение качества их строительства. В турбобуре применена комбинация высокомоментной скоростной и низкооборотной турбин Путем подбора рационального качества быстроходных и низкооборотных турбин можно иметь характеристику как для бурения шарошечными долотами, так и долотами с алмазно-твердосплавными вставками. Редуктор в сочетании с быстроходной турбиной позволяет иметь необходимый для бурения вращающий момент на выходе при кратном уменьшении длины турбобура.  [8]

Редукторный турбобур ТРОЗ-195М ( см. табл. 10.17) представляет гидравлический забойный двигатель для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 212 7 — 215 9 мм.  [9]

Редукторный турбобур типа РТ-8 разработан в 1954 — 1955 гг. Он состоит из многоступенчатой осевой турбины и одноярусного редуктора планетарного типа. Турбина имеет 50 ступеней активного типа, позволяющих использовать увеличенную гидродинамическую нагрузку при условии сохранения числа оборотов вала в пределах серийных турбин.  [10]

Редукторные турбобуры типов ТРМ-105 и ТСМ-105 [26, 51] предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными и безопорными долотами диаметром от 120 6 до 139 7 мм в условиях высоких температур.  [11]

Разработаны редукторные турбобуры с наружным диаметром 105, 120, 142, 145, 178, 195 и 240 мм, которые благодаря, возможности изменения в широ ких пределах частотб.  [12]

Испытания редукторного турбобура Т195РТ с зацеплением Новикова [68, 102] показали, что и в этой схеме долговечность машины и ее надежность зависят прежде всего от маслозащиты. Было опробовано несколько оригинальных конструкций сальников и лубрикаторов. Так, был применен лубрикатор безынерционного типа в виде резиновой диафрагмы.  [13]

Применение редукторного турбобура позволяет изменять мощность, момент силы и частоту вращения выходного вала забойного двигателя непосредственно на строящейся скважине путем изменения числа секций турбин, смены или последовательного соединения нескольких редукторов с различными передаточными числами. Этим обеспечиваются оптимальные режимы работы долот всех типов и серий при сниженных расходах бурового раствора.  [14]

ТУРБОБУР (а. turbodrill; н. Turbinenbohrer; ф. turbo-foreuse, turbo-trepan, turbine а forage; и. perforadora rotatoria, turboperforador, turboperforadora) — забойный гидравлический двигатель, вал которого вращает гидравлическая турбина, получающая энергию от потока нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Используется для бурения глубоких скважин главным образом на нефть и газ.

ТурбобурНа первом этапе (1924-34) применялся турбобур, изобретённый в CCCP в 1922 (см. Бурение ). В этом турбобуре высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор. С 1938 в промышленности используется безредукторный турбобур мощностью 100 кВт и более на базе с многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (изобретён П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым, М. Т. Гусманом). Принципиальное отличие многоступенчатого турбобура состоит в том, что это забойная машина открытого типа, вал которой вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазываемых и охлаждаемых циркулирующей промывочной жидкостью. Общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины турбобура, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Турбины выполняют цельнолитыми, общее число ступеней турбины в секции достигает 120, рабочие диаметры для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, рабочая частота вращения вала 250-600 об/мин. С 1950 для снижения числа оборотов, увеличения вращающего момента на валу и эффективности шарошечных долот применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 3, а иногда до 6 турбин турбобура (рис. 1).

ТурбобурВ этих турбобурах шаровая осевая опора вынесена в присоединяемый к нижней секции турбобура специальный шпиндель, в котором имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для снижения частоты вращения вала турбины в турбобуре применяют ступени гидродинамического торможения. С начала 70-х гг. используется турбобур с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и снижают вибрацию бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами без дополнительного нагружения буровых насосов применяют турбобур с разделённым потоком на нижние секции (рис. 2), который отличается тем, что перепад давлений в его нижней секции равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота.

При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину. Для разведочного бурения с отбором керна используются специальный турбобур с полым валом, в котором размещается съёмный или несъёмный керноприёмник.

Турбобур
Теперь энциклопедия доступна на вашем смартфоне

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *