Турбобур в буріння свердловин

Турбобур в буріння свердловин

Турбобур, забійний гідравлічний двигун для буріння глибоких свердловин переважно не на нафту та газу. У першому етапі турбінного буріння (1924;34) застосовувався турбобур, изобретённый у СРСР 1922 М. А. Капелюшниковым що з М. А. Корнєвим і З. М. Волохом. У цьому вся турбобур высокооборотная одноступінчата турбіна передавала обертання долоту через планетарний, заповнений олією редуктор.

В 1935;50 застосовувався безредукторный турбобур з багатоступінчастої турбіною, вал якої безпосередньо обертає долото (автори П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Еге. І. Тагиев, М. турбобур Гусман). У многоступенчатом турбобур загальний перепад тисків диференціюється сходами турбіни, а момент на валу визначається сумою моментів, развиваемых кожної щаблем. Багатоступінчастий турбобур — машина відкритого типу, вал його обертається в радіальних і осьових гумометалевих підшипниках, змазкою і охолоджувальної рідиною котрим є циркулююча промывочная рідина — глинистий розчин. Для отримання максимальних значень ккд лопатки турбіни профилируют те щоб ненаголошений режим їх обтікання збігався з максимумом потужності турбіни. Виконують турбіни цельнолитыми, загальна кількість щаблів турбіни сягає 120, робочі діаметри турбобур для буріння глибоких та надглибоких свердловин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота обертання валу турбіни від 150 до 800−1000 об./хв. Робочий момент на валу турбобур залежить з його діаметра і як від 1 до 5−6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). З 1950 збільшення обертаючого моменту на валу застосовують многосекционные турбобур, у яких послідовно з'єднуються 2−3 секції турбін турбобур із загальною кількістю щаблів 300−450 (рис. 1). Це й дозволило поряд зі збільшенням обертаючого моменту знизити частоту обертання валу турбіни до 300−400 об./хв (ще ефективнішої роботи шарошкових доліт). У цих турбобур гарна осьова опора винесено у спеціальний дерево, присоединяемый до нижньої секції турбобур У шпинделе є також радіальні опори і сальник, дозволяє використовувати гидромониторные долота. З 1970 задля її подальшого зниження частоти обертання валу турбіни в турбобур застосовують щаблі гідродинамічного гальмування, які дозволяли бурити при 150- 250 об./хв. З початку 70-х рр. впроваджуються турбобур з незалежної підвіскою секції і з демпфирующими пристроями, які мають збільшеним терміном межремонтной праці та покращують умови роботи шарошкових доліт рахунок зниження вібрації бурильной колони. Робота з гидромониторными долотами, без додаткового навантаження бурових насосів, розпочато застосування турбобур з разделённым потоком на нижньої секції (рис. 2), який особливий тим, що перепад тисків, срабатываемый в його нижньої секції, дорівнює перепаду тисків в штуцерах гидромониторного долота. У цьому нижня секція турбобур дбає про частини потоку, подаваного в скважину.

В розвідницькому бурінні для відбору керна в підлогою валу турбобур розміщається съёмная грунтоноска. Для буріння умовах боротьби з кривизною стовбура свердловини використовують турбобур з обертовим корпусом.

Ведутся роботи (1975) зі створення комплексного інструмента «турбобур — шарошечное долото », що дозволить значно підвищити частоту обертання долота.

Список литературы.

Иоаннесян Р. А., Основи теорії та техніки турбінного буріння, М.- Л., 1953.

Ioannesian R. A., Les voix dernieres du developement de la technique du forage a-ля turbine, в кн.: Proceedings of the 7-th World petroleum congress, v. 3, Essex — Amst. — N. Y., 1967.

Joannesian R. A., Joannesian Y. R., Gusman М. турбобур, Development of deep well turbodrilling techniques, в кн.: Proceedings of the 8-th World petroleum congress, v. 3, L., 1971.

Для підготовки даної роботи було використані матеріали із російського сайту internet.