Турбобур в бурение скважин
Турбобур в бурение скважин
Турбобур,
забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно
на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924-34) применялся
турбобур, изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А.
Корневым и С. М. Волохом. В этом турбобур высокооборотная одноступенчатая
турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом
редуктор.
В
1935-50 применялся безредукторный турбобур с многоступенчатой турбиной, вал
которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян,
Э. И. Тагиев, М. турбобур Гусман). В многоступенчатом турбобур общий перепад
давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется
суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый турбобур -
машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых
резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых
является циркулирующая промывочная жидкость - глинистый раствор. Для получения
максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный
режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины
цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры
турбобур для бурения глубоких и сверхглубоких скважин - 164, 172, 195, 215,
240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800-1000 об/мин. Рабочий
момент на валу турбобур зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5-6 кнм (1
нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют
многосекционные турбобур, в которых последовательно соединяются 2-3 секции
турбин турбобур с общим числом ступеней 300-450 (рис. 1). Это позволило наряду
с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до
300-400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих турбобур
шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней
секции турбобур В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник,
позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего
снижения частоты вращения вала турбины в турбобур применяют ступени
гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150- 250 об/мин. С начала
70-х гг. внедряются турбобур с независимой подвеской секции и с демпфирующими
устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и
улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной
колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения
буровых насосов, начато применение турбобур с разделённым потоком на нижней
секции (рис. 2), который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в
его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота.
При этом нижняя секция турбобур работает на части потока, подаваемого в
скважину.
В
разведочном бурении для отбора керна в полом валу турбобур размещается съёмная
грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют
турбобур с вращающимся корпусом.
Ведутся
работы (1975) по созданию комплексного инструмента "турбобур - шарошечное
долото", который позволит значительно повысить частоту вращения долота.
Список литературы
Иоаннесян
Р. А., Основы теории и техники турбинного бурения, М.- Л., 1953
Ioannesian R. A., Les voix dernieres
du developement de la technique du forage a la 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
подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://www.nashstroy.ru