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.

Списоклитературы

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.