I. Коллективный анализ и целеполагание воспитатель­ной работы с привлечением родителей, учащихся, учите­лей класса.

Турбобур - забойный двигатель, приводимый в движение потоком промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину буро­выми насосами. Турбобур вращает долото, а бурильные трубы при этом не вращаются.

Турбобур состоит из большого количества одинаковых гидра­влических ступеней. Каждая ступень состоит из не­подвижного колеса - статора с лопатками (направляющего ап­парата) и вращающегося с валом колеса - ротора с лопатками (рабочего колеса). Все колеса статора закреплены в корпусе, а колеса роторов на валу турбины.

Промывочная жидкость поступает сверху сначала в верхний статор, затем в верхний ротор, далее в следующий статор и, пройдя попеременно через все статоры и роторы, через специаль­ные отверстия вала и долота поступает на забой.

В статоре создается закрутка потока и увеличивается скорость жидкости. В роторе кинетическая энергия потока жидкости, закрученного в статоре, превращается в механическую энергию вращения вала.

Основные требования, предъявляемые к турбобуру, заклю­чаются в следующем.

1. Для получения высокой мощности и оптимального числа оборотов вала при относительно малых скоростях промывочной жидкости в межлопаточных каналах, во избежание быстрого износа, турбина должна выполняться многоступенчатой.

2. В целях унификации ступени турбины должны быть одина­ковыми.

3. Профили лопаток статоров и роторов должны быть одина­ковыми, но направленными в противоположные стороны (зеркаль­ное отображение).

1 - корпус; 2 - вал; 3 - статор; 4 - ротор; 5 - диск; 6 - подпятник; 7, 8, 9 - радиальные опоры (верхняя средняя нижняя); 10 - нипель; 11 - переводник корпуса; 12 - предохранительный переводник вала; 13 - полумуфта.

Наиболее распространенным турбобуром является Т12М3. Верхний конец его присоединяется на резьбе к нижнему концу колонны бурильных труб. На нижний конец турбобура навинчивают долото, приводимое турбобуром во вращение.

Промывочная жидкость, поступающая в верхнюю часть турбо­бура, движется через отверстия (окна) в дисках подпятников; часть ее проходит по смазочным канавкам резино­вой обкладки подпятников, смазывая и охлаждая их. Далее промывочная жидкость попадает в гидравлический двигатель - турбину, затем в нижнюю внутреннюю полость вала и после прохода промывочных отверстий долота на забой скважины. Турбина многоступенчатая. Количество ступеней 120. Каж­дая ступень состоит из неподвижного и вращающегося дисков - статора и ротора. Статоры закреплены в корпусе, а роторы на валу турбобура. Вся система статоров, подпятников и про­межуточных опор зажата в корпусе ниппелем со значительным осевым усилием; в результате на торцах этих деталей создаются силы трения, обеспечивающие неподвижность деталей относительно корпуса. Ниппель является также нижней радиальной опорой турбобура, поэтому внутренняя поверхность ниппеля покрыта резиной. На поверх­ности резины сделаны продольные канавки для охлаждения про­мывочной жидкостью поверхности трения. Внутри ниппеля вра­щается втулка, посаженная на вал турбобура.

Ниппель подвергается действию двух противоположных кру­тящих моментов, реактивного момента статора (последний вра­щается против часовой стрелки, а вал по направлению часовой стрелки) и момента сил трения в нижней резиновой опоре (по часовой стрелке). Так как первый значительно больше второго, то для предупреждения самоотвинчивания ниппеля направление резьбы должно быть правым.

Для уменьшения прогибов вала, устанавливают две средние опоры. Эти опоры, как и нижняя, покрыты резиной, имеющей канавки для промывки. Втулки средних опор и роторы турбины посажены на вал без шпонок.

Крепление роторов, передающих крутящий момент валу, а также вращающихся деталей подпятников (колец и дисков), втулки нижней опоры, упора и втулок средних опор производится роторной гайкой. Неподвижность этих деталей на валу обу­словлена силами трения на торцах, возникающими при затяжке роторной гайки. Единственной деталью, которая устанавливается на валу на маленькой шпонке, является упор, так как имеет окна, соответствующие окнам на валу турбо­бура.

Упор представляет собой втулку, устанавливаемую над втул­кой нижней опоры. Упор имеет шпоночную канавку и конический участок с окнами, совпадающими «по положению с окнами вала турбобура.

Во избежание самоотвинчивания роторной гайки, верхняя ее часть имеет снаружи коническую поверхность с шестью продольными прорезями. На коническую поверхность роторной гайки надевается колпак, затяги­ваемый контргайкой; что создает обжимающее усилие, заставляющее витки резьбы роторной гайки плотно прижаться к виткам резьбы вала. Положение контргайки фиксируется предохранительной шайбой.

Осевой разбег в собранном тур­бобуре, т. е. возможное перемещение вала с собранными на нем деталями относительно кор­пуса с зажатыми дисками статоров и подпятников; может равняться 0-2 мм.

Для присоединения турбобура к бурильной колонне служит переводник, который нижней частью присоединяется на цилин­дрической резьбе к корпусу турбобура, а верхним концом с замко­вой резьбой к колонне бурильных труб. Переводник, завинченный до упора в торец корпуса, образует внутри него ступеньку под посадку неподвижной системы деталей турбины. Дня присоединения к переводнику и ниппелю на концах корпуса имеются внутренние цилиндрические резьбы.

Основная нагрузка, воспринимаемая валом турбобура, может иметь направление как сверху вниз, так и снизу вверх. Усилие, направленное сверху вниз, определяется перепадом давления на турбине и собственным весом вала со всеми связанными с ним вра­щающимися деталями. Снизу вверх действует реакция забоя на долото, возникающая во время бурения и имеющая переменную величину.

Осевые усилия воспринимаются гребенчатой резиновой пятой, состоящей из 12 ступеней. Подпятник представляет собой сталь­ное кольцо Т-образного сечения, облицованное резиной на» двух параллельных и внутренней цилиндрической поверхностях. Резиновая обкладка снабжена радиальными и осевыми канавками, необходимыми для обильного смачивания (смазки) и охлаждения трущихся поверхностей глинистым раствором во время работы.

В наружной окружности подпятников имеются окна для про­хода основной части потока глинистого раствора. Подпятники устанавливают в корпусе турбобура и зажимают ниппелем вместе со статорами. Диски пяты изготовляют из качественных сталей. Их полированной поверхности придается высокая твердость.

Между верхним статором и нижним подпятником устанавли­вается регулировочное кольцо.

Вал турбобура является также валом турбины и рабочим шпинделем. Нижний конец его имеет коническую резьбу для присоединения к долоту. В нижней части 1вал имеет канал, соеди­няющийся при помощи трех окон, в которые входит глинистый раствор, с наружной поверхностью вала.

На валу имеется небольшая канавка под шпонку для упора. Втулки опор служат для предохранения вала от износа. На верхнем конце вала под роторную гайку нарезана левая цилин­дрическая резьба, что способствует ее самозатягиванию во время работы.

30.10.2016 15:17

Иллюстрация:

Турбобур - вариант бурового устройства, состоящего из электрогидравлического движка, принцип действия работы которого, основан на превращении энергии движения буровой смеси в энергию движения вала. Назначение такого агрегата - разработка скважинных отверстий для добычи газовых и нефтяных месторождений.

Как все начиналось?

Задаток такого агрегата начал появляться в 20-х годах прошлого века. 1922 год - ознаменовался в СССР изобретением первого турбобура. В этом изобретении одноступенчатая турбина на высоких оборотах сообщает движение долоту посредством редукторного механизма, который наполнен масляным составом.

1938 год - использование безредукторного турбобурного устройства, полезной мощностью 100кВт уже с большим количеством ступеней. В этом экземпляре вал непосредственно сообщает движение долото.

Отличительной чертой такого бура является то, что такая установка является открытым типом, в ней вал крутится в подшипниках на основе резины и металла, которые охлаждаются за счет циркуляции промывочной жидкости. Момент вала считается суммированием моментов, которые дает каждая ступень.

Начало 50-х годов знаменательно тем, что разработчики стали искать пути решения проблемы по увеличению количества ступеней турбины. Это необходимо было сделать, чтобы снизить частоту вращательных движений долото. Тогда были разработаны первые агрегаты, состоящие из двух и трех секций. Они собирались уже непосредственно на территории проводимых работ. Секции приходилось свинчивать по резьбе в виде конуса, а валы присоединялись муфтами: сначала использовались конусные, а затем конусно-шлицевые муфты. Нижняя часть секции была оснащена стержневой опорой агрегата.

Через некоторое время разработчикам удалось переконструировать установку и как результат - эксплуатационные моменты агрегатов стали проще, и стержневая опора стала автономной деталью - секцией и преобразована в шпиндель. Такое новшество способствовало замене на месте самой истершейся части установки - опоры.

50-е годы - их окончание - были ознаменованы тем, что разработчикам пришлось думать над тем, как повысить эффективность бурения, поскольку резинометаллическое основание значительно понижало производительность турбобура, если использовались утяжеленные смеси, или в них попадало много шлака. Поэтому в итоге проектировщики подошли к проектированию опоры качения, которая должна была сгладить все погрешности.

На начало следующего десятилетия пришлось создание упорно - радиальной шаровой опоры. Она включала в себя подшипник качения с массой уровней.

Затем созданный агрегат продолжал свое развитие. Появилось новшество: шарошечные коронки с опорами, заполненными масляным раствором и полностью герметизированные. Эти коронки при 100% результате требовали частоту вращательного движения от 2,5 до 5 с. Такой факт сподвигнул разработчиков к дальнейшему проектированию новшеств для усовершенствований конструкций агрегатов бурения.

Появлялись все необычные витки развития конструкций:

• появилась система гидродинамики;
• многосекционные;
• появился клапан-регулятор смеси;
• смягчение вибраций;
• движение жидкости стало разделяться, и появился пустотелый вал;
• статор стал приходить в движение;
• появилась тормозная приставка, основанная на гидромеханике;
• разрабатывалась приставка редуктора;
• разрабатывались винтовые двигатели, основанные на гидравлике.

Типы турбобуров

• секционные стандартизованные шпиндельные агрегаты - складываются из четырех составляющих - секций: три из них турбинные, а четвертая шпиндельная. Во всех турбинных составляющих имеется: по 100 уровней, по 4 радиальной опоры и по 3 уровня предохранительной пяты.
• агрегаты с высоким моментом и с конструкцией гидроторможения - состоят из 3 секций и шпинделя. Вращательное движение ротора дает обратную силу турбине агрегата.
• агрегаты, состоящие из большого числа секций - вал агрегата оснащен турбинными составляющими - сборками. Здесь расположено не менее 3 секций;
• агрегат с независимой подвеской - все секции турбины снабжены упорным шарикоподшипником. Коническая резьба объединяет корпусы секций, а полумуфты в виде квадрата объединяют валы. Все секции вмещают от 80 до 90 уровней;
• агрегат с движущимся статором - опора шпинделя в оси несет усиленный вес. Все статоры такой конструкции беспрепятственно движутся вдоль оси;
• агрегат с пустотелым валом - у агрегата имеются шпиндель и секции турбин;
• агрегат с изымаемым редуктором - отличается тем, что эта составляющая всегда может быть подменена на месте.

Данный метод бурения предусматривает отправку на площадку отбитой горной массы агрегата с коронкой. Смесь подается в агрегат с константой по расходу. Также создается и изменяется вес на забой. Поскольку агрегат может развить реактивную мощность, которую определяет частота вращательных движений, при бурении нужно учитывать то, что скачки давления должны быть постоянны. Это можно выполнить с помощью регулировки забойного веса и корректирования и сохранения значения давления на отметке близкой к максимальной, в трубопроводе циркуляционной системы.

Устройство такого типа оборудовано:

• агрегатом с коронкой, установленном на колонне;
• инструментом передвижения в отверстии бурения;
• системой движения смеси;
• интерфейсом фиксирования давления смеси, связанным посредством информации с панелью пуска инструмента бурения.

Данный пульт, запрограммирован на определенную потребляемость смеси, и поддержании уровня давления близкой к максимальной.

Составляющие турбины агрегата - статор и ротор - имеют необычную конструкцию лопаток. Кромки лопаток выполнены со специальной угловой составляющей, а углы лопаток ротора и статора отличаются.

Бурение таким способом не совсем удобно, поскольку сопротивление породы к вращательному движению инструментов, уменьшает максимальный крутящий момент. Он определяется расчетным значением тормозного момента и у него отсутствует зависимость по глубине бурения, движению долота, стержневого веса на коронку и нет зависимости от того, какие породы приходится проходить, то есть, зависимости от их свойств нет.

Данный метод способствует увеличению прочности труб приблизительно в десять раз в параллели с роторным бурением. Это доказано практикой. В данном типе бурения большое значение играет передача мощности от энергоисточника к коронке: он получается больше в отличие от роторного бурения.

Минусовые факты

Минусами всех методов работы турбобуром является то, что максимум скорости, который выдает составляющая проходки, не обуславливает максимум скоростного движения долото за маршрут, отсюда можно сделать вывод о том, что агрегат не работает на уровне максимальных затрат, то есть его невозможно вывести на режим максимума по выдаваемому результату. И на это не способен ни один бурильщик, или автомат.

Минусами всех устройств, которые содержат пульты выдачи бурильного агрегата, является как раз несостоятельность аппаратуры контролирования значения максимального значения в работе агрегата.

Все турбины также имеют недостатки, которые выявляются в том, что поверхностное бурение не обусловлено максимумом мощности агрегата, процесс работы буром нельзя принять в оценке: максимально ли значение мощности на определенном промежутке или нет. Поддержание такого режима так же невозможно.

К тому же, у турбин момент относится так низко к частоте вращательного движения, что увеличение глубины долота за оборот имеет малое значение, а это снижает движение и саму проходку долота за маршрут. У турбин плохой запуск агрегата. Помимо этого, в разгоняемом режиме срабатываемые напоры завышены, что предупреждает аксиальную опору, когда агрегат доводится до забоя отверстия.

Характеристики турбобура

У агрегата должны иметься следующие характеристики:

• так как обособленный расход жидкости равен 0,07л/с на 1 см2 забойной площади, то агрегат должен иметь нужный момент кручения;
• агрегат должен безопасно работать на пониженной частоте вращательного движения (меньше 7с - шарошечные коронки и меньше 10с - алмазные коронки);
• коэффициент полезного действия должен быть максимальным или приближен к максимальному значению;
• должны быть обеспечены скачки давления не меньше 7МПа на коронке;
• больше 300 часов - таким должен быть задел на отказ;
• больше 2000 часов - такой должна быть жизнеспособность;
• характеристика энергии должна являться константой и не меньше, чем задел на отказ;
• энергетическая составляющая не должна обуславливаться показателями давления и температуры окружающей среды;
• микрореологические свойства смеси, должны поддаваться изменениям при долблении;
• допустимость корректировки свойств смеси путем добавления разнообразных примесей;
• допустимость выполнения очистки бурильного отверстия от устья до забоя, в отсутствие движения коронки;
• допустимость выполнения измерений - линии движения ствола, во всех местах без поднятия устройства выполнения работ;
• выходной вал при первой необходимости должен входить в стопор, и также свободно выходить из него;
• вибрация бурильных агрегатов должна гаситься;
• затраты проходки на 1 м должны быть экономичны, чем в альтернативных методах бурения.

Конструкция должна содержать все эти требования, поскольку они способствуют экономичности и целесообразности бурения. Однако на деле все это непросто.

Однако в наши времена на практике часто встречаются низкооборотные средства бурения, такие как роторные (редукторные низкооборотные турбобуры и винтовые забойные двигатели).

Преимущества перед другими методами проведения работ

Плюсы использования данного агрегата вместо винтовых забойных двигателей:

• КПД значительно выше по потреблению энергии;
• процесс выполнения работ возможен даже при высоких температурах на забое;
• получаемый ствол более прямой (отсутствие изгибов и перекосов);
• при снижении давления на забое, возможно, использовать аэрированные смеси;
• понижение в несколько раз вибрации, которая ускоряет износ инструментов бурения и понижает эффективность их работы;
• у винтовых забойных двигателей наблюдаются также продольные вибрации ротора относительно статора - это из-за угла откоса в блоке управления (регуляторе). Наблюдается потеря энергии при трении скольжения. Это приводит к большому нагреву резины на статоре и как результат - ее износ;
• вращение роторного узла выдает большую кинетическую энергию и как результат - момент кручения более - плавный;
• небольшой реактивный момент;
• более защищен от засорения;
• допустимость использования при врезании, в более проницаемые впитывающие пласты, крупно-разделенных смесей;
• период эксплуатации между ремонтными работами значительно больше и превышен в 2 - 4 раза;
• управление в процессе бурения улучшено, как при наклонном, так и при боковом;
• метр проходки стоит намного меньше - это происходит из-за продолжительной работы на забое и уменьшения СПО.

Сюжеты по теме

Бурение скважин является обязательным этапом работ во многих промышленных сферах. Скважины необходимы как для добычи полезных ископаемых, так и для обеспечения водой жилых домов. В зависимости от предназначения, скважина имеет свое определенное строение, которое начинается с устья. Насколько безопасно и эффективно будет осуществляться эксплуатация скважины, зависит от качества ее крепления. Целью крепления скважины является формирование надежных ее стенок, благодаря которым можно предотвратить нежелательные обвалы. Само скважинное крепление представляет собой систему, основными конструктивными элементами которой являются обсадные колонны и цементные кольца. Обсадная колонна формируется путем скручивания между собой определенного количества обсадных труб. Стоит сказать, что по всей своей протяженности скважина не во всех местах крепится одинаково. В каждом отдельном месте ее крепление происходит разными способами, с использованием разных колонн.

Так как нагружаемая горная порода забоя скважины практически всегда неоднородна и в каждый момент времени зубья долота находятся в контакте с забоем в разных сочетаниях, то все это приводит к неравномерному разрушению горной породы. При этом возникают колебания с более низкой частотой, но с большей амплитудой, чем при перекатывании шарошки с зуба на зуб. Изменение осевой нагрузки на долото, происходящее вследствие возникновения продольных колебаний, может составлять 25 ч 50 % и более от величины её среднего значения. Продольные (вертикальные) колебания долота с амплитудой, равной 55 мм, являются обычными. Эти колебания приводят к большим динамическим нагрузкам и являются причиной усталостных поломок элементов бурильной колонны. При прочих равных условиях динамичность будет тем меньше, чем больше число лопастей у долота. На возникновение продольных колебаний значительное влияние оказывает неоднородность прочностных свойств горных пород забоя, наличие трещинноватости в породах.

Турбобуры. Принцип их действия и типы турбобуров

При турбинном бурении долото приводится во вращение гидравлическим забойным двигателем - турбобуром, устанавливаемым между долотом и бурильной колонной. Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой присоединяется долото. Каждая ступень турбины состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура.

В настоящее время применяются одно-, двух-, трех-, четырехсекционные турбобуры с последовательным соединением секций и двух-, трех-, четырехсекционные реактивно-турбинные агрегаты с параллельным соединением секций.

Турбобур - это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породоразрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа.

Принцип действия:

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.

• · Шпиндельные турбобуры (секционные унифицированные) оборудуются шарошечными, либо мощными алмазными долотами. В их состав входят четыре секции: три турбинных (в них размещается около ста турбинных ступеней), и одна шпиндельная.
• · Высокомоментные турбобуры оснащаются системой гидроторможения, их возможно использовать при алмазном бурении, но в основном они применяются для глубинного бурения шарошечными долотами. В многосекционных турбобурах турбинные сборки включают пять-шесть секций, они отличаются экономичностью бурового раствора при высокой производительности и более широком спектре режимов бурения.
• · Турбобур, обладающий независимой подвеской, в каждой турбинной секции, имеет шариковый подшипник, секционное соединение происходит за счет конической резьбы, характерна подвижность валов в осевом направлении. Осевой зазор, который образуют статор турбины и турбинный ротор, не подвержен влиянию износа упорного подшипника.
• · Турбобур, особенностью которого является плавающий статор, не уступает по техническим характеристикам турбобуру, подвеска секций которого независима. Особенность заключается в повышенной нагрузке на осевую опору шпинделя. Турбобур, оборудованный полым валом, применяется для работ в сложных условиях. Оснащаться может как шарошечными, так и алмазными долотами. Используют три секции, при необходимости их число увеличивают до шести. Корпус и полый вал разделяются пространством, которое содержит около ста турбинных ступеней.
• · Еще один вид турбобура - с редуктором-вставкой. В них эффективно используются долота шарошечного типа, отличительной особенностью является уменьшенный перепад давления.

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с для шарошечных и 7 – 10 с для алмазных долот.

Максимально возможный КПД.

обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

Наработку на отказ не менее 300 ч.

Долговечность не менее 2000 ч.

Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

Гашение вибраций бурильного инструмента

Экономию проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

Резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

В начале 60-х годов Р.А. Ионнесяном и соавторами была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 – 5 с, что привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной приставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа – винтовые.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ! Предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами. Состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении.

Состоят из трех секций и шпинделя. Две турбинные секции содержат многоступенчатую высокоциркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. в качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Многосекционные турбобуры

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура: он должен быть более надежным и более долговечным, чем шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД. Их долговечность составляет 2000-4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием со ступенчатыми ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы – квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти секции действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120-350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16-20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80-90 ступеней.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающим статором обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций, однако осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Их конструкции принципиально отличаются от известных. Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины и в то же время до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров.

Недостаток этой конструкции – свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШ)-172 и резинометаллическая пята ПУ-172. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составляет 210 ч. Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур с полым валом

Турбобуры с полым валом предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусно-шлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшипнике серии 128 000.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давления 6-9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата ПО-50 по Т 39-020-75 и торпеды, например, ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726-75, ТУ 25-04-2702-75 или ТДШ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137-73 и ТУ 39/5-138-73;

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла – такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ.

Турбобур с редуктором-вставкой

Турбобуры с редуктором вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений.

Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнение торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты – с турбинными секциями.

Редуктор-вставка представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составляет 100-115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150 С) – около 40 ч.

Отечественной промышленностью освоено производство турбобуров следующих типов.

Односекционные: бесшпиндельные типа Т12; бесшпиндельные унифицированные типа ТУ-К; со вставным шпинделем типа ТВШ; с независимым креплением роторов типа ТНК; для бурения скважин большого диаметра типа ТБД.

Секционные: бесшпиндельные типа ТС; шпиндельные типа ТСШ; шпиндельные унифицированные типов ТСШ1, 2Т-К и 3Т-К; шпиндельные типов ТСША и ТДШ, для бурения алмазными долотами; шпиндельные типа АШ с наклонной линией давления; шпиндельные типа АГТШ со ступенями гидродинамического торможения.

С плавающими статорами типа ТПС.

С независимой подвеской валов секций типа ТНБ.

Термостойкие турбобуры типа ТТА для скважин с температурой до 240°С.

Редукторные турбобуры типов ТР, ТРМ и ТСМ.

Малогабаритные турбобуры типов ТГ, ТШ и ТВ1 для бурения и ремонта скважин.

Турбинные отклонители типа ТО.

Турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинных секций типа ТО2 для бурения боковых стволов из старых скважин.

Шпиндель-отклонитель типа ШО1.

Турбодолота колонковые типа КТД для отбора керна.

Керноотборное устройство типа УКТ.

Турбинные забойные двигатели выпускаются с турбинами:

металлическими цельнолитыми отливкой в землю;

металлическими составными точного литья (ТЛ);

пластмассовыми составными, в которых металлические ступицы и пластмассовые проточные части.

Опоры турбобуров – скольжения (резинометаллические проточные) и качения (шаровые), в том числе проточные и непроточные с уплотнением различной конструкции.

В соответствии с требованиями ГОСТ 26673 – 85 предусмотрено изготовление турбобуров односекционных, двухсекционных и трехсекционных, шпиндельных и бесшпиндельных, с наружными диаметрами 172, 195 и 240 мм, предназначенных как для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин, так и для комплектования реактивно-турбинных и роторно-турбинных буров типа РТБ.

Турбобуры односекционные бесшпиндельные типа Т12 (Т12М3Е-172, Т12М3Б-195 и Т12М3Б-240) с наружным диаметром 172, 195 и 240 мм предназначены для бурения верхних интервалов глубоких вертикальных и наклонно-направленных скважин различного назначения, а также для комплектации роторно-турбинных буров типа РТБ диаметрами от 394 до 640 мм. Они применяются при бурении скважин шарошечными и безопорными долотами различных типов и серий диаметром от 190,5 до 393,7 мм, обеспечивающими технологически обоснованный зазор между корпусом забойного двигателя и стенками скважин.

Турбобуры типа Т12М3 (рис. 4.2) изготавливаются в односекционном бесшпиндельном исполнении. На валу турбинной секции размещается от 104 до 106 ступеней турбины в зависимости от диаметра турбобура. Каждая ступень турбины состоит из ротора и статора, имеющих (у разных типов турбин) различное число лопаток соответствующей осевой высоты. На валу турбобура установлены роторы и вращающиеся детали радиальных опор и резинометаллической пяты. Эти детали на валу зажимаются роторной гайкой. В корпусе турбобура установлены невращающиеся детали: статоры, резино-металлические средние опоры и подпятники, которые закрепляются ниппелем. Корпус турбобура присоединяется к бурильной колонне с помощью верхнего переводника.

Вал турбобура оснащен радиальными опорами, воспринимающими поперечные нагрузки, и осевыми опорами, воспринимающими осевые нагрузки, действующих на вал в процессе эксплуатации. В нижней части вала имеются окна для прохода бурового раствора и к нему снизу через предохранительный переводник присоединяется долото.

Рисунок 4.2 – Турбобур типа Т12М3Б-240:

1 – переводник вала; 2 – вал; 3 – ниппель; 4 – упор; 5 – ротор; 6 – статор; 7 – опора средняя;8 – гайка роторная; 9 – контргайка; 10 – корпус; 11 – переводник верхний

Турбобуры односекционные со вставным шпинделем типа ТВШ (ТВШ-172, ТВШ-195 и ТВШ-240) предназначены для комплектации роторно-турбинных и реактивно-турбинных буров типа РТБ.

Турбобуры типа ТВШ выпускаются с наружным диаметром 240, 195 и 172 мм для комплектации роторно-турбинных буров диаметрами от 394 до 640 мм. Они могут использоваться как самостоятельно – в виде односекционного турбобура, так и в качестве нижней или шпиндельной секции в любом секционном турбобуре соответствующего габарита.

В отличие от серийных турбобуров (например, типа 3ТСШ1-240, у которого опора вынесена в отдельную секцию – шпиндель) турбобур типа ТВШ представляет собой единую турбинную и шпиндельную секцию, размещенную в корпусе стандартной длины. При этом число ступеней турбины сокращается всего на 6 %, а общая длина турбобура уменьшается на длину шпиндельной секции.

Турбобуры типа ТНК с независимым креплением роторов предназначены для комплектации реактивно-турбинных и роторно-турбинных буров типа РТБ, применяемых при бурении водопонижающих скважин, вспомогательных и вентиляционных шахтных стволов и скважин другого назначения в сочетании с шарошечными долотами различных типов и серий диаметрами от 215,9 до 750 мм. Отличительной конструктивной особенностью турбобура типа ТНК-240 является замена осевого торцевого сжатия всего пакета роторов на валу с помощью роторной гайки на независимое крепление каждого ротора турбины при помощи эксцентричного крепления составных деталей. В осевом направлении роторы неподвижны. Каждый ротор с помощью индивидуального подшипника закрепляется на соответствующем статоре.

Турбобуры секционные бесшпиндельные типа ТС (ТС4А-104,5; ТС4А-127; ТС5Б-172; ТС5Б-195; ТС5Б-240 и 3ТС5Б-240) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с использованием буровых растворов при температуре не выше 120°С. Секционные турбобуры типа ТС (рис. 4.3) в виде отдельных секций доставляются на буровую, где осуществляется их сборка непосредственно перед спуском в скважину. При этом корпуса секций соединяются между собой на замковых резьбах, а их валы – с помощью конусно-шлицевых (или конусно-фрикционных) полумуфт, закрепленных на валу резьбой или гладким конусом (1:10). Конструктивно нижняя секция выполнена таким образом, что позволяет использовать ее в качестве обычного односекционного турбобура.

Рисунок 4.3 – Турбобур секционный бесшпиндельный типа ТС (ТС5Б-240):

I – секция нижняя; II – секция верхняя; 1 – переводник вала; 2 – вал;

3 – ниппель; 4 – упор; 5 – ротор; 6 – статор; 7, 18 – опора средняя; 8 – гайка роторная; 9 – контргайка; 10 – корпус; 11 – переводник; 12 – полумуфта нижняя; 13 – полумуфта верхняя; 14 – вал верхней секции; 15 – переводник соединительный; 16 – ротор; 17 – статор; 19 – гайка роторная; 20 – колпак;

21 – корпус; 22 – переводник корпуса

Верхняя и средние секции этого турбобура отличаются от нижней тем, что в них отсутствует упорный подшипник – пята, который в нижней секции воспринимает гидравлическую нагрузку всех секций и вес вращающихся деталей и конструкций вала. Положение роторов относительно статоров в верхней и средних секциях фиксируется с помощью регулировочных колец турбины, имеющих различную толщину, которые устанавливаются между соединительным переводником и турбиной.

Турбобуры секционные шпиндельные типа ТСШ (3ТСШ-172, 3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ и 3ТСШ-240) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с применением буровых растворов при температуре не выше 120 °С. Отличительной особенностью этих турбобуров является то, что осевая опора как быстроизнашивающаяся часть, вынесена в самостоятельный узел – шпиндельную секцию, присоединяемую к нижней (турбинной) секции турбобура. Турбинные секции конструктивно (крепление деталей в корпусе и на валу, соединение корпусов и валов) аналогичны верхним и средним секциям секционных бесшпиндельных турбобуров типа ТС, а в шпиндельной секции размещаются непроточные осевые и радиальные опоры. Такая конструкция шпиндельной секции позволяет заменять ее без разборки турбинных секций турбобура непосредственно на буровой.

Турбобур типа 3ТСШ-195ТЛ оснащен турбинами, изготовленными методом точного литья, что существенно улучшает его энергетическую характеристику.

Турбобуры секционные шпиндельные унифицированные типа ТСШ1 (3ТСШ1-172, 3ТСШ1-195, 3ТСШ1-195ТЛ и 3ТСШ1-240) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения (на нефть, газ и другие полезные ископаемые) с использованием буровых растворов при температуре не более 120°С. В турбобурах типа ТСШ1 проведена межтиповая унификация, т.е. различные типы турбин, корпусы, валы, опоры, полумуфты и переводники в пределах одного габаритного размера имеют одинаковые посадочные и присоединительные размеры, благодаря чему представляется возможным применять в них турбины и осевые опоры любого типа.

К этому же типу забойных двигателей относятся унифицированные двух- и трехсекционные турбобуры типов 2Т195К и 3Т195К нового поколения с улучшенной энергетической характеристикой, базирующейся на турбине нового типа, обеспечивающей повышение не менее чем на 30 % величины момента силы на выходном валу.

Турбобуры секционные шпиндельные с наклонной линией давления типа АШ (А6Ш, А7Ш, А7Ш2, А9, А9Ш2) предназначены для бурения вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с использованием утяжеленных буровых растворов при температуре выше 120°С. Турбобуры типа АШ выпускаются с наружным диаметром от 164 до 240 мм и состоят из двух или трех турбинных и одной шпиндельной секций. Турбины этих турбобуров имеют наклонную к тормозному режиму линию давления.

Отличительная особенность турбобуров типов А6Ш, А7Ш2, А9Ш2 состоит в том, что они выполнены с независимой подвеской вала турбинной секции, т.е. каждая секция имеет свою осевую опору – вал в ней подвешен в верхней части на отдельном многорядном упорно-радиальном подшипнике, комплектуемом из шарикоподшипников. Для протока промывочной жидкости в турбину с обеих сторон подшипника предусмотрены специальные фонари. По всей длине вала расположены ступени турбин и резинометаллические средние опоры.

Турбобуры секционные шпиндельные со ступенями гидродинамического торможения типа АГТШ (А6ГТШ, А7ГТШ и А9ГТШ) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с применением буровых растворов плотностью до 2200 кг/м 3 при температуре выше 110°С. Турбобуры типа АГТШ выпускаются с наружным диаметром от 164 до 240 мм и состоят из четырех секций: трех идентичных турбинных секций (верхней, средней и нижней) и одной шпиндельной секции. Эти турбобуры снабжены решетками гидродинамического торможения, что обеспечивает их работу с более низкой частотой вращения, чем у турбобуров типа АШ.

Секционный шпиндельный турбобур с плавающими статорами типа ТПС-172 предназначен для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с промывкой буровым раствором при температуре до 90 °С. Турбобур ТПС-172 с наружным диаметром корпуса 172 мм, состоит из трех турбинных и одной шпиндельной секций. Турбобур типа ТПС-172 выполнен по новой конструктивной схеме, отличающейся от обычной схемы тем, что система деталей в корпусе турбинной секции не закреплена путем сжатия осевым усилием и имеет возможность осевого перемещения на 100-150 мм вдоль корпуса вместе с валом секции и деталями, закрепленными на нем. Для этого в корпусах турбинных секций по всей длине внутренней поверхности выполнен шпоночный паз глубиной 2,5 мм.

Турбобуры редукторные типа ТР с маслонаполненными редукторами-вставками предназначены для бурения глубоких вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ, сверхглубоких и геотермальных скважин различного назначения, а также для бурения скважин с отбором керна при пониженной частоте вращения и увеличенном моменте на выходном валу забойного двигателя, с использованием буровых растворов различной плотности при высоких температуре (до 300 °С) и давлении (до 250 МПа). В основу конструкции редукторного турбобура положен агрегатный метод соединения машин. Поэтому он состоит из трех основных элементов: секций турбины, редуктора и шпинделя.

Высокая прочность планетарного редуктора позволяет в зависимости от горно-геологических условий бурения компоновать редукторный турбобур одной или несколькими турбинными секциями различных типов, одним или несколькими редукторами с различным передаточным числом, шпинделем или шпиндель-редуктором. Также к нему можно присоединять керноотборный инструмент для отбора керна или отклонитель для зарезки наклонного участка ствола скважины или корректировки ее направления. Если по условиям бурения применение редуктора не требуется, например, при использовании алмазных долот, то турбобур собирается в обычной комплектации – из турбинных секций и шпинделя.

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.