Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей. Турбобуры

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.

Особенности режима бурения турбинным способом

Основные положения. Турбобур - это забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных ге­ологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превра­щается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом.

Основная часть турбобура - турбина, состоящая из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины, в свою очередь, состоит из двух частей: враща­ющейся, соединенной с валом турбобура, называемой ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура, называемой статором (рис. 7.3). Статор 1 представляет собой гладкое стальное кольцо, на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки 3. Концы лопаток соединяются внутренним ободом 4. Ротор состоит из кольца 6 и лопаток 2, подобных лопаткам статора, но обращенных выпуклостью в другую сторону. Наружные концы ло­паток ротора соединены ободом 5. Между статором и ротором имеет­ся зазор, обеспечивающий свободное вращение ротора в статоре.

Теория малогабаритных турбин для бурения нефтяных и га­зовых скважин создана советским инженером П. П. Шумиловым. Основные условия построения турбин турбобуров следующие. Для получения необходимой мощности и приемлемого для бу­рения числа оборотов турбина должна быть многоступенчатой. Все ступени турбины должны быть совершенно одинаковыми

Сила, действующая на лопатку ротора

Рис. 7.3. Действие турбины:

/ - статор; 2 - лопатки ротора; 3 - лопатки статора; 4 - обод статора; 5 - обод ротора; 6 - кольцо ротора

и обеспечивать пропорционально числу ступеней увеличение мощ­ности и скорости вращения инструмента.

Для получения наименьшего износа турбинных лопаток рото­ры турбины выполняют с тем же профилем, что и статоры турби­ны, лишь с поворотом лопаток в противоположную сторону.

Перепад давления на турбине должен быть в пределах, допуска­емых насосными установками, применяемыми при бурении глубо­ких скважин, и для избежания толчков давления в системе не должен существенно изменяться при изменении режима работы турбины.

П. П. Шумилов установил следующие основные закономернос­ти, характеризующие влияние количества промывочной жидкости на работоспособность турбины.

1. Скорость вращения турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости:

где п 19 п 2 - скорости вращения; (}, () 2 - количество прокачива­емой жидкости; т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в три раза, число оборотов турбины увели­чивается также в три раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбине пропорционален квадрату ко­
личества прокачиваемой жидкости:

где Р\, Р^ - давления на турбине; т.е. при увеличении количества Прокачиваемой жидкости, например в два раза, давление на тур­бине увеличивается в четыре раза, и наоборот.

3. Вращающий момент турбины, как и перепад давления, про­
порционален квадрату количества прокачиваемой жидкости:

где А/ ь Л/ 2 , - вращающие моменты турбины.

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прока­чиваемой жидкости:

где 7У Ь Л/2 - мощности турбины; т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в два раза, мощность турби­ны увеличивается в восемь раз, и наоборот. При бурении турбобуром энергия, предназначенная для раз­рушения породы, подводится к забою потоком промывочной жид­кости. Генератором гидравлической энергии являются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гид­равлическую энергию потока промывочной жидкости. Часть энер­гии потока теряется на преодоление гидравлических сопротивле­ний в нагнетательной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Оставшаяся часть энергии использует­ся в турбине турбобура для преобразования в механическую энер­гию, которая при помощи долота затрачивается на бурение.П. П. Шумилов показал, что наибольшую гидравлическую мощ­ность на турбине турбобура при неизменном максимальном давле­нии на выкиде буровых насосов, можно получить при следующем условии:

Давление на выкиде

Так как в процессе бурения скважины гидравлические со­противления в бурильных трубах, замках и кольцевом простран­стве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (7.1) необходимо было бы, по мере углубления скважины, непрерывно снижать подачу насосов и, соответственно, изменять характерис­тику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на тур­бине, несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее, остался постоянным.

Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобу­ры различных типов. Производительность буровых насосов регули­руется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насо­сов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким образом, чтобы полу­чить наиболее высокие качественные и количественные показате­ли бурения.

Осевая нагрузка выбирается в зависимости от твердости прохо­димых пород. При бурении в твердых породах бурильщик в целях повышения эффективности работы долота увеличивает нагрузку, а при бурении в мягких породах - уменьшает. В то же время неза­висимо от бурильщика частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором -- увеличивается, что и требуется для достижения хороших показателей работы долота.

Характеристика турбобуров. Во время бурения турбобуром час­тота вращения долота непрерывно меняется в зависимости от на­грузки на забой и крепости проходимых пород. Таким образом, зависимость между крутящим моментом, приложенным к долоту, и скоростью вращения вала турбобура обратно пропорциональ­ная: чем больше нагрузка на долото, тем меньше скорость враще­ния вала, и наоборот, уменьшение нагрузки ведет к увеличению скорости вращения (рис. 7.4).

Отрезок ОА представляет собой крутящий момент, развиваемый турбобуром при скорости вращения вала, равной нулю, т.е. при тор­можении. Этот момент называется тормозным моментом, и по ве­личине он наибольший. С уменьшением крутящего момента часто­та вращения вала увеличивается, и когда крутящий момент станет равным нулю, т.е. нагрузки не будет, частота вращения вала ста­нет максимальной. Максимальная частота вращения вала называет­ся скоростью вращения на холостом ходу. Она изображена отрезком ОБ, равным 1200 об/мин. При режиме работы турбобура, характеризу­емым тонкой В, частота вращения вала составляет 800 об/мин, а раз­виваемый им крутящий момент 1 Н м. С изменением скорости вращения вала п меняется не только крутящий момент А/, но и другие показатели работы турбобура: v (КПД) и мощность N.

Коэффициент полезного действия турбобура изменяется следу­ющим образом. При тормозном режиме, т.е. при частоте враще­ния? равной нулю, КПД турбобура также равен нулю. С увеличе­нием частоты вращения КПД возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, с дальнейшим увеличением частоты вра­щения начинает уменьшаться и при режиме холостого хода вновь становится равным нулю. Соответственно изменению величины КПД изменяется и величина мощности турбобура (рис. 7.5). Режим работы турбобура, при котором его КПД достигает своего макси­мального значения, называется оптимальным. Частота вращения вала на оптимальном режиме примерно в два раза меньше скоро­сти вращения вала турбины на холостом ходу, а крутящий момент в два раза меньше тормозного момента.

В отличие от крутящего момента, мощности и КПД, перепад давления Р на турбине с изменением частоты вращения вала поч­ти остается неизменным. При переходе от режима холостого хода к тормозному перепад давления на турбине несколько увеличива­ется (10... 15 %).

Все изложенное выше относится к работе турбобура на одина­ковом количестве прокачиваемой через него рабочей жидкости. Построение для данного типа турбобура (при (? = сош!) зависи­мости N. Р, v, Мот числа оборотов вала п называется его рабочей характеристикой. Рабочие характеристики для каждого типа тур­бобура, при одном и том же количестве прокачиваемой жидко­сти, различны, их строят на основе стендовых испытаний. Рабочая характеристика турбобура позволяет правильно подобрать режим его работы при данной подаче буровых насосов.

Конструкция многоступенчатых турбобуров. Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости со­здания нескольких конструктивных разновидностей турбобуров. Турбобуры выпускаются: односекционные бесшпиндельные, одно-секционные шпиндельные, двухсекционные шпиндельные, трех-секционные шпиндельные (табл. 7.1).

Таблица 7.1 Технические характеристики основных турбобуров

* В числителе указано общее ней гидротормоза.

** Без массы шпинделя.

При этом в турбинных секциях могут быть установлены метал­лические цельнолитые турбины, металлические составные турби­ны с проточной частью, выполненной методом точного литья, составные турбины из металлических ступиц и пластмассовых про­точных частей, резинометаллические радиальные опоры, шаро­вые радиальные опоры.

В шпиндельных секциях могут использоваться резинометалли­ческие или шаровые опоры.

Применяются турбобуры нескольких типов.

1. Турбобуры типа Т12 (Т12МЗЕ-172; Т12МЗБ-195; Т12МЗБ-240; Т12РТ-240) применяют для бурения верхних интервалов скважин шарошечными долотами и комплектования реактивно-турбинных агрегатов для бурения стволов большого диаметра методом реак­тивно-турбинного бурения (рис. 7.6).

Диски ротора 12 совместно со втулкой нижней опоры 20 и дву­мя втулками 13 средней опоры вала, упором 18, дисками 6 и кольца­ми 7 пяты зажимаются на валу 75 роторной гайкой 5. При этом для совпадения промывочных окон на упоре и валу турбобура упор 18 фиксируется шпонкой 19. Для предохранения роторной гайки от самоотвинчивания предусмотрен обжимающий колпак 3, закреп­ляемый контргайкой 2.

Герметизация диаметральных зазоров между внутренней поверх­ностью дисков роторов и поверхностью вала в целях предупрежде-

6 7 8 9 10 11 12 13 1415 \\\ I / I / / / /

Рис. 7.6. Односекционный турбобур:

I - переводник; 2 - контргайка; 3 - колпак; 4, 9, 16 - регулировочные кольца;
5 - роторная гайка; 6 - диск; 7 - кольцо; 8 - подпятник; 10 - втулка;

II - диск статора; 12 - диск ротора; 13 - втулка средней опоры вала;
14 - средняя опора; 75 - вал; 77 - уплотнительное кольцо; 18 - упор;

19 - шпонка; 20 - нижняя опора; 21 - ниппель; 22 - переводник

ния шламования, обеспечивается установкой в верхней и нижней части вала втулок Юс уплотнительными кольцами 77, что значи­тельно облегчает разборку турбобура при его ремонте.

Для бурения верхних ин­тервалов глубоких нефтяных и газовых скважин, имеющих диаметры 394...920 мм и бо­лее, применяют реактивно-турбинные агрегаты, у кото­рых два турбобура размещены параллельно и жестко соеди­нены между собой (для буре­ния скважин диаметром 1730... 2660 мм созданы и применяются в горнорудной промышленности агрегаты, укомплектованные тремя и даже четырьмя турбобурами). Агрегат (рис. 7.7) состоит из следующих деталей: перевод­ника 7 для соединения агре­гатов бурильной колонной; защитного кожуха 2; травер­сы 3 с ниппелями, к которым подвешены турбобуры 4\ гру­зов 6, предназначенных для утяжеления агрегата; верхне­го и нижнего хомутов 5; переводников 7, с помощью которых к каждому турбобуру присоединяется трехшарошеч-

ное долото 8. Вращаясь от вала турбобуров, долота получают дополнительное переносное движение вокруг оси агрега-

та, вращающегося либо только за счет сил реакции забоя, либо за счет сил реакции забоя и принудительного вращения агрегата с поверхности через бурильную колонну.Выбуренная порода выносится циркулирующим потоком бу­рового раствора, подаваемого в бурильную колонну, и реактив­но-турбинным бурением. Для бурения скважин с помощью РТБ используют стандартные буровые установки требуемой грузоподъ­емности.

2. Турбобуры секционные типа ТС (ТС4А-104,5; ТС4А-127; ТС5Е-
172; ТС5Б-195; ТС5Б-240; ЗТС5Е-172; ЗТС5Б-195; ЗТС5Б-240) при­
меняют для бурения глубоких скважин шарошечными долотами.
Турбобуры состоят из двух или трех турбинных секций, соединен­
ных в один турбобур.

Вращающий момент от валов верхних секций к валам после­дующих секций передается через муфты валов (конусно-фрикци­онные и конусно-шлицевые). По корпусу секции соединяются пе­реводниками на замковой резьбе. Нижние секции аналогичны по конструкции односекционным турбобурам типа Т12, за исклю­чением верхней части вала, которая представляет собой конус­ную поверхность, сопрягаемую с полумуфтой, предназначен­ной для соединения с валом второй секции турбобура. Верхние и средние турбинные секции одинаковы по конструкции и отли­чаются от нижних отсутствием осевой опоры и конструкцией вала.

Нижнюю секцию турбобуров можно применять для бурения как самостоятельный турбобур, для чего на корпус для соединения с бурильными трубами следует навинчивать переводники.

3. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) предназна­
чены для отбора образцов породы (керна) при бурении скважин.
Выполняются с наружным диаметром 240, 195 и 172 мм (КТДЗ-
240-269/4В; КТД4С-195-214/60; КТД4С-172-190/40). Колонковое
турбодолото КТДЗ-240-269/4В по конструкции аналогично тур­
бобуру типа Т12 и отличается от него тем, что имеет полый вал,
в котором помещается грунтоноска и узел для ее крепления.

Колонковые турбодолота КТД4С-172-190/40 и КТД4С-195-214/60 состоят из двух секции. Валы секции турбодолот полые, имеют в срав­нении с валами турбобуров больший наружный диаметр и соеди­няются между собой полыми конусно-шлицевыми полумуфтами.

Конструкция колонковых турбодолот предусматривает приме­нение съемной грунтоноски, обеспечивающей отбор керна без подъема бурильных труб до полной обработки бурильной головки. Для этого в верхней части грунтоноски имеется бурт для захвата ее ловителем (шлипсом), спускаемым в бурильную колонну при по­мощи специальной лебедки.

4. Турбобуры секционные шпиндельные (ЗТСШ-172; ЗТСШ-195;
ЗТСШ-195Л; ЗТСШ-215; ЗТСШ-240), а также турбобуры шпиндель­
ные унифицированные (ЗТСШ1-172; ЗТСШ1-195; ЗТСША-195ТЛ;

ЗТСШ1-240Ш) состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. Они позволяют: бурить шарошечными долотами с обыч­ной схемой промывки, гидромониторными и алмазными долота­ми (турбобур ЗТСША-195ТЛ); изменять секционность турбобуров в зависимости от условий бурения; производить смену отработан­ных шпинделей без разборки секций; увеличивать величину вра­щающего момента при снижении числа оборотов за счет примене­ния тихоходных турбин, выполненных методом точного литья (тур­бобур ЗТСШ-195ТЛ).

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

Созданием шпиндельного турбобура был решен ряд задач, свя­занных с улучшением энергетических характеристик и эксплу­атационных качеств турбобура, значительно уменьшены утечки жидкости из-под ниппеля при увеличенных перепадах давления на долото, повышена прочность валов.

На полом валу шпинделя 20 (рис. 7.8) установлены две ради­альные резинометаллические опоры 10 со втулками опор 9 (цен­трируемыми в верхней опоре подкладными втулками 8} и 25 сту­пеней непроточной осевой опоры, каждая из которых состоит из диска 75, внутреннего и наружного колец 16, 18 и непроточных резинометаллических подпятников 77. Весь пакет деталей, вклю­чая упорную, дистанционную и промежуточную втулки 27, 13 и 14, закрепляется на валу гайкой 6, колпаком 5, контргайкой 4 и кре­пится в корпусе 19 посредством переводника нижней секции 7 и ниппеля 23 с использованием регулировочных колец 3, 7, 22.

На верхней части вала шпинделя установлена конусно-шлице-вая муфта 2, имеющая промывочные окна для протока рабочей жидкости во внутреннюю полость вала и затем к долоту, присо­единяемому к шпинделю через переводник 24. Для облегчения раз­борки шпинделя в процессе ремонта в верхней и нижней его час­тях установлены втулки 77 с уплотнительными кольцами 72, обес­печивающими герметизацию диаметральных зазоров между валом и закрепленным на нем пакетом деталей.

Установка в шпинделе осевой опоры качения (как жесткой, так и амортизированной -- шпиндель типа ШШО) вместо рези-нометаллической опоры скольжения позволяет турбобуру воспри­нимать более высокие осевые нагрузки и эффективно работать при более низких числах оборотов.

Широко применяются шпиндели типа ШФД с лабиринтными дисковыми уплотнениями. Они предназначены для турбинных сек­ций серийных турбобуров. За счет частичной изоляции картера осе­вой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твер-

Рис. 7.8. Шпиндель:

1 - переводник нижней секции; 2 - конусно-шлицевая муфта; 3, 7, 22 - регули­ровочные кольца; 4 - контргайка; 5 - колпак; 6 - гайка; 8, 9, 11, 13, 14, 21 - втулки; 10 - резинометаллические опоры; 12 - ушютнительные кольца; 15 - диск; 16, 18 - кольца; 17 - подпятник; 19 - корпус; 20 - вал шпинделя; 23 - ниппель; 24 - переводник

дые абразивные частицы, значительно увеличен моторесурс шпин­деля. Изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя лабиринтным уплотнением и установкой между этим уплотнением и уплотнением картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с затрубным простран­ством.

В шпинделях типа ШГД осуществлена полная герметизации картера осевой опоры от поступления бурового раствора, при этом картер осевой опоры заполнен смазкой. Надежная гермети­зация картера осевой поры обеспечивается тем, что на гермети­зирующие уплотнения не действует перепад давлений, срабаты­ваемый в насадках долота. Герметизирующие уплотнители уста­новлены сверху и снизу картера осевой опоры. Конструкция шпин­деля допускает произведение дозаправки или полной смены смаз­ки на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера имеют заправочные втулки.

5. Турбобуры секционные с наклонной линией давления (А6КЗС; А7Н4С; А9К5Са; А6ГТ; А7ГТ; А9ГТ), а также турбобуры секцион­ные унифицированные с наклонной линией давления (А7Ш; А9Ш; А7ГТШ; АЗГТШ) состоят из двух или трех турбинных и одной Шпиндельной секций. В данных турбобурах используется турбина с наклонной линией давления, а в турбобурах А7ГТШ, А9ГТШ для снижения разгонных оборотов дополнительно устанавливаются решетки гидродинамического торможения.

Применение в турбобурах опор качения и турбин, перепад давления на которых при постоянном расходе жидкости умень­шается от холостого к тормозному режиму, дает возможность работать на низких оборотах, улучшает запуск турбобура на вы-сокоабразивных и утяжеленных глинистых растворах, обеспечи­вает способность турбобура работать на повышенных нагрузках на долото.

Недостатком турбобуров с наклонной линией давления явля­ется возможность резкого увеличения перепада давления на тур­бобуре при снижении нагрузки на долото в процессе бурения. Поэтому применение турбобуров данного типа рекомендуется с ис­пользованием дизельного привода на буровых насосах (учитывая более мягкую его характеристику по сравнению с электроприво­дом). При использовании ступеней гидродинамического торможе­ния можно получить скорость вращения вала турбобура, равную 250...300 об/мин.

Базовые детали турбобуров секционных унифицированных с наклонной линией давления в габаритных размерах унифициро­ваны с деталями турбобуров типа ЗТСШ1. Выпускаются также тур­бобуры шпиндельные с независимой подвеской вала турбинной секции (А6Ш; А6ГТШ; А7ШГ; А7ГТШМ; А9ШГ). Отличительной особенностью этих турбобуров является то, что вал в турбинной секции подвешен на отдельном шарикоподшипнике со специаль­ными фонарями для протока промывочной жидкости.

6. Турбобуры с «плавающими статорами» (ЗТСШ1М1-195; ТПС-172) обладают следующими особенностями: каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения 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, с одной стороны, позволяет до максимума увели­чить средний диаметр турбины, а с другой - до минимума сокра­тить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней турбин в 1,4 раза боль­ше, чем у серийных турбобуров.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опоры шпинделя позволяет исключить из практики тур­бинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобуры этого типа состоят из трех турбинных секций и шпин­деля с двумя вариантами осевой опоры: подшипник типа ШШО и резинбметаллическая пята.

Редукторный турбобур. Главным недостатком турбобуров явля­ется их быстроходность. Это ограничивает возможность их исполь­зования в сочетании с долотами для низкооборотного бурения

Таблица 7.2 Технические характеристики редукторных турбобуров

Примечание. Передаточное число редуктора-вставки 3,67.

(до 200 об/мин). Редукторный турбобур лишен этого недостатка (табл. 7.2).

После многолетних работ коллективом сотрудников Пермского филиала ВНИИБТ был создан турбобур ТРМ-195. В основу конст­рукции турбобура положен агрегатный метод создания машин, поэтому он состоит из трех основных частей - турбобура, редук­тора-вставки и шпинделя.

Первая (турбобур) и третья (шпиндель) были рассмотрены выше, поэтому остановимся на редукторе-вставке (рис. 7.9). Он состоит из корпуса 3, передачи 6, размещенной в маслонапол-ненной камере 5, которая ограничена кожухом 7, системы мас-лозащиты с уплотнениями (верхним 4 и нижним 8), ведущего 2 и ведомого 11 валов вставки. Каждый из валов 2 и 11 установлен на двух опорах: сферической 7 и радиальной 10, связанной с корпу­сом 3 упругим элементом 9. При этом сферические опоры 7 уста­новлены на обоих валах со стороны передачи 6, а уплотнения 4 и 8 размещены соответственно на валах 2 и 11 ближе к сферической опоре 7.

В редукторном турбобуре редуктор-вставка устанавливается между турбобуром и шпинделем. Ведущий вал 2 вставки соединен с ва­лом турбобура, а ведомый вал 11 - с валом шпинделя.

Частота вращения и крутящий момент с вала турбобура переда­ются через ведущий вал 2 на передачу 6, в которой происходит Уменьшение частоты вращения и увеличение крутящего момента. Вращение с измененными параметрами через ведомый вал 11 пе­редается на вал шпинделя и далее - на долото. Буровой раствор обтекает маслонаполненную камеру 5 по кольцевому зазору между корпусом 3 и кожухом 1.

В 1975 г. Специальное конструкторско-технологическое бюро Погружного электрооборудования (Харьков), Могилевский маши-

ностроительный институт и ВНИИБТ провели совместные рабо-ты по созданию редукторов-вставок с принципиально новыми редуцирующими узлами - синусошариковыми.

На основании проведенных работ были созданы синусошари-ковые вставки, принятые к серийному производству: РСШ127-5 РСШ190-1,75; РСШ190-2; РСШ190-5. В обозначениях принят о: - редуктор-вставка, С - синусная, Ш -- шариковая, 127 или 190 - диаметр в мм; 1,75; 2; 5 - передаточное число (отношение частоты вращения ротора электродвигателя к частоте вращения долота). Синусошариковые редукторы-вставки широко использу­ются при бурении электробурами.

В настоящее время промышленностью освоены и изготавлива­ются редукторы-вставки двух типов, со­зданные на базе:

зубчатых редуцирующих узлов для тур­бобуров;

синусошариковых редуцирующих уз­лов для электробуров.

Правила эксплуатации турбобуров. Каждый новый турбобур, получаемый с завода, перед отправкой на буровую проходит проверку в турборемонтном цехе предприятия бурения (экспедиции). Проверяются крепления гайки, перевод­ника, ниппеля и вращение вала. Турбо­буры снабжаются предохранительным колпаком на валу и заглушкой в пере­воднике во избежание засорения и пор­чи турбины во время транспортировки и хранении.

Каждый турбобур имеет заводской паспорт в одном экземпляре и вклад­ную карточку, представляющую собой учетную карточку работы и ремонта тур­бобура. Паспорт турбобура хранится на ремонтной базе бурового предприятия, а вкладная карточка в период его пребы­вания на буровой - у бурового мастера. Во время нахождения турбобура в ремон­те карточка сдается на базу или завод. Турбобуры необходимо перевозить на специальных лафетах или автомашинах, оборудованных подъемными устройства­ми для погрузки и выгрузки. При разгруз­ке турбобуры нельзя сбрасывать, так как от сильного удара может погнуться вал

турбобура. Перед спуском в скважину нового или поступившего из ремонта турбобура следует проверить его работу на поверхности. Для этого турбобур соединяют с ведущей трубой и проверяют плав­ность его запуска при производительности насосов, соответствую­щей нормальному режиму его работы.

Запускают буровые насосы при открытой пусковой задвижке. Затем задвижку постепенно перекрывают и следят за давлением на манометре. Хорошо собранный и отрегулированный турбобур запускается при давлении до 2 МПа. Проверяют также осевой люфт вала, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные опробования заносятся в буровой журнал. Если при опробовании обнаруживаются дефекты, турбобур в скважину не спускают.

В отдельных случаях, при отсутствии запасного турбобура, не вращающийся на поверхности турбобур все же спускают в сква­жину. Он может работать после того, как дана некоторая осевая нагрузка на долото. Если опущенный на забой турбобур работать все же не начинает, то его следует вращать («расхаживать») рото­ром, сохраняя нагрузку на забой. «Расхаживание» разрешается ве­сти не более 20...30 мин. Контроль за нормальной работой турбо­бура на забое осуществляется на буровой по показаниям маномет­ра и индикатора массы (веса).

При постоянной производительности насосов перепад дав­ления в турбобуре с изменением режима его работы почти не меняется. Резкое снижение или повышение давления на нагне­тательной линии указывает на ненормальную работу турбобура. О неполадках в турбобуре можно также судить по уменьшению принимаемой турбобуром осевой нагрузки и резкому снижению скорости бурения (если это не вызвано износом долота). Для не­прерывного контроля за скоростью вращения вала турбобура в про­цессе бурения скважин рекомендуется использовать турботахометр.

Снижение давления в нагнетательном трубопроводе вызывает­ся уменьшением количества жидкости, поступающей в турбобур. Причиной этого могут быть:

неисправность буровых насосов (нарушение герметичности поршней, уплотнений клапанов, засасывание насосом воздуха, за­сорение приемной сетки, уменьшение числа ходов насоса и т.д.);

утечки в резьбовых соединениях бурильных труб и переводников.

Для проверки герметичности колонны бурильных труб сле­дует при их подъеме через каждые пять-шесть свечей прокачи­вать буровой раствор. Повышение давления при прокачивании Указывает на течь в одной из свечей, поднятой в последней партии. Если в трубах течи не обнаруживается, то проверяют турбобур (возможны течи в переводнике турбобура). Резкое внезапное падение давления (почти до нуля) показывает, что произошла авария с переводником турбобура, срыв резьбы замков или труб.

Давление чаще всего повышается из-за засорения каналов тур. бины турбобура. Для предотвращения этого при бурении и опро­бовании турбобуров устанавливают фильтры. Когда буровой раствор загрязнен, частицы шлама после прекращения циркуляции выпа­дают из бурового раствора и осаждаются на турбине. Если при вклю­чении насоса полностью закрыть пусковую задвижку, то шлам (вы­буренная порода) забьет турбобур.

Полностью закрывать задвижку следует после промывки в тече­ние 5... 10 мин. Аналогичное засорение турбины шламом произой­дет, если во время бурения после выключения насоса сразу от­крыть пусковую задвижку. При этом возникает обратная цирку­ляция и осаждающийся на забой шлам засасывается в турбобур. Особенно часто это явление встречается при использовании воды в качестве промывочной жидкости. Для избежания засорения турбо­бура необходима тщательная промывка перед остановкой насосов.

Очень часто бывают случаи, когда давление в нагнетательной линии не падает, а турбобур «не принимает» нагрузку. Причиной этого может быть заклинивание шарошек долота, большая сработ-ка опор долота или неисправность турбобура. Чтобы выяснить при­чину ненормальной работы турбобура, поднимают бурильную ко­лонну.

Турбины турбобура выходят из строя главным образом вслед­ствие механического износа наружных, внутренних и торцовых поверхностей. Предупреждение износа турбин является одним из важнейших условий обеспечения эффективности работы турбобура.

После каждого рейса при подъеме турбобура необходимо про­верять его осевой люфт. Для этого вал турбобура опирают на стол ротора, у торца ниппеля на валу наносят риску, затем тур­бобур приподнимают и на валу точно так же наносят вторую риску. По расстоянию между рисками определяют величину осе­вого люфта, которую после каждого долбления заносят в суточ­ный рапорт и передают по вахте. Допустимая величина осевого люфта неодинакова для турбобуров различных типов (от 3 до 8 мм).

Не более чем через каждые два рейса в зависимости от условий бурения необходимо проверять и подкреплять машинными ключа­ми резьбы ниппеля и переводника.

Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Турбобур опускают в скважину на бурильной колонне, которая по мере углубления скважины наращивается с поверхности новыми бурильными трубами. В качестве гидравлического двигателя в турбобуре применяют многоступенчатую осевую турбину.

Гидравлические двигатели, в которых используется кинетическая или скоростная энергия потока жидкости, называют турбинами. В турбинах работа совершается главным образом в результате изменения количества движения жидкости.

В турбобурах применяют многоступенчатые осевые турбины лопастного типа. На рис. 1 схематично изображена одна ступень турбины турбобура, состоящая из статора и ротора.

Турбина работает следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т.е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А. 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 ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступени турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. В многоступенчатых турбобурах крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу.

Рис. 1 Схема ступени турбины турбобура: l -- лопатка статора; 2 -- лопатка ротора

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. Источником энергии в пределах рабочего органа турбины является скоростной напор потока жидкости, создаваемый вследствие перепада давления на входе в турбину и выходе из нее.

В процессе бурения осевая нагрузка на долото передается через турбобур, так как его обычно устанавливают непосредственно над породоразрушающим инструментом. Для восприятия и передачи осевой нагрузки турбобур снабжают специальной опорой, размещаемой в верхней или нижней части корпуса турбобура. Вал турбобура также снабжается радиальными опорами, предназначенными для центрирования вала, работающего при высоких осевых нагрузках и частотах вращения.

В качестве осевой опоры в серийных турбобурах применяют резино-металлические подшипники скольжения. Попытки использовать в качестве осевых опор стандартные упорные подшипники качения не дали положительных результатов. В 1960 г. во ВНИИБТ для турбобуров удалось разработать многорядную шаровую опору специальной конструкции.

Резинометаллический подшипник состоит из нескольких ступеней. Каждая ступень включает подпятник, закрепляемый в корпусе, и диск, сидящий на валу турбобура. Кольцо служит для защиты вала турбобура от изнашивания и для обеспечения заданного расстояния между дисками пяты. Подпятник по дисковой части облицован резиной, т.е. по верхней, нижней и внутренней цилиндрической поверхностям. Корпус подпятника имеет каналы для пропуска промывочной жидкости.

Радиальная резинометаллическая опора турбобура представляет собой корпус, внутренняя поверхность которого облицована резиной. В качестве нижней радиальной опоры используют ниппель. Резиновая обкладка ниппеля выполняет также функции сальникового уплотнения.

Работоспособность резинометаллических подшипников турбобура в абразивной среде в различных нефтяных районах страны колеблется в пределах 50--150 ч. Этим временем определяется межремонтный срок работы турбобура. Сравнительно высокая работоспособность резинометаллических подшипников турбобура объясняется тем, что твердые частицы, находящиеся в промывочной жидкости, попадая в зазор между эластичной облицовкой подпятника и стальной пятой, вдавливаются в резиновую поверхность, вследствие этого сила прижатия твердых частиц к стальному диску определяется упругостью резины и не зависит от удельного давления между металлической и резиновой поверхностями. Износ таких трущихся поверхностей в 4 --6 раз ниже, чем при работе двух твердых поверхностей, находящихся в абразивной среде.

Эластичная обкладка подпятников осевой опоры турбобура позволяет равномерно распределять осевую нагрузку по ступеням в пределах 0,5 -- 1,0 МПа. Коэффициент трения при промывке водой в резинометаллической опоре составляет 0,04 -- 0,10, в глинистом растворе -- 0,06 -- 0,16.

Осевая опора качения представляет собой радиально - упорный многорядный бессепараторный шарикоподшипник. Одна ступень подшипника состоит из наружного и внутреннего 2 рабочих колец, между парами которых размещается шарик 3. Расстояние между рабочими кольцами определяется размерами распорных колец -- наружного 4 и внутреннего 5. От попадания крупных абразивных частиц подшипник защищен сальником. Ввиду того, что бессепараторные подшипники работают в абразивной среде, большое влияние на их работоспособность оказывает правильная приработка опоры.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Турбобуры. Назначение и классификация

Введение

турбобур редукторный многоступенчатый

Турбобур - многоступенчатая турбина. Гидравлическая энергия потока жидкости приводит во вращение вал, соединенный с валом шпинделя и долотом. Турбобуры различаются по диаметру, числу секций, расположению и конструкции опор и устройству турбинных аппаратов.

По устройству турбины:

1. низкометражные, высоконапорные, имеющие максимальную мощность, большую частоту вращения и значительный вращающий момент.

2. среднеметражные, имеют максимальный вращательный момент, среднюю частоту вращения при высоком расходе жидкости.

3. высокометражные, имеют максимальное отношение вращающего момента к частоте вращения.

Многорядные осевые подшипники - 20…100 ч. Резинометаллические опоры - 50…150 ч. Турбобуры применяются диаметром от 127 до 240 мм, с числом ступеней от 52 до 369, длиной от 8,8 до 26 м, каждая секция 6…10 м. Шифр: А - турбина имеет изменяющуюся характеристику; Ш - шпиндельный турбобур. Частота вращения регулируется от 30 до 250 об/мин. Турбобур - забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях, с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора.

Классификация:

1. с металлическими цельнолитыми турбинами;

2. с металлическими турбинами точного литья (шифр ТЛ);

3. с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей (шифр П);

4. с резинометаллическими опорами с привулканизированной резиной;

5. с резинометаллическими опорами со смешенными резиновыми вкладками (шифр СР);

6. с опорами качения (турбина А7Н1С, А7Н4С).

Классификация:

1. Турбобур типа Т12 - односекционный с числом ступеней турбины 100-120, диаметры 240, 215, 195, 172.

Т12М3 - для бурения вертикальных и наклонных скважин, до 2000 метров.

Т12РТ9” - для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно турбинного бурения).

2. Турбобур, тип Т123К (укороченные) - для забуривания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и горизонтальных скважин. Число ступеней турбин 30 и 60, диаметр 215 и 172 мм.

3. Секционные турбины типа ТС - состоят из двух и более секций. Число ступеней 200 и более, диаметр 240, 215, 195, а при бурении глубоких скважин - 172, 127, 104 мм.

ТС4А-4” - при КРС (разбуривание цементных пробок).

4. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) - для отбора образцов пород при бурении скважин, диаметром 238, 212, 196, 172, 164, 127 мм.

5. Шпиндельные турбобуры ТСШ - бурение глубоких скважин. Выпускаются как с обычной схемой промывки, так с алмазными и гидромониторными долотами, диаметры 240, 195, 185, 172, 164 мм. Диаметры 185 и 164 - для бурения с алмазными долотами. Шпиндельный турбобур собирается из шпинделя с 2-х или 3-х секций. Турбобуры с турбинами точного литья (ТЛ) из шпинделя и 2, 3, 4-х секций.

6. Турбобуры типа А7Н - для бурения вертикальных и наклонных скважин, диаметр 195 мм, двух секционные.

7. Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ, диаметром 240 и 195. Для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен с резинометаллической опорой, а также взамен нижней секции 2-х и 3-х секционных турбобуров.

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень состоит из статора с наружным и внутренним ободами, между которыми размещены лопатки и ротора, обод которого снабжен лопатками. 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 раствора. 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.

1. Общий вид редукторного турбобура

Рисунок 3.20. Турбобур с маслонаполненным редуктором-вставкой: А -- турбинная секция (или модуль винтового двигателя); В, D -- узел опорный; С -- редуктор-вставка; Е -- долото; 1 -- входной вал; 2 -- планетарная передача; 3 -- корпус редуктора; 4 -- вал выходной; а -- раствор буровой; б -- масло.

2. Конструкция редукторного турбобура

В основу конструкции редукторного турбобура положен агрегатный метод соединения машин. Поэтому он состоит из трех основных элементов: секций турбины, редуктора и шпинделя. Требуемые варианты компоновки редукторных турбобуров собирают непосредственно на буровой в зависимости от технологических требований строительства скважины. 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.

3. Типы редукторных турбобуров

В настоящее время разработаны редукторные турбобуры нескольких типов:

Турбобур ТРВ-142 - вставной редукторный турбобур, предназначенный для использования в составе комплекса вставного инструмента для бурения без подъема бурильной колонны труб.

Турбобур ТР-145Т - турбобур с маслонаполненным редуктором диаметром 145 мм предназначен для бурения глубоких и сверхглубоких скважин при высоких температурах до 300 °С и давлении (до 250 МПа) долотами диаметром от 158 до 165 мм при сниженной частоте вращения и увеличенном моменте силы на выходном валу турбобура с использованием воды или бурового раствора.

ТР-175/178 -- редукторный турбобур с уменьшенным наружным диаметром.

ТРМ-195 с редуктором РМ-195 -- наиболее широко применяемая конструкция редукторного турбобура, в которой осевые опоры вынесены в отдельные узлы (в виде промежуточного и нижнего шпинделя).

ТРШ-195-- редукторный турбобур с одной или двумя турбинными секциями и редуктором-шпинделем с усиленными опорными узлами качения повышенной грузоподъемности, размещенными в маслонаполненной камере редуктора, воспринимающими осевые нагрузки от турбины и реакцию забоя скважины.

ТРМЗ-195 -- турбобур с уменьшенной длиной редуктора-шпинделя и короткой турбиной, предназначенный для бурения горизонтальных скважин и искривленных участков наклонно

ТР-195СТ -- турбобур в термостойком исполнении с механизмом стопорения вала для бурения сверхглубоких скважин при температуре до 300 °С и давлении до 250 МПа. Механизм стопорения предназначен для освобождения долота при его заклинивании и срабатывает при вращении бурильной колонны «вправо». Максимальный момент, передаваемый стопорным устройством заклиненному долоту ротором, составляет 20 кН м.

ТРОЗ-195М -- редукторный турбобур, представляет собой новый универсальный гидравлический забойный двигатель для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 212,7 -- 215,9 мм.

Семейство турбобуров типов ТР-240 и ТРЗ-240 -редукторные турбобуры являются универсальными и предназначены для бурения верхних интервалов глубоких скважин долотами диаметром от 269,9 до 490 мм.

Редукторный маслонаполненный шпиндель типа РШЗ-240 представляет собой отдельный узел, присоединяемый на буровой к турбинной секции взамен серийного шпинделя.

Турбобур типа ТР-240 состоит из одной турбинной секции и короткого маслонаполненного редукторного шпинделя РШЗ-240.

Редукторные турбобуры типов ТРМ-105 и ТСМ-105 предназначены для бурения глубоких скважин.

Редукторные турбобуры типов TP2-120FL и ТРЗ-120Т - турбобуры нового поколения.

Редукторные турбобуры типов ТР2-120Г и ТРЗ-120Г предназначены для забуривания новых стволов и бурения наклонных и горизонтальных интервалов глубоких скважин.

Короткий редукторный турбобур предназначен для бурения наклонных и горизонтальных скважин различного назначения.

Односекционные

Рабочий орган - многоступенчатая турбина, состоит из статора и ротора. Все вращающиеся детали - роторы, втулки нижней и средних опор, диски и кольца пяты закрепляются на валу роторной гайки. Верхняя часть роторной гайки имеет корпус и продольные прорезы. При закреплении контргайки колпак, имеющий внутренний конус, обжимает конусную часть гайки на резьбе вала, предохраняя её от отвинчивания. В нижнем кольце вала имеется проводник для присоединения долота. Все неподвижные детали, статоры, средние опоры, подпятники, закрепляются в корпусе ниппелем. Корпус присоединяется к бурильным трубам посредством переводника. Регулированное кольцо определяется положением ротора относительно статора. Размер зависит от люфта осевого и конструктивных размеров пяты. Осевые усиления воспринимаются многоступенчатым, радиально-упорным резинометаллическим подшипником, каждая ступень состоит из неподвижного обрезиненного полпятника и вращающихся диска и кольца пяты. Ниппель и средние опоры - это резинометаллические подшипники. Основные осевые усиления, действующие на вал:

1. гидравлическая нагрузка от перепада давления и долота (сверху вниз);

2. реакция забоя на долото (снизу вверх).

Турбобуры должны изготовляться следующих типов:

ТБ - бесшпиндельные,

ТШ - шпиндельные;

Следующих исполнений по конструкции:

ф - с фрикционным креплением турбин,

пс - с плавающим статором,

пр - с плавающим ротором,

р - с устройством, регулирующим характеристику.

Турбобуры с устройством, регулирующим характеристику, должны изготовляться следующих исполнений по типу устройства:

Г - с решетками гидродинамического торможения, В - с винтовым преобразователем,

Р - с редуктором.

Условное обозначение турбобуров должно состоять из шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического документа.

1 - наименование изделия; 2 - тип; 3 - исполнение по конструкции (кроме исполнения ф); 4 - исполнение по регулирующему устройству; 5 - диаметр, мм; 6 - модификация

Рисунок 3.1. 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.

Секционные

2 и более секций. Нижняя секция - аналогична односекционным машинам. Верхняя секция - в ней отсутствует упорный подшипник (пята). Гидравлическая нагрузка и вес вращающихся деталей верхней секции воспринимается пятой нижней секции.

Эти нагрузки служат для создания сил трения в конусно-шлицевых муфтах, передающих вращающий момент. Трех секционные - наличие третьей (верхней) секции. Регулированное кольцо между соединительным переводником и статором.

Рисунок 3.5. 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

4. Шпиндельные секционные турбобуры

Недостаток ТС5 и 3ТС5, при износе осевой опоры в нижней секции шпинделя, в ремонтную базу отправляются все секции. В секционных машинах осевую опору устанавливают в отдельном узле - шпинделе. Корпус шпинделя с корпусом секции соединен с помощью конической резьбы, а валы с помощью конусно-шлицевой полумуфты. Вал шпинделя имеет центральное сквозное отверстие без специальных промывочных окон. Осевая опора шпинделя воспринимает гидравлическую нагрузку и вес вращающихся деталей секций и одновременно выполняет роль сальника. Положение роторов относительно статоров определяется регулировочным кольцом, устанавливаемым переводником и статором. Перенос осевой опоры вниз позволило разгрузить валы секции от осевых нагрузок, при этом уменьшает продольный изгиб валов и увеличивает КПД турбобура. Увеличилась осевая нагрузка на 10-20% по сравнению с турбобуром, в котором пята расположена в верхней части вала. Дальнейшее улучшение характеристик шпиндельных турбобуров - специальные конструкции тихоходных турбин (точное литье по выполняемым моделям). Угол установки лопаток 72-750 против 62-650обычных турбин. Малая толщина выходных кромок лопаток. Унифицированные турбобуры 3ТСШ1. Использование турбин и осевых опор любого; необходимо по условиям бурения типа. Возможность установки, как резинометаллической пяты сальника, так и подшипников качения. Шаровая опора воспринимает более высокие осевые нагрузки и эффективно работает при низких скоростях вращения. Опора вращения:

1. многоступенчатый упорно-радиальный шарикоподшипник. Ступень подшипника состоит из ряда шаров, четырех обойм с коническими поверхностями и двух распорных колец, помещенных между наружными и внутренними обоймами.

2. упорный на резиновых амортизаторах шарикоподшипник. Ступень состоит из упорных двойных шариковых подшипников, свободные кольца которых установлены на эластичные резинометаллические компенсаторы. Герметизация за счет сальниковых устройств.

3ТСШ1-240: 3 - число турбинных секций; 1-шпиндельных; 240 - диаметр.

Рисунок 3.8. Шпиндель типа ШД: 1, 8 -- переводник-стабилизатор лопастной; 2 -- опора радиальная верхняя; 3 -- уплотнение лабиринтное; 4 -- отверстие дренажное; 5 -- уплотнение резинометаллическое; 6 -- опора осевая; 7 -- опора нижняя радиальная.

5. Турбобуры с наклонной линией давления

Существуют турбобуры, в которых применяются турбины с безударным обтеканием потока на тормозном режиме, позволяющим получить наклонную линию давления. Снижение перепада давления у турбины при уменьшении скорости вращения позволяет подать дополнительное количество жидкости на режимах низких скоростей, что увеличивает вращающий момент. Применяются турбобуры с наклонной линией давления, работающие при постоянном расходе промывочной жидкости без установки редукционных клапанов. А9К5Са - 240 мм, А7Н4С - 195 мм. Аналогичны секционным машинам ТС6. Вместо резинометаллической пяты - упорно-радиальный подшипник. 12рядный, 15рядный. Средние опоры - однородные радиальные шаровые подшипники. Торцевой сальник, над упорно-радиальным подшипником, ограничивает расход жидкости через подшипник, защищает последний от попадания крупных абразивных частиц. А6К3С - 164 мм, выполнен по схеме независимой подвески вала каждой секции на осевой опоре. Упорно-радиальный 10 рядный шаровой подшипник. В верхней секции - гидравлическая нагрузка. В нижней секции - гидравлическая нагрузка + нагрузка на долото. Система гидродинамического торможения состоит из статоров и роторов, лопатки, которые имеют одинаковый угол наклона относительно плоскости, перпендикулярной оси вала турбин. Эти турбины подбирают некоторый момент, тем больше, чем выше скорость вращения турбины. Турбины с гидроторможением вала. А9ГТ - 240, А7ГТ -195, А6ГТ - 164. Турбобуры с наклонной линией давления, а также с системой гидродинамического торможения А9Ш, А7Ш, А9ГТШ, АГТШ, А6ПШ (осевая опора расположения в отдельном шпинделе, как у ЗТСШ). Турбобуры для бурения с отбором керна. Колонковое турбодолото КТД3 аналогична Т12М3 и отличается наличие полого двигателя, в котором размещена колонковая труба - грунтоноска. Посадка грунтоноски осуществляется по конусной поверхности в опоре, закрепленной в корпусе. Грунтоноска прижимается к опоре гидравлическим усилением от перепада давления в турбине и долоте. Силы трения предотвращают вращение. Грунтоноска с керном поднимается на поверхность без извлечения долота из скважины. Верхняя часть грунтоноски имеет бурт для захвата специальным шлипсом, спускаемым в скважину на канате от дополнительной лебедки. КТД3-172 диаметр керна 33 мм. КТД3-255 диаметр керна 50 мм. Для керна увеличенного диаметра КТД4 (за счет увеличения диаметра вала). Повышенный крутящий момент (увеличивает кольцо ступеней турбин). Расположение пяты в нижней части вала. Регулируемая по длине грунтоноска. КТ3-240-265/48; КТД4-195-214/60; КТД4М-172-190/40 - 4 м в диосекционных. КТД4С-172-190/40 - двухсекционный, увеличен вращающий момент, увеличена длина керна-приема до 7 м. Конструкция аналогична ТС55, 2 секции. Осевая опора в нижней секции, воспринимает гидравлическую нагрузку обеих секций.

Соединение:

1. корпусы - переводники с конической резьбой.

2. валы - конусно-шлицевые муфты.

Конструктивные параметры турбины зависят от диаметральных размеров скважин, поэтому радиальные габариты прочной части являются весьма ограниченными. Турбина, выполняется многоступенчато, для обеспечения необходимых энергетических параметров. Все ступени турбины идентичны.

Шифр турбины.

числитель - число лопаток колеса; знаменатель - ширина лопаток (размер по оси двигателя); последнее число - диаметр турбобура.

Число лопаток статора и ротора одинаковы. Важное требование к конструкции колес - прочность в условиях выбранной нагрузки. Этим условиям удовлетворяет монолитная цельнолитая конструкция турбинного колеса. Большинство турбин имеют обод, повышающий механическую прочность лопаточного винца и уменьшающий утечки рабочей жидкости через радиальные зазоры. Величина осевого зазора турбины устанавливается с учетом возможного осевого перемещения роторов вместе с валом турбины в связи с: 1) износом осевой опоры; 2) возможностью деформации турбинных колес. Характеристика турбины зависит в первую очередь от его идеального веса. Высокое содержание абразива приводит к быстрому износу прочной части. Турбина рабочего двигателя является нерегулируемой, поэтому скорость вращения и крутящий момент на валу изменяется в широких пределах, определяемых величиной нагружения долота, непосредственно связанного с валом. Нагружения двигателя осуществляется путем создания осевого усиления на долото через с/с бурильных труб. Необходимо обеспечить достаточно широких межлопаточных каналов, уменьшающих возможность захламления турбин.

6. Режим работы турбобуров

Рабочая характеристика турбобуров - это зависимость момента сопротивления на валу, мощности, КПД и перепада давления от частоты вращения вала при постоянном расходе. Число оборотов достигает своего максимального значения, близкого к холостому, при расширении и проработке ствола скважины. При увеличении нагрузки на долото число оборотов турбины уменьшается, а вращающий момент турбины возрастает. Графические характеристики турбин и турбобуров представляет - зависимость крутящего момента, мощности, КПД и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины при режиме максимальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода nр = nхол/2. Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении МТ = 2МР, где:

МТ - тормозной момент; МР - вращающий момент при максимальной мощности.

Режим работы турбобура при максимальном КПД называется оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме (наибольшей мощности). В рабочей зоне достигается наибольшие значения механической скорости бурения. Характеристика турбин должна обеспечить высокие механические скорости бурения при сохранении достаточной износостойкости долота. Для определения типа турбины пользуются коэффициентом быстроходности ПS, численно равным величине оборотов турбины данного типа, которая при напоре Н=1 м развивает мощность 1 л/с.

ПS = П ON / H 4OH

N - мощность в л/с; П - число оборотов в минуту; Н - перепад напора в м., при максимальном КПД.

Мощность многоступенчатой турбины:

NT = (Q HT g / 75) h, где

Q - расход рабочей жидкости; HT - переход напора многоступенчатой турбины; g - удельный вес рабочей жидкости; h - КПД турбины.

Коэффициент быстроходности всей многоступенчатой турбины турбобура:

hST = ПS / K0.75

Основное уравнение турбины:

М = (Q g / g) r (C1И - C2И), где

М - величина вращающего момента, создаваемой турбиной; Q - расход жидкости через лопаточный аппарат; g - удельный вес жидкости; C1И и C2И - проекции абсолютной скорости входа и выхода потока в рабочем колесе на направление окружной скорости; r - радиусы входа и выхода потока жидкости в рабочем колесе.

7. Эксплуатация турбобуров

Во время погрузки, разгрузки и транспортировки турбобуров к месту работы должна быть обеспечена полная их сохранность. Турбобуры транспортируются отдельными секциями на специально оборудованных машинах - турбовозах. Разгружают турбобуры при помощи подъемного крана. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасывание их при разгрузки недопустимы, так как повреждаются корпус и вал (изгиб, вмятина и т.д.).Во избежание засорения турбины и повреждения резьбы турбобур транспортируются с предохранительными пробками и колпаками. Соединение секций в турбобуре. Соединение отдельных секций в турбобуров типа ТС, ТСШ, А7Н в один турбобур производят в следующем порядке:

1. На шейку корпуса нижней секции (для турбобура ТСШ - на шейку шпинделя) одевается хомут, секция подхватывается и устанавливается на стол ротора.

2. Вторая секция при помощи второго хомута поднимается на элеваторе над устанавливаемой на столе ротора нижней секцией (или шпинделем) и направляется так, чтобы её полумуфта вошла в полумуфту нижней секции. Затем корпуса соединяются по конической резьбе, при этом полумуфты валов входят в закрепление. Соединенная резьба секций закрепляется мощными ключами.

3. Соединенные секции приподнимаются над ротором хомут с нижней секции, снимается, а турбобур спускается и устанавливается на стол ротора на элеваторе второй секции.

Поступивший на буровой турбобур считается годным при следующих условиях:

1. Величина осевого люфта находится в пределах:

А) не более 2,0 мм - для турбобура с резинометаллической пятой;

Б) не более 0,4 мм - для турбобура с шаровой пятой.

2. Величина подъемного вала в верхних секциях находится в допустимых пределах. ТС5 - (7-9 мм), ТС4А - 4”(7-9 мм), А7Н (6…8 мм), 3ТСШ - (9-12 мм).

3. Турбобур легко запускается при давлении не выше 2 МПа.

4. Перепад давления в турбобуре соответствует рабочим характеристикам турбине приведенной в паспорте.

5. Все резьбовые соединения герметичны при производительности насосов, необходимой для работы турбобура.

Турбобур, находящийся в бурении, считается годным к дальнейшей работе при соблюдении следующих условий:

1. Осевой люфт не превышает 5 мм при резинометаллической пяте и 6 мм при шаровой опоре.

2. Запуск турбобура происходит при давлении, не превышающем первоначальное.

3. Отсутствие пропусков рабочей жидкости в резьбовых соединениях.

4. Резьбовые соединения свинчены до упора в торцы.

5. Величина натяга в цилиндрических резьбовых соединениях ниппеля и соединительного переводника не изменилась по сравнению с первоначальной.

6. Присоединительная резьба под долото в удовлетворительном состоянии.

Осевой люфт определяют следующим образом: вал турбобура опирают на стол ротора и у торца ниппеля на валу наносят риску, затем турбобур приподнимают и на валу точно также наносят вторичную риску. По расстоянию между рисками определяют величину осевого люфта.

Сборка турбобуров

Износ деталей упорного подшипника приводит к перемещению вала вместе с роторами относительно статоров. Уменьшение осевого зазора между роторами и статорами приводит к соприкосновению их между собой, быстрому износу лопаток турбины по высоте и к ухудшению рабочей характеристики турбобура и его остановке.

Подготовка деталей к сборке.

1. Прочистить валы и смазать машинным маслом УС-2.

2. Корпус и детали вала прочистить и смазать машинным маслом, а торцы в процессе сборки прорезать.

3. Резьбы прочистить, обезжирить, протереть насухо и перед закреплением смазать. Смазки: Р-2 ВТУ №НП-34-60; Р-416 с металлическим наполнителем свинцово-йодистая; молибденовую. Проверить натяг резьбовых соединений.

4. Провести контрольные замеры высоты роторов и статоров, 10 штук. Разница между 10 роторами и 10 статорами не должна превышать 0,2 мм.

5. Детали, собранные на валу, смазать снаружи насосной смазкой ТУ577-55. Допускается её разбавление касторовым маслом в соотношении 5:1.

Сборка турбобуров типа Т12М.

Вал турбобура укладывается на подставки, прочищают шпоночные канавки, пригоняют шпонки. На валу монтируется втулка нижней опоры, упор, ступени турбины, детали средних опор. Средние опоры распределяются равномерно между ступенями турбины. При сборке следят за величиной выхода ступицы ротора из диска статора, который должен быть в пределах осевого люфта. Между верхним статором и нижним подпятником устанавливают регулировочное кольцо. Затем монтируются детали упорного подшипника. Детали вала зажимают роторной гайкой. Надевают колпак, затем её закрепляют контргайкой. Переводник корпуса турбобура и переводник вала крепят до упора в торец так же, как и в замковых соединениях бурильных труб.

Правильность сборки:

1. натяг ниппеля от 5 до 20 мм.

2. осевой люфт турбобура не более 2 мм.

Регулировочное кольцо.

Турбобуры Т12М, Т32, КТД, укороченные и нижние секции секционных турбобуров: регулировочное кольцо расположено в корпусе или на валу между подпятником и турбиной. Секционные турбобуры: регулировочное кольцо расположено на валу или корпусе между соединительным переводником и турбиной.

Регулировочное кольцо резьбы.

Турбобуры Т32, ТС5Б, ТС6, 3ТС5А-8”. Закрепление системы статоров в корпусе производится конической резьбой типа замковая. Определение высоты регулировочного кольца:

a) При помощи специального приспособления, состоящего из регулировочного переводника и упорного винта, система статоров снимается в корпусе с усилием, соответствующим моментом.

b) После проверки легкость вращения с моментом 10-15 кг.м. вала и осевой люфт турбины: 7…10 мм от модели.

c) Замеряют размер Б, разбирают приспособление и вычисляют размер k.

d) Определяют высоту Н регулированного кольца резьбы Н=k-l, где l - длина конусной резьбы.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Описание устройства и принципа действия двигателей постоянного тока. Коэффициент полезного действия, рабочие и механические характеристики. Анализ основных качеств: пусковой, тормозной и перегрузочный момент, быстродействие и регулируемость вращения.

реферат , добавлен 11.12.2010


Назначение, технические характеристики и устройство измерительных трансформаторов напряжения. Описание принципа действия трансформаторов напряжения и способов их технического обслуживания. Техника безопасности при ремонте и обслуживании трансформаторов.

контрольная работа , добавлен 27.02.2015


Режим электромагнитного тормоза асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором (противовключение): механические характеристики режима динамического торможения, принципа действия схемы торможения АД: порядок ее работы и назначение органов управления.

лабораторная работа , добавлен 01.12.2011


Назначение, классификация и маркировка дизельных электростанций, их устройство и комплектация. Требования к обслуживающему персоналу. Подготовка электроагрегата к работе, пуск и остановка. Наблюдение за работой ДЭС. Указания по технике безопасности.

реферат , добавлен 25.01.2011


Основные сведения о конструкциях трансформаторов тока. Устройство, режим работы и принципы действия различных типов трансформаторов тока. Основные параметры и характеристики отдельных конструкций, а также их применение, классификация и назначение.

реферат , добавлен 08.02.2011


Элегазовое комплектное распределительное устройство электроэнергии, его характеристики. Конструкции основных элементов устройства в элегазовых ячейках с двумя системами сборных шин в трех различных типоисполнений. Общий вид трансформатора напряжения.

презентация , добавлен 20.07.2015


Описание структуры и тепловой схемы теплоэлектроцентрали, турбоагрегата и тепловой схемы энергоблока, конденсационной установки, масляной системы. Энергетическая характеристика и расход пара на турбину. Принцип работы котла и топочного устройства.

отчет по практике , добавлен 25.04.2013


Особенности паровой турбины как теплового двигателя неперерывного действия. История создания двигателя, принцип действия. Характеристики работоспособности паровой турбины, ее преимущества и недостатки, область применения, экологическое воздействие.

презентация , добавлен 18.05.2011


Технические характеристики и основные преимущества элегазового комплектного распределительного устройства. Общий вид конструкции основных элементов. Трансформатор напряжения для элегазовой ячейки. Конструкция элегазового ограничителя перенапряжений.

презентация , добавлен 07.11.2013


Классификация и конструкции электросчетчиков. Общий вид трехфазного электронного счетчика CE 302. Назначение и описание средства измерений; требования безопасности. Технические параметры: устройство и работа счетчика, проверка и текущий ремонт прибора.

В июне нынешнего года исполняется 120 лет изобретению, которое еще на рубеже XIX-XX веков при благоприятном стечении обстоятельств могло обеспечить российской нефтяной промышленности мощный технологический рывок. В 1895 году департамент торговли и промышленности Министерства финансов выдал инженеру-технологу Кузьме Симченко привилегию № 5892 «на систему бурения кругловращательными машинами», где основу составлял ротационный гидравлический забойный двигатель. Однако внедрение этой инновационной идеи в буровое дело последовало только через несколько десятилетий — и уже в рамках нового государства, Советского Союза

Роторный гамбит

Внедрение технологии механического роторного бурения, при котором вращение долота вместе со всей колонной бурильных труб осуществлялось станком с поверхности, стало одним из знаковых событий на этапе промышленного переворота в нефтяной промышленности в начале ХХ века. До этого наиболее распространенным методом был ударно-канатный. Впервые новую технологию применили американские бурильщики на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году, а его производительность удалось существенно повысить после изобретения спустя семь лет (также в Штатах) шарошечного долота.

В России впервые роторное бурение было применено на Апшеронском полуострове в 1911 году, когда подрядчик фон Габер использовал на промысле в Сураханах два станка производства американской Oil Well Supply Co. Они представляли собой несложные механические устройства, в которых осевое усилие создавалось дифференциально-винтовыми, цепными и рычажными системами от парового двигателя. Высокая производительность нового оборудования произвела впечатление на русских нефтепромышленников, и этому примеру последовали инженеры лидера российской нефтяной промышленности «Товарищества нефтяного производства братьев Нобель», закупившие в США несколько роторных буровых станков, чуть позже к процессу подключились «Каспийско-Черноморское нефтепромышленное и торговое общество», подрядная фирма «Молот» и другие.

В 1913 году на промыслах Апшеронского полуострова работало 20 роторных станков

В 1913 году на промыслах Апшеронского полуострова работало уже 20 роторных станков. Однако вскоре выявились и недостатки этого способа бурения, проявлявшиеся на больших глубинах. Главная проблема — большое отклонение ствола скважины от вертикали, в связи с чем обсадные колонны часто не доходили до проектной глубины. Это заметно приостановило развитие направления.

С установлением советской власти и национализацией отрасли в стране началась реализация госпрограммы технического перевооружения нефтяной промышленности. К 1929 году роторное бурение стало бесспорным лидером: 86,7% применения на Апшеронском полуострове и 73,2% — в Грозненском районе. Буровые станки уже оснащались гидравлической подачей и системами плавного регулирования частоты вращения. Изменения в конструкции оборудования и технологии бурения привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ. Однако параллельно с массовым внедрением роторного бурения на советских нефтяных промыслах начались испытания еще более прогрессивного способа бурения скважин, призванного стать открытием новой эпохи в развитии нефтяной промышленности. Ведущая роль в этом процессе принадлежала талантливому российскому инженеру-механику Матвею Капелюшникову.

Турбобур инженера Капелюшникова

Матвей Капелюшников окончил механическое отделение Томского технологического института в 1914 году и был приглашен на работу в британскую компанию «Бакинское общество русской нефти» на Апшеронском полуострове. Уже после национализации нефтяной промышленности, в начале 1922 года инженер Капелюшников был назначен заместителем начальника Технического бюро объединения «Азнефть», и с того времени основным направлением его деятельности стало совершенствование буровой техники. Занявшись исследованием проблем роторного бурения, вскоре он весьма точно определил существенный недостаток этого способа: при значительной длине масса колонны бурильных труб внушительна, и всю эту тяжесть двигатель-ротор, находящийся на поверхности, должен вращать только для того, чтобы сообщить движение небольшому долоту, разрушающему породу на большой глубине. Таким образом, на полезную работу идет лишь малая часть энергии, а большая пропадает бесполезно. Вращаются сами трубы, при этом их наружные стенки истираются от породы, а внутренние повреждаются песком, всегда имеющимся в глинистом буровом растворе, конструкция быстро изнашивается, ломается, скручивается и требует частой замены. Выходом из технологического тупика стала бы разработка надежного и высокопроизводительного забойного двигателя. То есть применение на практике идеи Кузьмы Симченко.

Матвей Алкунович Капелюшников

Советский ученый, специалист в области нефтяной и горной механики, добычи и переработки нефти

Турбобур конструкции Капелюшникова

Напряженная работа инженера Капелюшникова и его помощников Семена Волоха и Николая Корнева принесла необходимый результат: впервые в мировой инженерной практике была успешно решена задача создания работоспособного забойного двигателя — редукторного турбобура. Первая опытная конструкция весила около тонны. В цилиндрическом кожухе помещался двигатель — одноступенчатая турбина, приводимая в движение глинистым раствором, накачиваемым насосом через полости бурильных труб. Она была соединена с долотом через зубчатый редуктор, при помощи которого уменьшалось число оборотов долота.

Первую в мире скважину с использованием нового метода пробурили в 1924 году на Сураханском промысле — ее глубина составила около 600 м. Преимущества турбобура стали очевидны практически сразу: при бурении вращается только долото, а тяжелая колонна труб лишь перемещается вдоль скважины по мере ее углубления. Что, соответственно, значительно сокращает количество аварий, особенно при работе на больших глубинах. Сообщение о выдаче патента «на изобретение гидравлического аппарата для бурения скважин вращательным способом при неподвижных трубах» на имя инженера Матвея Капелюшникова было опубликовано в центральной печати 31 августа 1925 года с указанием, что действие патента распространялось от 15 сентября 1924 года на 15 лет.

Изобретение турбобура в СССР вскоре привлекло пристальное внимание иностранного инженерного сообщества. В 1928 году американский журнал Petroleum пригласил Матвея Капелюшникова выступить с докладом о турбобуре на Международной выставке нефтяного оборудования в Талсе (штат Оклахома). В то же время крупные нефтяные компании Standard Oil Company of New York и Texaco Inc. обратились к руководству советской внешнеторговой организации «Амторг» с просьбой продемонстрировать работу турбобура Капелюшникова на американских нефтяных промыслах. Пожелание заокеанских коллег было удовлетворено, и в США отправилась советская буровая бригада во главе с инженером Капелюшниковым и с двумя турбобурами редукторного типа. Показательное турбинное бурение скважины прошло недалеко от городка Эрлсборо, на промысле компании Texas Oil Co. В одних и тех же условиях, на глубине около 700 м, при подаче глинистого раствора 16,5 л в секунду турбобур показал скорость бурения на 60% выше, чем роторный станок, потребляя втрое меньше энергии.

Результаты работы буровой бригады инженера Капелюшникова на американских нефтяных промыслах произвели большое впечатление на мировое деловое и инженерное сообщество, и вскоре ряд зарубежных фирм предложил советским торговым представителям и непосредственно Матвею Капелюшникову продать лицензию на турбобур. Однако советское правительство предпочло самостоятельно совершенствовать технологию, оставляя за собой право исключительного пользования. Правда, вскоре работа зашла в тупик.

Шумиловский прорыв

Главным недостатком турбобура конструкции Капелюшникова было ограничение эффективной работоспособности оборудования всего несколькими часами, и средняя коммерческая скорость турбинного бурения значительно отставала от роторного бурения в тех же условиях. Высокая скорость течения бурового раствора между лопатками турбины вызывала интенсивный эрозионный износ ее проточной части. Низкой была и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Его трущиеся части от большого удельного давления и попадания глинистого раствора в картер двигателя сильно изнашивались, и их приходилось менять очень часто. Наработка на отказ турбобура в среднем не превышала 10 часов. Поэтому первый турбобур по основным технико-экономическим показателям все же уступал доминировавшему в то время роторному способу бурения.

Петр Павлович Шумилов

Советский ученый,
ученый-нефтяник, изобретатель, педагог

Успешная проходка скважины в бухте Ильича (Баку) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения

Несовершенство оборудования привело к тому, что к началу 1930-х годов в СССР турбинное бурение стало терять сторонников среди практиков-буровиков и инженеров. Способствовал этому и очевидный прогресс в роторном бурении, которое благодаря применению мощных насосов, модернизации долот РХ («рыбий хвост») с наплавками из твердых сплавов существенно улучшило основные технико-экономические показатели. Изменить положение дел мог только технический прорыв. Этот прорыв обеспечила в первую очередь творческая группа специалистов Государственного исследовательского нефтяного института (ГИНИ) под руководством Петра Шумилова. Выпускника физико-механического факультета МГУ Шумилова сразу после получения им диплома, в 1928 году, на работу в ГИНИ пригласил академик Иван Губкин. Молодой инженер быстро прошел путь от научного сотрудника до заведующего отделом промысловой механики. В начале 30-х годов ХХ века Петр Шумилов принял активное участие в написании первого полного курса нефтяной гидравлики, который на долгие годы стал базовым учебником для специалистов-нефтяников. В этот же период он занялся главным делом жизни — созданием многоступенчатого турбобура.

Проанализировав работу турбобура Капелюшникова, Петр Шумилов пришел к принципиально новому в нефтяном машиностроении решению — применению многоступенчатой аксиальной турбины. На основании оригинальных теоретических исследований ученый разработал основные принципы теории безредукторного турбобура с многоступенчатой осевой гидравлической турбиной. Результаты этой работы стали основанием для создания в Баку «Экспериментальной конторы турбинного бурения» (ЭКТБ) во главе с самим автором новых подходов.

Реализацию концепции турбинного бурения Петр Шумилов видел в обеспечении максимальной мощности на долоте — забое. Итогом масштабной работы стала разработка конструкции многоступенчатого безредукторного турбобура Т6-150, первое испытание которого состоялось в 1935 году на Апшеронском полуострове на нефтепромысле имени Кагановича. Идеальной конструкция сразу не получилась: например, не была решена проблема надежности бурового долота на повышенных частотах вращения, необходимо было также решить ряд технологических задач, связанных и с режимами бурения, и с промышленным производством турбобура.

1. Проходка с морского основания
2. Разбуривание морского нефтяного месторождения с берега
3. Отклонение ствола скважины от сбросовой зоны (зоны разрыва) по направлению к нефтеносному участку
4. Проходка наклонной скважины, когда забой будет расположен под учаском, недоступным для монтажа буровой установки
5. Бурение на нефтяные пласты моноклинального типа
6. Бурение вспомогательной наклонной скважины для ликвидации пожара или открытого фонтана
7. Уход в сторону при аварии
8. Проходка наклонных скважин в районе замывания соляного купола
н нефть; в вода; г газ; с соль

В 1940 году коллектив ЭКТБ создал опытный образец турбобура Т10-100 с новой многоступенчатой турбиной, оснащенной одноярусным редуктором усиленного типа, обеспечивающим необходимое для бурения число оборотов непосредственно на валу. К началу Великой Отечественной войны турбобурами ЭКТБ было пробурено несколько опытных скважин на промыслах Азербайджана, Башкирии, Бугуруслана, что позволило найти технические решения, существенно повышающие надежность оборудования, оптимизирующие технологии его изготовления.

Пермский машиностроительный завод в 1950-е был одним из центров серийного производства турбобуров

В 1942 году Петру Шумилову и трем его соратникам была присуждена Сталинская премия «за изобретение многоступенчатой гидравлической турбины для бурения глубоких скважин». Этот год стал последним годом жизни ученого — он погиб на полигоне во время испытания нового типа противотанкового оружия. В 1943 году вышло посмертное издание Петра Шумилова «Теоретические основы турбинного бурения», по существу, подтвердившее наступление нового этапа становления турбинного бурения — теперь уже как самостоятельной области знания со своей научной базой, принципами конструирования, специфическими задачами и возможностями.

Дело Петра Шумилова достойно продолжили специалисты «Экспериментальной конторы турбинного бурения». В годы Великой Отечественной войны ЭКТБ было эвакуировано из Баку в Молотовскую (Пермскую) область. Здесь и произошло важное событие в истории отечественного бурового дела. На Краснокамском нефтяном месторождении под руководством главного инженера конторы Степана Аликина была разработана и успешно внедрена в производство технология наклонно-направленного турбинного бурения. Сложность бурения наклонных скважин на месторождении определялась необходимостью получать отклонение забоя на 400 м и более при глубинах скважин около 1 тыс. м, причем максимальная кривизна ствола пробуренных скважин должна была составлять 32-34°. В 1943 году 90% всех скважин в Прикамье были пробурены наклонно-направленным способом, что позволило уже в первом квартале года увеличить добычу нефти на 31%, повысить интенсивность бурения на 40%, производительность труда — на 24%. Успешный опыт наклонно-направленного турбинного бурения дал возможность пермским нефтяникам впервые в мире начать промышленное внедрение кустового бурения. При этом методе на одной площадке бурилось несколько наклонных скважин, забои которых направлялись в разные точки нефтяного пласта. Убедительный пример пермских нефтяников положил начало активному применению наклонно-направленного бурения в других районах «Второго Баку», что также решало и одну из серьезнейших проблем, замедлявших нефтедобычу в стране, — дефицита обсадных труб.

На месторождениях «Второго Баку»

После окончания войны в процессе создания новой топливно-энергетической базы страны — «Второго Баку», — Татарская и Башкирская АССР, Куйбышевская и Пермская области стали районами массового применения турбинного бурения, одновременно с которым активно проводились мероприятия по форсированию режима работы. Все это позволило увеличить коммерческую и механическую скорости проходки в 4-5 раз и за 15 лет (с 1945-го по 1960-й) объем буровых работ в стране вырос с 927 тыс. м до 6,7 млн м. За это время доля турбинного бурения выросла с 23% до 87%. Локомотивом процесса развития технологии стал Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по бурению нефтяных и газовых скважин (ВНИИбурнефть), созданный 28 февраля 1953 года. С первых дней своего образования ВНИИбурнефть активно включился в освоение новых месторождений Волго-Уральской нефтегазовой провинции. Новым достижением ученых стало создание секционного турбобура ТС-1, состоящего из нескольких самостоятельных корпусов и валов с насаженными на них турбинами. Корпуса секций соединялись между собой при помощи замковой резьбы. Валы секции были взаимно связаны конусными фрикционными муфтами, что позволяло полностью передать гидравлическую нагрузку верхнего ротора на пяту нижней турбины. Испытания турбобура на месторождениях в Башкирской АССР продемонстрировали рост механической скорости бурения на 20% почти при той же проходке на долото. Причем в связи с уменьшением количества прокачиваемой жидкости энергетические затраты на 1 м проходки снижались до 40%.

Для бурения скважин малого диаметра в институте ВНИИбурнефть были спроектированы и изготовлены малогабаритные трехсекционные турбобуры ТС4. К этому же периоду относится разработка коротких турбобуров Т122М2К для направленного бурения, преимущества которых быстро оценили нефтяники.

В 1957 году ВНИИБУРнефть был переименован во Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (ВНИИБТ), в институте появились два крупных научно-конструкторских подразделения — «Отдел турбобуров» и «Лаборатория высокомоментных турбобуров». Опытные образцы новых турбобуров изготавливались на «Экспериментальном заводе ВНИИБТ» в подмосковных Люберцах и «Опытном заводе ВНИИБТ» в Котово Волгоградской области. Серийным производством турбобуров, в свою очередь, занимались Кунгурский, Пермский и Павловский машиностроительные заводы в Пермской области. Качество, надежность и высокую производительность советских турбобуров по достоинству оценило и международное сообщество буровиков. В 1958 году на Брюссельской международной выставке турбобур ТС4-5 был удостоен серебряной медали. Вскоре лицензии на изготовление и применение нескольких типов турбобуров были проданы в США, Канаду, Великобританию, Францию, ФРГ, Бельгию, Японию.

В Сибирь

В начале 1960-х годов началось создание новой топливно-энергетической базы Советского Союза в Западной Сибири. Уже к 1970 году на территории Тюменской области было открыто более 80 нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений. Среди них были и крупнейшие в мире: Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское нефтяные месторождения, и Уренгойское, Медвежье, Заполярное — газовые. В крайне тяжелых природных и климатических условиях региона работать обычными методами было крайне сложно, а порой и невозможно. Начался поиск качественно новых подходов к эксплуатации техники, технологии, организации производства. Значимое место в этом процессе заняло и турбинное бурение. Например, в 1970 году бригада бурового мастера Михаила Сергеева, применяя форсированный режим при турбинном бурении, пробурила эксплуатационную скважину глубиной 1500 м с коммерческой скоростью 20 081 м/ст. — мес., что превысило средний показатель по Главтюменнефтегазу почти в семь раз.

14 апреля 1971 году в Западной Сибири впервые в стране было создано специализированное буровое объединение «ЗапСиббурнефть», что дало новый импульс развитию нефтедобычи в регионе. В числе основных направлений работы предприятия значилось и внедрение горизонтального и разветвтленно-горизонтального бурения с использованием турбобуров.

К этому времени в ВНИИБТ впервые в мире был разработан и испытан винтовой забойный двигатель, в котором в качестве рабочих органов был использован многозаходный винтовой героторный механизм. Свое применение в Западной Сибири и в других регионах нашли и секционные шпиндельные турбобуры 3ТСШ. Важная особенность их конструкции — принцип унификации, предусматривающий возможность использования в турбобуре турбин и опор любого типа соответствующего габаритного размера. Кроме того, в ВНИИБТ были разработаны турбобуры с высоколитражными турбинами точного литья 3ТСШ1-195 ТЛ, которые стали основным техническим средством, позволившим в СССР достичь наивысших скоростных показателей бурения скважин.

В 1980-е годы совершенствование техники и технологии турбинного бурения привело к появлению ряда новых направлений в конструировании турбобуров и соответствующих им технических средств. В целом к началу 90-х годов ХХ века в СССР с помощью турбинного бурения проходилось более 32 млн м скважин в год. Да и сейчас в России более 75% объема бурения ведется именно турбобуром.