Причины возникновения продольных колебаний долота и их влияние на показатели процесса бурения. Типы и конструктивные особенности турбобуров

Гидравлические забойные двигатели типа турбобур – это основной элемент буровых установок. Характеристика турбобура влияет на множество факторов, которые определяют функциональную мощность всей добывающей конструкции. Это обусловлено тем, что именно к валу турбины и присоединяется долото.

Устройство турбобура: описание

Данный гидравлический забойный двигатель представляет собой достаточно сложную и компактную конструкцию, которая обеспечивает работу добывающие установки, а именно – функционирование долота.

Сам турбобур можно разделить на следующие элементы:

турбинный вал;
опора осевая и радиальная;
статоры.

Различают две группы деталей: вращающиеся и не вращающиеся.

К не вращающейся группе относятся:

Переводник. С его помощью бурильная колонна присоединяется к турбобуру.
Цилиндрический корпус. Является основой всего комплекса.
Кольца пяты. Функциональный элемент.
Диска статора. Через его окна буровая жидкость попадает внутрь.
Средняя опора. Обеспечивает поддержку отдельных элементов.
Ниппель. Обеспечивает фиксацию деталей внутри корпуса.

К вращающейся группе относятся:

диски ротора;
пяты.

В основе функционирования оборудования для бурения лежат идентичные ступени гидравлического вида, элементами которых являются:

направляющий элемент – неподвижный статор;
рабочее колесо – подвижный ротор.

Статорные колеса крепко зафиксированы в корпусе, а роторные – непосредственно на турбинном валу. В подавляющем большинстве ситуаций, на нижний конец турбобура навинчивается долото, а верхний подсоединяется к бурильным трубам с помощью резьбы.

В идеальном варианте, конструкция турбобура должна:

обеспечивать достаточны крутящий момент;
стабильно работать при низкочастотном вращении;
иметь постоянную энергетическую характеристику;
быть независимым от свойств бурового раствора.

Несмотря на конкретные требования, на данный момент не существует модели двигателя, который бы полностью им удовлетворял.

При выборе следует учитывать конкретные условия, при которых будет осуществляться бурение – это позволит подобрать оптимальный вариант среди всех доступных моделей

Они различаются как по наклону лопаток, так и по особенностям циркулирования промывочной жидкости и ряду других функциональных характеристик. Также следует учитывать особенности выбранного долота.

Принцип работы турбобура: основные моменты

В основе функционирования турбобура лежит давление потока жидкости. Именно за счет неё возможно эффективное бурение. Она, под воздействием давления, постепенно проходит через все ступени турбобура, тем самым создавая рабочий реактивный момент. На этом и базируется принцип работы.

Через бурильную колонну сам поток попадает на I ступень турбобура. Направление данной жидкости задается посредством статора. Именно в нем происходит формирование закрутки и достигается заданная скорость. Механическая энергия преобразуется из кинетической в роторе, и используется для непосредственного вращения вала.

Вышеперечисленные детали являют собой составляющие ступеней двигателя. Система, в которую входят статоры, подпятников и опор промежуточного типа, фиксируется с помощью ниппеля с повышенным осевым усилием. За счет этого на торцах элементов создается сила трения, которые и удерживают детали в неподвижном состоянии. Охлаждение подпятников обеспечивается за счет постоянно поступающей жидкостью, которая проходит через верхнюю часть турбобура, а именно – проходит через подпятниковые дисковые окна.

Жидкость промывочная поступает непосредственно в двигатель гидравлический, и только после этого – в нижележащую валовую полость.

Ниппель – это опора радиального вида для двигателя. По этой причине внутренняя площадь полностью покрыта резиной.

Бурение турбобуром: основные сведения

Турбобуры применяются для бурения скважин. Данная процедура подразумевает несколько процессов:

спуск турбобура;
опускание долота;
обеспечение циркуляции жидкости промывочной;
корректировка забойной нагрузки.

За счет изменения забойной нагрузки, а также постоянного удерживания допустимого давления в системе циркуляции трубопровода, в турбобуре поддерживается стабильный перепад. Он подстраивается таким образом, чтобы соответствовать установленной частот вращения. Именно она и определяет мощность, которую и развивает турбобур.

Устройство турбобура способствует обеспечению достаточной вариативности относительно частоты вращения. Сама конструкция содержит турбобур с долотом, который устанавливается на колонну бурильной трубы, а также снабжен:

спуско-подъемным устройством;
аппаратом для обеспечения циркуляции жидкости;
аппаратурой, фиксирующей её давление;
автомат подачи буро-инструмента.

Последние два программно связаны между собой, так что при указанном расходе жидкости для промывки поддерживается максимально возможное давление.

Система бурения располагается над местом будущей скважины. Исходя из геологического исследования и прогнозов относительно особенностей почв, подбирается конкретный вид долота. Если грунт состоит из нескольких слоев, то скважина создается с помощью долот нескольких видов.

В зависимости от глубины забоя, процесс может приостанавливаться для монтажа специальных труб – они препятствуют обрушению грунта со стенок скважны.

Турбобур может использоваться в различных климатических условиях, и является универсальным двигателем, обеспечивая надежную работу и высокую эффективность.

Последнее возможно при ответственном подходе к процессу оптимизации режимов отработки.

Турбинный принцип работы гораздо более производительный, чем роторный, а показатели крутящего момента не зависит от глубины забоя, свойств горных пород или режимов бурения.

Во время бурения управляющему узлу (человеку или автомату) после доведения до забоя необходимо производить нагрузку на долото до тех пор, пока на выбросе насоса давление стабильно повышается.

Турбобур в действии

По конструкции турбобуры делятся на односекционные, многосекционные, высокомоментные, редукторные, шпиндельные и укороченные.

Односекционные турбобуры Т12МЗ (рис. XIII.5) изготовляют диаметрами 240, 212, 195 и 172 мм с числом ступеней 100-120, собранных в одном корпусе. Они снабжены резинометаллической пятой, расположенной в верхней части. Резиновые подпятники выполняются либо приваренными к металлическим дискам, либо в виде сменных резиновых вкладышей.

Для ориентированного искривления при бурении наклонных скважин применяют более короткие односекционные турбобуры с числом ступеней 30-60.

Рис.5. Односекционный турбобур.

1-вал; 2-втулка ниппеля; 3-шпонка; 4-упорная; 5, 10, 11-регулировочные кольца, 6-ротор; 7-статор; 8, 9-радиальная опора; 12, 13-диск и кольцо пяты; 14-подпятник; 15-гайка ротора; 16-колпак; 17-контргайка; 18-корпус; 19-втулка; 20, 22-переводники; 21-ниппель.

Многосекционные турбобуры типа ТС (рис.6) состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых собирается в отдельном корпусе вместе со своим валом и имеет

100 и более ступеней. Валы секций соединяются конусно-шлицевыми муфтами при свинчивании корпусов секций. Свинчиваются секции в вертикальном положении на буровой над устьем скважины.

У секционного турбобура одна общая осевая опора располагается в нижней секции. Конструкция резинометаллической пяты такая, как и у односекционных турбобуров. Конструктивно нижняя секция отличается от односекционного турбобура тем,что корпус в верхней части снабжен переводником с конической резьбой, а на верхней части вала имеется соединительная полумуфта. Положение роторов относительно статоров регулируется с помощью кольца, установленного между турбиной и осевой пятой.

Статоры в корпусе закрепляются с помощью ниппеля. У турбобуров ТС5Б-9", ЗТС5Б-9", ТС4А-5", ТС4А-4" ниппель имеет цилиндрическую резьбу. Секционные турбобуры других типов имеют коническую соединительную резьбу. Для создания необходимого натяга для сжатия статоров применяют регулировочные кольца.

В средних и верхних секциях турбобуров нет осевых пят. Положение вала с роторами относительно корпуса со статорами определяется регулировочнымкольцом,устанавливаемым между соединительным переводником и дисками статора.

Крепления статоров в корпусах верхней и средних секций осуществляется затяжкой конического резьбового соединения через регулировочные кольца. В турбобурах ТС4А-5" И ТС4А-4" применяется цилиндрическая резьба.

Рис. 7.Шпиндельный турбобур.

1-вал; 2-корпус;

3, 4-радиальные опоры;

5-подпятник; 6-диск пяты;

7, 8-гайка и контргайка;

9-нижняя полумуфта; 10-переводник.

Шпиндельный турбобур (рис.7) был разработан с целью уменьшения потерь бурового раствора через нижний подшипник – ниппель- при бурении с гидромониторными долотами, для которых необходимо большое давление раствора при выходе его из вала турбобура, для этого к нижней части турбобура присоединяется на резьбе отдельная секция- шпиндель, имеющая осевую пяту и радиальные подшипники, сконструированные так, чтобы снизить утечку раствора через зазоры между валом и подшипником корпуса.

Рис. 7 .Шпиндельный турбобур.

1-вал; 2-корпус; 3, 4-радиальные опоры; 5-подпятник; 6-диск пяты; 7, 8-гайка и контргайка; 9-нижняя полумуфта; 10-переводник.

Шпиндельные турбобуры изготовляют диаметрами 240, 195, 185, 172 и 164 мм. Шпиндель состоит из вала, укрепленного в корпусе на двух радиальных подшипниках. Для восприятия осевых нагрузок служит резинометаллическая пята, которая состоит из набора стальных дисков и резинометаллических подшипников, чередующихся между собой. Корпус шпинделя присоединяется к нижней турбинной секции через переводник, а вал через муфту так же, как секции соединяются между собой.

Турбобуры с предельными турбинами типа Л (рис.8) отличаются от ранее описанных тем, что их турбины имеют изменяющуюся характеристику при постоянном расходе жидкости. Эти турбины сконструированы так, что перепад давления на турбине уменьшается в зависимости от нагрузки на долото и изменяющегося при этом тормозного момента. В них использованы так называемые высокоциркулятивные турбины, постоянный перепад на которых поддерживается с помощью перепускного клапана, через который часть жидкости сбрасывается в затрубное пространство, минуя турбобур. Этим достигается стабильный режим работы турбины при переменном расходе жидкости.

Эти турбобуры отличаются от ранее описанных еще и тем, что в них вместо резинометаллических опор и подшипников применены шарикоподшипники. Пята этого турбобура расположена в нижней части и выполнена в виде десятирядного шарикоподшипника. Эти подшипники работают в среде бурового раствора, поэтому для предохранения подшипника от попадания в него крупных абразивных частиц установлены защитные сальники. Турбины расположены в верхней части с промежуточными шариковыми радиальными подшипниками, через которые протекает буровой раствор. Подшипники применяют без сепараторной конструкции.

Крепление турбин, корпусов и соединение валов аналогично описанным выше. Конечно, работоспособность шарикоподшипников в среде бурового раствора небольшая, так как происходит их сильный абразивный износ.

Турбобуры типа А изготовляют диаметрами 240, 195 и 164 мм следующих шифров; А9К5Са, А7Н4С и А6КЗС с числом ступеней до 240. В нижней секции устанавливают ПОступеней, а остальные - в верхней.

Для улучшения условий работы долота и обеспечения повышенного крутящего момента при увеличении нагрузки на долото при бурении турбобуры типа А7Н могут использоваться с редукционным клапаном, устанавливаемым непосредственно над турбобуром или на некотором расстоянии от него.

Рис.8 .Турбобуры с предельными турбинами типа Л.

I, II- нижняя и верхняя секции; 1-вал; 2-упор; 3-ниппель;4-упорно-радиальный шарикоподшипник; 5-торцовый сальник; 6, 7-втулки; 8-ротор; 9-статор; 10-шаоиковые опоры; 11-гайки; 12-колпак; 13-контргайки; 14-полумуфты; 15-корпус; 16, 17-переводники.

Клапанная перепускная приставка (рис.9) имеет обратный клапан, к которому пружиной прижата втулка. При уменьшении разности давления под клапаном и над клапаном втулка перемещается вниз и открывает боковое отверстие Л, сообщая внутреннюю полость труб с затрубным пространством. Если разности давлений нет, то втулка под действием нижней пружины поднимается вверх, перекрывает боковое отверстие, и весь буровой раствор поступает в турбобур.

Эти приставки могут работать при применении двигателей привода буровых насосов с регулируемой частотой вращения. В этом случае по мере торможения долота снижается перепад на турбине, а следовательно, и мощность. Двигатели насосав автоматически увеличивают частоту вращения и подачу насосов, что ведет к повышению крутящего момента, развиваемого турбобуром.

Рис.9.Клапанная перепускная приставка.

1-корпус;

3-поршень;

4-пружины;

5-переводник;

6-хвостовик;

В результате широкого внедрения турбинного бурения потребовалось создать турбобуры, способные удовлетворить всему многообразию условий строительства скважин и обеспечить дальнейший рост технико-экономических показателей бурения. Накопленный значительный опыт применения турбобуров, изучение условий их эксплуатации и ремонта, а также конструкторские и исследовательские работы наряду с теоретической разработкой вопросов улучшения характеристики турбин, изучение влияния осевых зазоров на к. п. д. турбин и т. п. позволили создать нормальный ряд турбобуров, наиболее отвечающих повысившимся требованиям практики бурения.

Госник Часть1 (ТиТБНГС)

1. Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика «турбобур-долото-забой». Определение момента затяжки деталей…………………………………………….2

2. Устройство и принцип работы винтового забойного двигателя……………….3

3. Назначение и состав бурильной колонны. Типы и размеры труб. Материал для изготовления. Определение действующих нагрузок………………………………………..4

4. Резьбовые соединения элементов бурильной колонны. Контроль параметров, определение момента затяжки………………………………………………………………..6

5. Назначение, устройство и принцип работы ротора бурильной установки. Основные параметры………………………………………………………….........................7

6. Назначение, устройство и принцип работы бурового вертлюга. Основные параметры……………………………………………………………………………………...8

7. Талевая система буровой установки. Состав и назначение отдельных узлов, конструкция элементов. Правила эксплуатации…………………………………………...10

8. Буровая лебедка: назначение и параметры, классификация, кинематика и динамика……………………………………………………………………………………...11

9. Расчет рабочих параметров буровых лебедок и нагрузок, действующих на узлы……………………………………………………………………………………………13

10. Тормозная система буровых лебедок…………………………………………...14

11. Тахограмма подъема бурильного инструмента. Определение машинного времени………………………………………………………………………………………..16

12. Механизация спуско-подъемных операций (СПО). Оборудование и инструмент для СПО…………………………………………………………………………17

13. Инструмент для свинчивания и развинчивания бурильных труб…………….18

14. Система автомат спуско-подъема (АСП). Состав оборудования, общие принципы эксплуатации и обслуживания………………………………………………….19

15. Оборудование циркуляционной системы буровой установки. Функции и взаимосвязь…………………………………………………………………………………...20

16. Назначение, условия работы и классификация буровых насосов. Современные конструкции…………………………………………………………………………………..21

17. Расчет и выбор рабочих и конструктивных параметров бурового насоса. Регулирование режима работы……………………………………………………………...23

18. Элементы обвязки бурового насоса: назначение, особенности конструкции..26

19. Состав и схема расположения оборудования для очистки промывочной жидкости. Устройство и принцип работы гидроциклона…………………………………28

20. Силовой привод буровой установки. Характеристика и предъявляемые требования. Правила эксплуатации………………………………………………………....29

21. Система управления буровой установки. Управляющие и исполнительные механизмы…………………………………………………………………………………….30

22. Противовыбросовые оборудования. Система обвязки и работы узлов……...31

23. Буровые вышки: основные геометрические параметры и типы. Определение высоты и нагрузок……………………………………………………………………………33

24. Крупноблочные основания буровых установок, выбор основных параметров…………………………………………………………………………………....35

25. Классификация и основные параметры буровых установок. Способы передвижения. Устройство и работы движителей…………………………………………37

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

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

1 – вал; 2 – втулка нижней опоры; 3 – упор; 4 – ротор; 5 – статор; 6 – средняя опора; 7 – втулка средней опоры; 8 – подпятник; 9 – диск пяты; 10 – кольцо пяты; 11 – роторная гайка; 12 – колпак; 13 – контргайка; 14 – регулировочное кольцо.

Рисунок турбобур Т12М3.

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.

Характеристика турбобура

Графическая характеристика турбобура – зависимость мощности, момента, к.п.д. и перепада давления от частоты вращения ротора при постоянном расходе жидкости. Число оборотов турбины в режиме максимальной мощности равно половине числа оборотов холостого хода.

n P =n ХОЛ.ХОД /2

Вращающий момент турбины достигает максимальной величины при полном торможении, где М Р – вращающий момент при N МАХ

Оптимальный режим турбобура достигается при максимальном к.п.д.. Экстремальный режим при наибольшей мощности.

Момент затяжки статорной системы

М З = М Т +М Р, М Р – момент трения в резьбовой части ниппеля

М Р =Q З ×(d СР /2)×tg(j+r), Q З – осевое усилие затяжки

Q З = F×s СМ,

F – площадь торца ступицы статора или подпятника

s СМ – напряжение смятия на торцах ступицы статора или подпятника

d СР – средний диаметр резьбы ниппельной части турбобура

j - угол подъема витков

tgj = S/p×d СР, S – шаг резьбы.

j = arctg(S/p×d СР)

r - угол трения

f – коэффициент трения; r = arctg(f/cosb),

b - половина угла при вершине резьбы; М Т – момент трения на торце резьбового конца ниппеля

М Т = Q З ×f×r СР, r СР – средний радиус трения; r СР = (2/3)×((R 3 1 -R 3 2)/(R 2 1 -R 2 2))

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:

1. Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 смІ площади забоя.
2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с

для шарошечных и 7 - 10 с

для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.
4. обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.
5. Наработку на отказ не менее 300 ч.
6. Долговечность не менее 2000 ч.
7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.
8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.
9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.
10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.
11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.
12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.
13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.
14. Гашение вибраций бурильного инструмента
15. 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.

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.

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

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 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.

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.

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.