ТУРБОБУР
забойный гидравлич.
двигатель для бурения глубоких скважин преим. на нефть и газ. На
первом этапе турбинного бурения (1924-34) применялся Т., изобретённый в
СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом.
В этом Т. высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту
через планетарный, заполненный маслом редуктор.
В 1935-50 применялся безредукторный
Т. с многоступенчатой турбиной, вал к-рой непосредственно вращает долото
(авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В
многоступенчатом Т. общий перепад давлений дифференцируется по ступеням
турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой
ступенью. Многоступенчатый Т.- машина открытого типа, вал его вращается
в радиальных и осевых резинометаллич. подшипниках, смазкой и охлаждающей
жидкостью для к-рых является циркулирующая промывочная жидкость - глинистый
раствор. Для получения макс. значений кпд лопатки турбины профилируют так,
чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины.
Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает
120, рабочие диаметры Т. для бурения глубоких и сверхглубоких скважин -164,
172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150
до 800- 1000 об/мин. Рабочий момент на валу Т. зависит от его диаметра
и составляет от 1 до 5-6 кнм (1 км = 0,1 кгсм). С 1950
для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные Т.,
в к-рых последовательно соединяются 2-3 секции турбин Т. с общим числом
ступеней 300-450 (рис. 1). Это позволило наряду с увеличением вращающего
момента снизить частоту вращения вала турбины до 300-400 об/мин
(для более эффективной работы шарошечных долот). В этих Т. шаровая осевая
опора вынесена в спец. шпиндель, присоединяемый к нижней секции Т.
Рис. 1. Секционный шпиндельный турбобур:
1 - статор турбины; 2 - ротор турбины; 3 - радиальный
резинометаллический подшипник; 4 - конусошлицевая муфта; 5 -
сальник;
б - многоступенчатая осевая опора; 7 - верхняя секция; 8 - нижняя
секция; 9 - шпиндель.
Рис. 2. Турбобур с разделённым потоком:
1
- верхняя секция; 2 - нижняя секция; 3 - низконапорная турбина;
4 - высоконапорная турбина; 5 - зона разделения потока.
В шпинделе имеются также радиальные
опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970
для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в Т. применяют ступени
гидродинамич. торможения, позволившие бурить при 150- 250 об/мин. С
нач. 70-х гг. внедряются Т. с независимой подвеской секции и с демпфирующими
устройствами, к-рые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают
условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны.
Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения
буровых насосов, начато применение Т. с разделённым потоком на нижней секции
(рис. 2), который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый
в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного
долота. При этом нижняя секция Т. работает на части потока, подаваемого
в скважину.
В разведочном бурении для отбора керна
в полом валу Т. размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях
борьбы с кривизной ствола скважины используют Т. с вращающимся корпусом.
Ведутся работы (1975) по созданию
комплексного инструмента "Т.- шарошечное долото", который позволит значительно
повысить частоту вращения долота.
Лит.: Иоаннесян Р. А., Основы
теории и техники турбинного бурения, М.- Л., 1953; loannesian R. A., Les
voix dernieres du develppement de la technique du forage a la turbine,
в кн.: Proceedings of the 7-th World petroleum congress, v. 3, Essex-Amst.-N.
Y., 1967; Jоannesian R. A., Joannesian Y. R., Gusman М. Т., Development
of deep well tur-bodrilling techniques, в кн.: Proceedings of the 8-th
World petroleum congress, v. 3, L., 1971. P. А. Иоаннесян.
А Б В Г Д Е Ё Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ъ Ы Ь Э Ю Я