Типы и конструктивные особенности турбобуров. Типы турбобуров

Отечественной промышленностью освоено производство турбобуров следующих типов.

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

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

С плавающими статорами типа ТПС.

С независимой подвеской валов секций типа ТНБ.

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

Редукторные турбобуры типов ТР, ТРМ и ТСМ.

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

Турбинные отклонители типа ТО.

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

Шпиндель-отклонитель типа ШО1.

Турбодолота колонковые типа КТД для отбора керна.

Керноотборное устройство типа УКТ.

Турбинные забойные двигатели выпускаются с турбинами:

металлическими цельнолитыми отливкой в землю;

металлическими составными точного литья (ТЛ);

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

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

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

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

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

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

Рисунок 4.2 – Турбобур типа Т12М3Б-240:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

21 – корпус; 22 – переводник корпуса

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Применение редукторного турбобура позволяет изменять мощность, момент силы и частоту вращения выходного вала забойного двигателя непосредственно на строящейся скважине путем изменения числа секций турбин, смены или последовательного соединения нескольких редукторов с различными передаточными числами. Этим обеспечиваются оптимальные режимы работы долот всех типов и серий при сниженных расходах бурового раствора.

Турбобур (рис.2) представляет собой забойный гидравли­ческий агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который закачивают в бурильную колонну с поверхности насосами.

Турбобур состоит из двух групп деталей: вращающихся и не вращающихся. Невращающуюся группу деталей составляют переводник 1, при помощи которого турбобур соединяется с бу­рильной колонной, цилиндрический корпус 2 с кольцами пяты 4, дисками статора 6, средней опорой и ниппелем 8. К вращаю­щейся группе деталей относится вал 3 с насаженными на нем дисками роторов 7 и пяты 5, закрепленными на валу при по­мощи шпонки, гайки и контргайки. Нижняя часть вала имеет отверстие внутри и боковые каналы для протока раствора к до­лоту и снабжено резьбой, которой через переводник присоеди­няется долото.

Турбина состоит из большого числа ступеней (100-350). Каждая ступень (Рис.3.) представляет собой два диска с лопатками: один диск - ротор - укреплен на валу турбобура, второй - статор. 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 производит силовое воздействие на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повер­нуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закреплен­ный в корпусе диск статора - в другую сторону. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки ста­тора ниже расположенной ступени, где вновь происходят изме­нение направления потока жидкости и подача его на лопатки ротора этой ступени. На роторе второй ступени также возни­кают силы, создающие активный крутящий момент, и т. д.

Рис.3. Ступень турбины турбобура.

А-внешний вид; Б-схема ступени; 1-статор; 2-ротор; 3-лопатки статора; 4-обод статора; 5-лопатки ротора.

Жидкость, поступающая в турбобур, про­ходит через все его ступени и подводится к В зависимости от требований бурения применяют турбобуры диаметром от 127 до 220 мм с числом ступеней от 25 до 350 и более. При большем числе ступеней для удобства перевозки и монтажа турбобур выполняется из отдельных секций (до че­тырех) длиной 6-10 м каждая, соединяемых между собой на буровой в один агрегат перед спуском в скважину.

Диски ротора и статора отливают из стали, ковкого чугуна или комбинируют из пластмассовых (капроновых, полипропиле­новых) венцов и стальных ступиц ротора и ободов статора. Профили лопаток статора и ротора обычно являются зеркальным отображением.

В турбобурах диаметром 170 мм и менее при­меняют безободные диски.

Ротор фиксируется в статоре посредством радиально-осевого и радиальных резинометаллических подшипников скольжения. В односекционных турбобурах и первых (нижних) секциях сек­ционных турбобуров используется различное расположениеопор.

Опора-пята, через которую передается осевая нагрузка от бурильной колонны долоту, в зависимости от конструкции рас­полагается в верхней или нижней частях турбобура. Резинометаллическая пята состоит из нескольких ступеней (рис.4). Каждая ступень имеет подпятник, который пред­ставляет собой металлический обод / с резиновой облицовкой 2, укрепляемый в корпусе, и стальной диск 3, сидящий на валутурбобура.

Рис. 4. Резинометаллическая пята.

Эластичная резиновая облицовка одного из элементов пяты или подшипника обеспечивает его работу при смазке буровым раствором и распределяет нагрузку по поверхности трения. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимости от усло­вий эксплуатации имеют работоспособность в пределах 50-150 ч.

Пята, расположенная в верхней части турбобура, снабжа­ется каналами для протока раствора, а пята, расположенная в нижней части вала, не имеет каналов и служит лабиринтным уплотнением, препятствующим утечкам раствора в зазор между валом и ниппелем. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления в долотах без значительных утечек раствора через нижнее уплотнение. Валы верхних сек­ций имеют только радиальные опоры.

Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит для зажатия дисков статора. Резиновая обкладка ниппеля является одновременно нижней радиальной опорой и сальником, уплот­няющим зазор между корпусом и валом турбобура.

Валы секций соединяются с помощью конусных фрикцион­ных или шлицевых муфт. Последний тип, более сложный в из­готовлении, приспособлен к условиям сильной вибрационной нагрузки при бурении крепких пород. Шлицы предназначены для предотвращения проворота муфты.

Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный момент, создаваемый на лопатках дис­ков статора, суммируется на корпусе турбобура. Эти оба мо­мента- активный и реактивный - равны по величине и про­тивоположны по направлению. Реактивный момент через кор­пус турбобура передается соединенной с ним бурильной ко­лонне, а активный - долоту.

Характеристика турбобура

Наименование параметра	Значение
Тема статьи:	Характеристика турбобура
Рубрика (тематическая категория)	Спорт

Рабочая характеристика турбины турбобура определяется частотой вращения вала п, крутящим моментом М на его валу, развиваемой мощностью N , перепадом давления Dр и гидравлическим коэффициентом полезного действия η количеством бурового раствора Q , прокачиваемого через турбину. В процессе бурения вследствие изменения момента сопротивления на долоте и количества прокачиваемого раствора всœе параметры турбобура меняются.

Крутящий момент на валу турбины возникает в результате взаимодействия потока жидкости с лопатками статора и ротора, В расчетах принимают, что в каналах ротора и статора турбины жидкость движется цилиндрическими слоями и не влияет на другие слои в радиальном направлении. Течение жидкости в цилиндрическом слое рассматривается в теории турбин, разработанной в прошлом веке инженером Эйлером. Согласно этой теории, в проточной части турбины протекает бесчисленное число цилиндрических слоев жидкости, а в каждом слое имеется множество струек или линий тока жидкости. Скорости движения струек в каждом цилиндрическом слое различны как в радиальном, так и в окружном направлении.

Для упрощения расчетов принимают, что эквивалентная струйка имеет некоторую среднюю скорость, соответствующую усредненным параметрам жидкости на расчетном диаметре D ср лопаток турбобура.

Осевая скорость потока c z жидкости (в м/с) в любом поперечном сечении турбины вычисляется по уравнению расхода

с z = Q/F = Q/πD cp l , (4.1)

где Q - расход жидкости, м 3 /с; F - площадь поперечного сечения решетки турбины, м 2 ; l - радиальная длина лопаток, м.

Для обеспечения протекания жидкости через турбину с определœенной скоростью нужно на входе в турбину иметь напор, который расходуется как на полезную работу, так и на преодоление вредных сопротивлений.

В турбобурах применяются многоступенчатые аксиальные турбины с густой решеткой специфичной конструкции и в теории турбин общего назначения эти турбины не рассмотрены. В 1936 ᴦ. инженером П. П. Шумиловым впервые была рассмотрена теория этих турбин и была предложена циркулятивная теория аксиальных многоступенчатых турбин, что позволило правильно подойти к проектированию турбин для турбобуров с учетом условий их работы. На базе анализа степени циркулятивности (с и ) турбины была предложена методика выбора наиболее важного параметра турбобура - соотношения вращающего момента М и частоты вращения п при работе на оптимальном режиме, т. е. отношение М/п .

Построение специальной циркулятивной теории аксиальных турбин потребовало введения некоторых понятий и обозначений к ранее существовавшим в теории турбин. Для всœех величин, относящихся к месту входа потока жидкости в каналы ротора, принимаются индексы ʼʼ1 ʼʼ, а к месту выхода - индексы ʼʼ2 ʼʼ. Абсолютные скорости потока жидкости обозначаются буквой с , относительные w и переносные (окружные) и .

Рассмотрим изменение скоростей потока жидкости в лопастной системе многоступенчатой осœевой турбины турбобура. Абсолютная скорость потока с должна быть разложена на скорости в трех направлениях: осœевом с z , тангенциальном (окружном) и и радиальном. При этом так как размер лопастей турбин турбобуров мал по сравнению со средним диаметром турбины, можно пренебречь изменениями в потоке жидкости вдоль радиуса и рассмотреть планы скоростей по двум осям: на направлении переносной скорости и на цилиндрической поверхности со средним диаметром D ср и в осœевом направлении с z . На рис. 4.6. показаны планы скоростей в осœевой решетке лопастей турбины.

Окружная скорость на среднем диаметре D ср
лопаток u = πD ср n.

Конструктивные углы наклона профиля лопаток на выходе статора обозначим α 1 , на входе α 2 , на входе ротора β 1 и на выходе β 2 . В турбинах турбобуров применяют густые решетки и угол наклона α 1 абсолютной скорости с 1 , приблизительно равен углу наклона лопастей статора.

Направление относительной скорости w 1 , зависит от соотношения скоростей u 1 и c 1 Построим треугольник скоростей в координатах u 2 и c 1 в точке истечения из ротора на входе в статор нижелœежащей ступени (координаты u 2 = u 1 и c z 2 = c z 1 ). Относительная скорость истечения жидкости с лопатки ротора направлена под углом β 2 между направлением кромки профиля лопатки ротора и вектором окружной скорости. На рис.4.6, б показано совмещение этих двух треугольников скоростей, по которым можно судить об изменении циркуляции потока.

При движении поток жидкости направляется в каналы статора, неся с собой определœенный запас энергии, представленный в виде давления. По всœей высоте канала статора происходит трансформация давления в скоростной напор.
Размещено на реф.рф
При этом весь поток к концу канала статора вследствие поворота лопаток ротора начинает вращаться вокруг оси турбины. Статор вырабатывает в потоке к моменту его истечения винтовой вихрь, осью которого является ось турбины, а напряжение вихря потока зависит от скорости циркуляции его вокруг этой оси.

Скорость циркуляции потока, созданная в статоре

(4.2)

Скорость циркуляции потока в роторе

(4.3)

где проекции скоростей потока c 1u = c 1 cosα 1 ; c 2u = c 2 cosα 2 ; абсолютные скорости с 1 = c z /sinα 1 , c 2 = c z = c z /sinα 2 .

Вращающийся ротор турбины, принимая винтовой вихрь, снижает величину его напряжения, создавая некоторый вращающийся момент. Лопатки статора, закручивая поток вокруг оси турбины, воспринимают направленный в противоположную сторону реактивный момент и передают его на неподвижный корпус турбобура. В многоступенчатой аксиальной турбинœе напряжение вихря потока, отработанного в ступене ротора, равно напряжению вихря потока на входе в статор следующей расположенной ниже ступени и т. д.

Эффективная мощность турбины пропорциональна суммарному возбужденному в ступенях ротора крутящему моменту, умноженному на угловую скорость вращения ротора. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, чем больше амплитуда изменения давления потока в ступенях статора и ротора, тем больше создаваемый на роторе рабочий момент и тем ниже можно получить угловую скорость вращения вала турбины при одной и той же ее мощности.

При небольшом отношении радиальной ширины каналов турбины к среднему радиусу r ср можно считать, что средний момент скорости по сечению равен среднему моменту скорости по окружности радиусом r ср. Тогда из уравнений теории турбин Эйлера получим приближенный момент, развиваемый одной ступенью турбины (в Н·м)

(4.4)

где ρ - плотность жидкости, кг/м 3 ; Q - расход жидкости, м 3 /с; r ср - средний радиус ступени, м.

Мощность турбины (в Вт)

где ω = πn /30 - угловая скорость ротора турбины, с -1 ; п - частота вращения ротора, об/мин.

Мощность, развиваемая одной ступенью турбобура,

где Dр ст - эффективный используемый перепад давления на ступени турбины, МПа,

(4.6)

Для турбобуров с числом ступеней k мощность и вращающий момент будут в k раз больше.

Для тихоходных турбин турбобуров с большим вращающимся моментом требуется создание значительной амплитуды колебания циркуляции, а, следовательно, большой разности проекций скоростей потока

с 1 u -с 2 u .

Для оценки этих качеств турбобуров введены понятия:

коэффициент циркулятивности турбин

(4.7)

(и - окружная скорость потока);

коэффициент расхода ступени

(c z - осœевая скорость потока).

С увеличением разности проекций скоростей потока возрастает вращающий момент, развиваемый каждой ступенью; с уменьшением окружных скоростей снижается частота вращения.

Высокий коэффициент циркулятивности с и имеют тихоходные турбины с большим вращающим моментом. Быстроходные турбины имеют низкий коэффициент циркулятивности и небольшой вращающий момент. В современных турбобурах применяют высокоциркулятивные турбины с небольшим расходом, но при высоком напоре.

В реальных условиях поток жидкости в каналах турбин турбобуров неодинаков и неоднороден. При работе турбобура скорость и давление жидкости в любой точке потока изменяются без определœенной закономерности, что вызвано неравномерностью нагрузки на валу при бурении и колебаниями подачи насосов. Форма же лопаток статора и ротора турбины постоянна и она должна быть такой, чтобы обеспечивать достаточно высокий к.п.д. при различных режимах работы.

При изменении скоростей потока у входа в каналы ротора и выхода из него изменяются стороны треугольников скоростей. Учитывая зависимость отконструкции турбины всœе стороны треугольника скоростей, т. е. векторов абсолютных, относительных и окружных скоростей могут изменяться либо пропорционально, либо непропорционально. В последнем случае нет подобия между геометрическими и динамическими треугольниками скоростей. Турбина будет работать в режиме с низким к. п. д. вследствие ударного течения вихревого потока жидкости. Наиболее благоприятен безударный режим без интенсивного вихреобразования на лопатках.

При замедлении вращения происходит вихреобразование с тыльной стороны профиля (зона S на рис.4.6), а при увеличении скорости и вихреобразование происходит на лицевой стороне лопатки (зона S" ). Наиболее благоприятные условия для уменьшения гидравлических потерь обеспечиваются при плавном и безотрывном обтекании лопатки потоком с обеих сторон.

Характеристика турбин при постоянном расходе жидкости показана на рис. 4.7 кривыми зависимости момента М , перепада давления Dр , мощности N и к. п. д. η от частоты вращения п при постоянном значении расхода жидкости Q с определœенными свойствами (плотность ρ и вязкость μ ). Для построения кривых используются формулы (4.4) - (4.6). По этим формулам бывают определœены характеристики каждой ступени, а характеристики всœего турбобура пропорциональны числу ступеней k .

Гидравлический к.п.д. пропорционален мощности

(4.9)

Режим работы турбобура при максимальном к.п.д. η m ах принято называть оптимальным. Наиболее устойчивая и эффективная работа турбобура при экстремальном режиме, ᴛ.ᴇ. наибольшей мощности. В многоступенчатых турбинах экстремальный и оптимальный режимы почти совпадают. Гидравлический к.п.д. турбины определяется потерей мощности при прохождении жидкости в каналах турбины. Эти потери зависят от шероховатости поверхности лопаток, их формы, утечек в зазорах между дисками турбины.

Характеристики турбин различных конструкций неодинаковы, в связи с этим существует много модификаций и конструкций турбобуров. Важно заметить, что для снижения частоты вращения и перепада давления

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент и перепад давления на режиме максимальной мощности:

(4.10)

(4.11)

где р – перепад давления на турбинœе; η – КПД.

П.П. Шумилов установил следующие основные закономерности, характеризующие влияние количества бурового раствора на работоспособность турбины.

1. Частота вращения турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости

(4.12)

ᴛ.ᴇ. при увеличении количества прокачиваемого раствора, к примеру, в 3 раза жидкости частота вращения турбины увеличивается также в 3 раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбинœе пропорционален квадрату количества раствора

(4.13)

Таблица 4.1.

Технические характеристики турбин,

выпускаемых отечественной промышленностью

Тип турбины	Диаметр турбобура, мм	Расход раствора, л/с	Тормозной момент, Нм	Частота вращения холостого хода, с -1	Перепад давления рабочий, МПа	Максимальный перепад давления, МПа	Макси-мальный КПД, %
30/16,5-240			24,58	17,3	0,0262	0,0262	63,8
А9КСА			22,02	14,0	0,0252	0,0324	40,4
26/16,5-196			8,07	13,9	0,0113	0,0113	55,3
А7Н4С			12,59	18,5	0,0287	0,0363	40,5
24/18-195ТЛ			4,74	8,2	0,0048	0,0048	47,4
24/18-195ТПК			5,63	8,1	0,0057	0,0057	42,3
А7П3			16,77	18,3	0,0320	0,0363	38,2
А7П36К			17,69	19,8	0,0259	0,0296	52,8
21/16,5-195АТЛ			16,32	23,2	0,0263	0,0341	70,6
ТД-195АТЛ			16,92	29,2	0,0395	0,0433	65,6
Т195 К			9,50	13,8	0,0139	0,0139	50,8
28/16-172			8,22	20,5	0,0239	0,0239	44,2
А6КСА			6,22	18,1	0,0194	0,0232	39,8
Примечание: Число ступеней -1. Плотность бурового раствора -1000 кг/м 3 (техническая вода).

3. Вращающий момент турбины, как и перепад давления, пропорционален квадрату количества прокачиваемого раствора.

(4.14)

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемого раствора

, (4.15)

ᴛ.ᴇ. при увеличении количества прокачиваемого раствора, к примеру, в 2 раза мощность турбины увеличивается в 8 раз, и наоборот перед соединœением секций турбобура на буровой их проверяют. Элементы турбобура с видимыми дефектами и повреждениями к сборке не допускаются.

Поступивший из турбинного цеха турбобур допускается к эксплуатации при следующих условиях:

· осœевой люфт 2 мм для турбобуров с резинометаллической осœевой опорой и не более 0,4 мм с шаровой осœевой опорой;

· величина подъема вала в верхних секциях находится в соответствии с указанной в инструкции;

· перепад давления в турбобуре соответствует паспортному;

· всœе резьбовые соединœения герметичны при прокачке раствора, расход которого соответствует паспортному.

Перед спуском в скважину вал турбобура проверяют на легкость вращения, проворота его ключом при моменте не более 200 Н·м. Целœесообразно перед спуском турбобур опробовать над столом ротора. Запускаться он должен при давлении 1 - 1,5 МПа. Перепад давления крайне важно фиксировать в его паспорте и буровом журнале. При опробовании турбобур должен работать без рывков и плавно останавливаться при прекращении подачи раствора.

В процессе работы крайне важно следить за изменением люфта вала. В процессе бурения турбобур может остановиться вследствие перегрузки, снижения подачи насосов или неисправности. В первых двух случаях крайне важно попытаться турбобур запустить, разгрузив опору, приподняв его над забоем, и довести подачу до установленной паспортом. В случае если запустить не удалось, турбобур поднимают на поверхность и устраняют неисправность или направляют на ремонт.

Отработанный турбобур укладывают на мостки и на корпусе делают пометку ʼʼна ремонтʼʼ. К нему прикладывают заполненный паспорт, в котором указывают номер буровой, даты начала и конца его работы, время работы в часах, интервал бурения, параметры бурового раствора и причины отказа.

Характеристика турбобура - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Характеристика турбобура" 2017, 2018.

1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

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

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

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

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

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.

30.10.2016 15:17

Иллюстрация:

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

Как все начиналось?

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

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

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

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

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

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

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

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

Появлялись все необычные витки развития конструкций:

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

Типы турбобуров

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

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

Устройство такого типа оборудовано:

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

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

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

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

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

Минусовые факты

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

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

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

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

Характеристики турбобура

У агрегата должны иметься следующие характеристики:

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

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

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

Преимущества перед другими методами проведения работ

Плюсы использования данного агрегата вместо винтовых забойных двигателей:

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

Сюжеты по теме

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