Турбобур
 
а б в г д е 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
 

Турбобур

Турбобур, забійний гідравлічний двигун для буріння глибоких свердловин переважно на нафту і газ.(газета) На першому етапі турбінного буріння (1924—34) застосовувався Т., винайдений в СРСР в 1922 М. А. Капелюшниковим спільно з Н. А. Корневим і С. М. Волохом. У цьому Т. високооборотна одноступінчата турбіна передавала обертання долоту через планетарний, заповнений маслом редуктор.

загрузка...

  В 1935—50 застосовувався безредукторний Т. з багатоступінчастою турбіною, вал якої безпосередньо обертає долото (автори П. П. Шумілов, Р. А. Іоаннесян, Е. І. Тагиев, М. Т. Гусман). У багатоступінчастому Т. загальний перепад тиску диференціюється по рівнях турбіни, а момент на валу визначається сумою моментів, що розвиваються кожним рівнем. Багатоступінчастий Т. — машина відкритого типа, вал його обертається в радіальних і осьових резинометалічних підшипниках, мастилом і рідиною, що охолоджує, для яких є циркулююча промивальна рідина — глинистий розчин. Для набуття максимальних значень ккд(коефіцієнт корисної дії) лопатки турбіни профілюють так, щоб ненаголошений режим їх обтікання збігався з максимумом потужності турбіни. Виконують турбіни суцільнолитими, загальне число рівнів турбіни досягає 120, робочі діаметри Т. для буріння глибоких і надглибоких свердловин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота обертання валу турбіни від 150 до 800—1000 об/мін. Робочий момент на валу Т. залежить від його діаметру і складає від 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм ) . З 1950 для збільшення моменту, що обертає, на валу застосовують багатосекційні Т., в яких послідовно з'єднуються 2—3 секції турбін Т. із загальним числом рівнів 300—450 ( мал. 1 ). Це дозволило поряд із збільшенням моменту, що обертав, понизити частоту обертання валу турбіни до 300—400 об/мін (для ефективнішої роботи шарошечних доліт). У цих Т. кульова осьова опора винесена в спеціальний шпиндель, що приєднується до нижньої секції Т. В шпинделі є також радіальні опори і сальник, що дозволяє використовувати долота гідромоніторів. З 1970 для подальшого зниження частоти обертання валу турбіни в Т. застосовують рівні гідродинамічного гальмування, що дозволили бурити при 150— 250 об/мін. З початки 70-х рр. упроваджуються Т. з незалежною підвіскою секції і з демпфуючими пристроями, які володіють збільшеним терміном міжремонтної роботи і покращують умови роботи шарошечних доліт за рахунок зниження вібрації бурильної колони. Для роботи з долотами гідромоніторів, без додаткового вантаження бурових насосів, почато вживання Т. з розділеним потоком на нижній секції ( мал. 2 ), який відрізняється тим, що перепад тиску, що спрацьовує в його нижній секції, дорівнює перепаду тиску в штуцерах долота гідромонітора. При цьому нижня секція Т. працює на частини потоку, що подається в свердловину.

  В розвідувальному бурінні для відбору керна в порожнистому валу Т. розміщується знімна грунтоноська. Для буріння в умовах боротьби з кривизною ствола свердловини використовують Т. з корпусом, що обертається.

  Ведуться роботи (1975) із створення комплексного інструменту «Т. — шарошечноє долото», який дозволить значно підвищити частоту обертання долота.

  Літ.: Іоаннесян Р. А., Основи теорії і техніки турбінного буріння, М.— Л., 1953; Ioannesian R. A., Les voix dernieres du developement de la technique du forage а la turbine, в кн.: Proceedings of the 7-th World petroleum congress, v. 3, Essex — Amst. — N. Y., 1967; Joannesian R. A.,Joannesian Y. R.,Gusman М. Т., Development of deep well turbodrilling techniques, в кн.: Proceedings of the 8-th World petroleum congress, v. 3, L., 1971.

  Р. А. Іоаннесян.