Конструктивні особливості та принцип роботи

ВСТУП

ВИБІЙНІ ДВИГУНИ

У сучасній буровій практиці нафтових і газових свердловин для передачі обертання і крутного моменту долоту застосовують два принципово відмінні способи, які відрізняються за місцем розташування приводних двигунів. У першому з них приводні двигуни розташовані на денній поверхні (роторне буріння), а в іншому у свердловині в безпосередній близькості від долота (буріння з вибійними двигунами).

При роторному бурінні потужність двигуна через систему трансмісії передається ротору, а від нього через ведучу трубу і бурильну колону долоту. При цьому способі передачі енергії значна частина її марно витрачається на подолання шкідливих опорів у поверхневих механізмах і на обертання бурильної колони, а частка потужності, що доходить до долота, зменшується зі збільшенням глибини свердловини.

При бурінні з вибійними двигунами бурильна колона не обертається, а потужність двигуна практично без втрат передається долоту. При цьому способі буріння відсутні втрати на обертання бурильної колони у свердловині, зменшуються навантаження на колону та змінюється їх характер, полегшуються умови роботи бурильної колони, зменшується рівень шуму в буровій. Величина потужності, яка передається долоту, не лімітується міцністю бурильної колони. Свердловини можна бурити при будь-якій орієнтації бурильної колони. Ці та інші переваги сприяли розвитку та вдосконаленню конструкції вибійних двигунів і розповсюдженню їх в буровій практиці.

При бурінні нафтових і газових свердловин використовують два різновиди вибійних двигунів:

а) гідравлічні – турбобури, гвинтові вибійні двигуни (об’ємні двигуни), турбогвинтові двигуни.

б) електричні – електробури.

Гідравлічні двигуни залежно від характеру використання енергії потоку рідини поділяють на три типи:

1. Гідравлічний двигун, який працює під дією ваги рідини, тобто який використовує для роботи енергію положення рідини і називається водяним колесом. Водяні колеса використовувались у сиву давнину. В даний час внаслідок громіздкості і низького коефіцієнта корисної дії вони витіснені досконалішими двигунами.

2. Гідравлічні двигуни, в яких використовують кінетичну або швидкісну енергію потоку рідини, називають гідравлічними турбінами. В турбінах робота здійснюється, головним чином, внаслідок зміни кількості руху рідини.

3. Гідравлічні двигуни, які здійснюють роботу за рахунок використання енергії тиску рідини (ротаційні двигуни, об’ємні ротаційні двигуни, гідроциліндри).

Гідравлічні турбіни за напрямком руху рідини по відношенню до робочого органу поділяють на:

- відцентрові;

- доцентрові (радіальні із зовнішнім підводом);

- доцентрово-відцентрові (двократні);

- тангенціальні (ковшові);

- осьові (крилові);

- змішані (радіально – осьові).

У турбобурах використовують осьові турбіни. Осьові турбіни за конфігурацією лопаток робочого органа поділяють на крилові або пропелерні і лопаткові. Лопаткові турбіни можуть бути одноступінчастими і багатоступінчастими.

 

Турбобури

Конструктивні особливості та принцип роботи

 

Турбобур – це гідравлічний вибійний двигун, пристосований для роботи при високих тисках в умовах свердловини і здатний перетворювати гідравлічну енергію високонапірного потоку рідини у механічну енергію обертання вала і з’єднаного з ним безпосередньо або через редуктор породоруйнівного інструмента (долота).

Перший працездатний промисловий турбобур було створено М.А.Капелюшниковим у 1923 р. в Баку. Це була високообертова, одноступінчаста гідравлічна турбіна, оснащена планетарним редуктором для зменшення швидкості обертання вихідного вала. Цей турбобур мав невелику довговічність редуктора і гідравлічної турбіни та недостатню потужність.

На основі розробленої П.П.Шумиловим теорії роботи багатоступінчастої осьової турбіни групою інженерів і вчених під керівництвом М.Т.Гусмана, Р.А.Іоанесяна, Е.І.Тагієва, П.П.Шумілова в 1934 р. був створений працездатний багатоступінчастий безредукторний турбобур, який став прототипом сучасного.

Сучасний односекційний турбобур складається з турбіни, вала, корпуса та опор (осьових і радіальних).

В турбобурах використовують багатоступінчасті осьові турбіни лопаткового типу. Один ступінь турбіни складається зі статора жорстко з’єднаного із корпусом і ротора, закріпленого на валу турбобура (рисунок 1.1).

1, 2 – профілі лопаток ротора і статора; 3 – корпус; 4 – статор;

5 – ротор; 6 – вал; 7 – обод лопаток ротора;

D₁,D₂ – діаметри проточної частини статора і ротора;

D_Т – діаметр турбобура; S₁ – осьова висота лопаток статора і ротора; S – висота ступені турбіни

Рисунок 1.1 – Схема ступеня турбіни турбобура

 

В турбіні турбобура диски статорів і роторів чергуються в осьовому напрямі і мають однакові середні діаметри проточної частини.

Канали турбіни утворені рівномірно розташованими по колу проточної частини дисків лопатками, нахиленими відносно осьової площини турбіни (рисунок1.1). Лопатки дисків статора і ротора нахилені в протилежні сторони і являють собою дзеркальне відображення одне одного. Профіль лопаток має обтічну форму, що сприяє зменшенню шкідливих опорів у проточній частині (рисунок 1.2).

1 - зовнішній обод статора; 2 – лопатки статора;

3 – внутрішній обод статора; 4 – внутрішній обод ротора;

5 – лопатки ротора; 6 – зовнішній обод ротора

Рисунок 1.2 – Принцип дії турбіни

 

Робота турбіни відбувається таким чином. Потік промивальної рідини через бурильну колону подається в перший ступінь турбобура. При русі рідини в каналах дисків статора потік рідини відхиляється від початкового напрямку і набуває певного напрямку (рисунок 1.2). Тобто, статор є направляючим апаратом турбіни. Потік рідини із каналів статора, жорстко з’єднаного з корпусом, поступає на лопатки ротора під заданим кутом і спричиняє силову дію на ротор, в результаті якої енергія рухомої рідини створює сили, які намагаються повернути ротор, жорстко з’єднаний з валом. Якщо знехтувати зазором між статором і ротором, то можна прийняти, що рідина виходить із каналів статора і входить в канали ротора з однією і тією ж швидкістю під кутом (рисунок 1.3) і продовжує свій рух зі швидкістю відносно лопатей ротора і переносною швидкістю відносно осі турбіни.

 

 

Рисунок 1.3 — Профілі статора і ротора турбіни

 

Аналогічний трикутник швидкостей збережеться і на виході із лопаток статора, оскільки профілі лопаток ротора і статора дзеркально відображені. Отже, відносна вихідна швидкість буде дорівнювати абсолютній вхідній швидкості руху , а її вектор буде нахилений під таким самим кутом, але у протилежний бік (). Величини колових швидкостей руху потоку рідини на вході в ротор і виході з нього будуть також рівними (), а абсолютна швидкість на виході рідини із лопаток ротора буде дорівнювати відносній швидкості на вході в ротор. Потік рідини із каналів ротора першого ступеня поступає на лопатки статора (направляючого апарату) другого ступеня, де знову відбувається формування напрямку руху потоку рідини і подача її на лопатки ротора другого ступеня. На роторі другого ступеня також виникає крутний момент. Так, послідовно перетікаючи зі ступеня в ступінь, рідина віддає частину своєї гідравлічної потужності кожному ступеню. Таким чином, рідина під дією енергії тиску проходить всі ступені турбіни турбобура і через спеціальний канал підводиться до долота. У результаті потужності та крутні моменти, створювані всіма ступенями, сумуються на валу турбобура, а значить, на долоті.

У процесі роботи турбіни на статорах, закріплених нерухомо в корпусі турбобура, створюється реактивний момент, який рівний за величиною, але протилежний за напрямком крутному моменту. Реактивний момент через корпус турбобура передається на бурильні труби і спричиняє їх закручування на певний кут, який залежить від жорсткості і довжини бурильної колони.

Перепад тиску , крутний момент M та потужність на валу турбобура зростають прямо пропорційно збільшенню кількості ступеней турбіни. Збільшуючи кількість ступеней турбіни досягають при малих діаметрах турбобура значних потужностей і крутних моментів при порівняно низьких швидкостях обертання вала.

; ; , (1.1)

де - кількість ступеней;

- відповідно потужність, крутний момент, та перепад тиску на одному ступені.

Гідравлічні і механічні параметри турбіни турбобура, залежно від кількості (витрати) рідини, яка протікає через турбіну, характеризуються такими залежностями:

Швидкість обертання турбіни " " пропорційна витраті рідини " Q "’ в першій степені

. (1.2)

Перепад тиску ” ” і крутний момент “ ”, пропорційні витраті рідини ” ” в квадраті

; (1.3)

. (1.4)

Потужність на валу турбобура ” ” пропорційна витраті рідини “ ” в кубі

. (1.5)

Основні параметри турбіни при зміні густини “ ”, прокачуваної через турбіну рідини, змінюється пропорційно її збільшенню (в першій степені)

. (1.6)

Швидкість обертання вала турбобура не змінюється при зміні густини робочої рідини.

При одній і тій же витраті рідини, тиск, момент і потужність пропорційні кількості ступеней турбіни, а швидкість обертання турбіни “ ” і кількість ступеней “ ” зв'язані таким співвід­ношенням

; (1.7)

. (1.8)

де: - відповідно параметри для турбін з кількістю ступенів і .

Часткові рівняння подібності для перерахунку індивідуальної характеристики турбіни при зміні тільки витрати і густини рідини мають такий вигляд:

; (1.9)

; (1.10)

; (1.11)

. (1.12)

Рівняння подібності дають точні результати для ідеальних турбін. Для стендових характеристик рівняння подібності менш точні, але цілком допустимі для практичних розрахунків.

Опори турбобурів

В процесі буріння осьове навантаження на долото передається через турбобур, оскільки він, як правило, встановлюється безпосередньо над породоруйнівним інструментом. Для сприйняття і передачі осьового навантаження турбобур має спеціальну опору, розміщену у верхній або нижній частинах корпуса турбобура. Вал турбобура також має радіальні опори, призначені для центрування вала, який працює при високих осьових навантаженнях і швидкостях обертання.

Як осьову опору в турбобурах використовують гумовомета­леві підшипники ковзання, а також багаторядні кульові опори спеціальної конструкції.

Гумовометалевий підшипник складається з декількох ступенів. Кожний ступінь включає підп’ятник, який закріплюється в корпусі, диск п’яти, який знаходиться на валу турбобура і кільце п’яти, яке служить для захисту вала турбобура від зносу і для забезпечення заданої віддалі між дисками п’яти (рисунок 1.4).

1 – підп’ятник; 2 – диск п’яти; 3 – кільце п’яти

Рисунок 1.4 – Гумовометалевий підшипник турбобура

 

Підп’ятник по дисковій частині облицьований гумою, тобто по верхній, нижній і внутрішній циліндричній поверхнях. Корпус підп’ятника має канали для пропуску промивальної рідини.

Коефіцієнт тертя ковзання для гумовометалевих опор турбобура залежить від їх стану, властивостей промивальної рідини, температури та інших факторів.

Для гумовометалевих опор ковзання радіус тертя визначається за формулою:

. (1.13)

де - відповідно зовнішній та внутрішній радіуси гумової обкладинки підп’ятника

Радіальна гумовометалева опора турбобура являє собою корпус, внутрішня поверхня якого облицьована гумою. Роль нижньої радіальної опори виконує ніпель турбобура. Гумова обкладинка ніпеля виконує також функції сальникового ущільнення.

Працездатність гумовометалевих підшипників турбобура в абразивному середовищі коливається в межах 50-150 год. Цим часом визначається міжремонтний термін роботи турбобура. Відносно велика працездатність гумовометалевих підшипників турбобура пояснюється тим, що тверді частинки, які знаходяться в промивальній рідині, попадаючи в зазор між еластичною обкладинкою підп’ятника і сталевим диском п’яти, втискуються в гумову поверхню. Внаслідок цього сила притиску твердих частинок до сталевого диску визначається пружністю гуми і не залежить від питомого тиску між металевою і гумовою поверхнями. Еластична обкладинка підп’ятників осьової опори турбобура дозволяє рівномірно розподілити осьове навантаження по ступенях в межах 0,5-1МПа. Коефіцієнт тертя при промиванні водою в гумовометалевій опорі складає (0,04-0,10), а в глинистому розчині (0,06-0,16).

Осьова опора кочення представляє собою радіально-упорний багаторядний безсепараторний кульовий підшипник (рисунок 1.5)

1 – зовнішнє кільце; 2 – внутрішнє кільце; 3 – куля;

4 – зовнішнє розпірне кільце; 5 – внутрішнє розпірне кільце

Рисунок 1.5 – Багаторядна осьова опора кочення

 

Один ступінь підшипника складається із зовнішнього і внутрішнього робочих кілець, між парами яких розміщуються кулі. Віддалі між робочими кільцями визначаються розмірами розпірних кілець. Від попадання великих абразивних частинок підшипник захищений сальником. Оскільки безсепараторні підшипники працюють в абразивному середовищі, велике значення на їх працездатність має правильна приробка опори. Спочатку в процесі приробки відбувається перерозподіл осьового навантаження по ступенях підшипника. Рівномірний розподіл навантаження між ступенями п’яти сприяє тривалішій нормальній роботі підшипників кочення.

Основні типи турбобурів

 

Різноманітність гірничо-геологічних умов, в яких працюють турбобури, зумовили необхідність створення великої кількості різних конструктивних різновидів турбобурів, які відповідають вимогам технології буріння свердловин в різних умовах. Сучасні турбобури випускають з металевими суцільнолитими турбінами, з металевими турбінами точного литва, з металевими граничними турбінами, з гумовометалевою опорою ковзання з привулканізо­ваною гумою, з опорами кочення, з гідрогальмом, з пустотілим валом, з редуктором та інші.

При бурінні свердловин використовують такі основні типи турбобурів:

Односекційні турбобури типу Т12. (рисунок 1.6) випуска­ють із зовнішнім діаметром – 240, 195, 172 мм.

1 – перехідник вала; 2 – вал; 3 – ніпель; 4 – упор; 5 – ротор;

6 – статор; 7 – середня опора; 8 – роторна гайка;

9 – контргайка; 10 – корпус; 11 – перехідник

Рисунок 1.6 – Схема турбобура Т12М3Б-240

 

Турбобури Т12 – призначені для буріння вертикальних та похилоскерованих свердловин глибиною до 2000 м, долотами різних типів і серій діаметрами 190,5–393,7 мм, а також для комплектації роторно-турбіних та реактивно-турбіних бурів діаметрами 394–640 мм. Кількість ступенів турбін 100-120.

Односекційні турбобури типу ТНК з незалежним кріпленням ротора призначені для комплектування роторно-турбіних і реактивно-турбіних бурів діаметром 640мм і більше, а також для буріння вертикальних та похилоскерованих свердловин долотами різних типів і серій діаметром 215,9 мм і більше.

Турбобури ТНК-240 і ТНК-195 мають пустотілі вали з прохідним діаметром відповідно 90 і 62 мм. Це дозволяє проводити геофізичні вимірювання всередині турбобура, а також в аварійних випадках опускати торпеду безпосередньо до долота. На верхньому кінці вала є діафрагма, яка руйнується при необхідності проведення таких робіт.

Турбобури ТНК, які призначені для агрегатів РТБ, мають на зовнішній поверхні корпусу опорне кільце, для передачі осьового навантаження на долото з допомогою вантажів-обважнювачів. Турбобур ТНК можна використовувати як самостійний односекційний турбобур, і як нижню секцію серійного секційного турбобура відповідних розмірів.

Конструктивна особливість турбобурів ТНК полягає у заміні осьового торцевого стиснення всього пакета роторів на валі з допомогою роторної гайки на незалежне кріплення кожного ротора турбіни з допомогою ексцентричного кріплення. Це дозволяє зменшити осьовий зазор турбобура до 10 мм і збільшити кількість ступенів турбін у секції, а також збільшити міжремонтний період роботи турбобура внаслідок полегшення умов роботи осьової опори.

 

Секційні турбобури типу ТС (рисунок 1.7). Складаються з двох, трьох або більше секцій, які з’єднані між собою послідовно. Призначені для буріння глибоких вертикальних і похилоскерованих свердловин при температурах не вище 120 ºС. Секційні турбобури типу ТС доставляють на свердловину у вигляді окремих секцій і збирають у процесі спуску. Корпуси секцій з’єднують між собою замковими різьбами, а їхні вали з допомогою конусно-шліцевих (або конусно-фрикційних) півмуфт, закріплених на валі різьбою або гладким конусом.

Крутний момент від валів верхніх секцій до валів наступних секцій передається через конусно-шліцеві півмуфти. Нижня секція виконана так, що вона може використовуватися самостійно.

 

І – нижня секція; ІІ – верхня секція;

1 – перехідник вала; 2 – вал; 3 – ніпель; 4 – упор; 5, 16 – ротор;

7, 18 – середня опора; 8, 19 – роторна гайка; 9 – контргайка;

10, 21 – корпус; 11 – перехідник; 12 – нижня півмуфта; 13 – верхня півмуфта; 14 – вал верхньої секції; 15 - з¢єднувальний перехідник;

20 – ковпак; 22 – перехідник корпусу

Рисунок 1.7– Схема турбобура ТС5Б-240

 

Відрізняється вона від односекційного турбобура типу Т12 конструкцією верхньої частини вала, яка являє собою конусну поверхню, спряжену з півмуфтою і призначеною для з’єднання з валом другої секції, а також кількістю турбін та опорних комплектів(дисків п’яти, підп’ятників і кілець п’яти) у верхній опорі. Кількість опорних комплектів у верхній опорі збільшено до 18–25 (у односекційного турбобура Т12 – 12 комп­лектів), оскільки верхня опора сприймає сумарні осьові навантаження, що виникають у всіх секціях. Між опорами розміщено, як правило, 80–100 турбін.

Верхня і середні секції цього турбобура відрізняються від нижньої конструкцією вала та відсутністю осьової опори, яка сприймає гідравлічне навантаження і вагу деталей, що обертаються.

Положення роторів відносно статорів у верхній і середній секціях фіксують за допомогою регулювальних кілець турбіни, які встановлюють між з’єднувальним перехідником і турбіною і мають різні висоти.

Систему статорів у корпусах верхньої і середньої секцій закріплюють відповідно за допомогою верхнього перехідника корпусу, який з’єднує турбобур з бурильною колоною, та з’єднувального перехідника цих секцій зі встановленням регулювального кільця різьби певної висоти шляхом їх підбору.

Кількість ступеней турбіни коливається від 200 (у двосек­ційного) до 435 (у чотирисекційного). Секційні турбобури випускають діаметром 104,5–240 мм.

Укорочені турбобури типу 12М3К. Використовують для забурювання нових стволів, буріння дуже викривлених, багатовибійних і горизонтальних свердловин. Кількість ступеней турбіни 30 та 60. Застосування укорочених турбобурів суттєво знижує показники буріння у зв’язку з погіршеними енергетичними параметрами турбобура.

Шпиндельні турбобури типу ТСШ. (рисунок 1.8) Призначені для буріння глибоких вертикальних і похилоскерованих свердловин при температурах до 120 ºС. Шпиндельні турбобури типу ТСШ випускають діаметрами 127–240 мм в одно-, дво- і трисекційному (і більше) виконанні.

Відрізняються від секційних турбобурів тим, що осьова опора, яка належить до найзношуваніших елементів, винесена в окремий вузол – шпиндельну секцію, яка приєднується до нижньої секції турбобура. Досвід експлуатації секційних турбобурів показав неможливість їх використання з гідромоніторними долотами через те, що навіть при незначному перепаді тиску через нижню радіальну опору (ніпель) протікає 10-25 % промивальної рідини.

І – шпиндель; ІІ – нижня секція; ІІІ – середня секція; IV – верхня секція;

1, 11, 12 – вал нижньої секції; 2, 13 - з¢єднувальний перехідник;

3, 14, 26 – ротор; 4, 15, 27 – статор; 5, 16, 18, 28 – середня опора;

6, 19, 29 – роторна гайка; 7, 21, 31 – корпус; 8, 20, 32, 41 – контргайка;

9, 22, 42 – нижня півмуфта; 10, 33, 43 – перехідник корпусу;

17 – втулка середньої опори; 23 – перехідник корпусу; 24 – вал верхньої секції; 25 – з¢єднувальний перехідник; 30 – ковпак; 34 – перехідник вала;

35 – вал; 36 – ніпель; 37 – осьова опора; 38 – радіальна опора;

39 – втулка корпусу; 40 – гайка шпинделя

Рисунок 1.8 – Схема турбобура 3ТСШ-240

Шпиндельні турбобури дозволяють значно зменшити втрати промивальної рідини і покращити енергетичні характеристики турбобура, оскільки в них осьова опора винесена в окрему нижню секцію-шпиндель. Ушпиндельній секції розміщені непроточні осьові і радіальні опори. Це дозволяє замінювати шпиндель безпосередньо на свердловині без розбирання секцій турбін турбобура. Функції радіальних опор у шпинделі виконують втулки, які облицьовані гумою і встановлені над осьовою опорою і під нею. Над верхньою і нижньою радіальними опорами встановлені сальникові ущільнення валу. Звільнення осьової опори від функції радіальної, а також зменшення витрати рідини, що протікає через неї, підвищує ресурс роботи опорних комплектів.

Використовують шпинделі як з багатоступінчастою гумовометалевою опорою, так і з багатоступінчастою кульовою опорою з встановленням різних сальникових пристроїв, які зменшують просочування промивальної рідини до ніпеля шпинделя.

Застосування шпинделя з кульовою опорою дозволяє турбобуру сприймати підвищені осьові навантаження і ефективніше працювати при малих швидкостях обертання. Такі шпинделі комплектують багатоступінчастими радіально-упорними або упорними кульовими підшипниками на гумових амортизаторах.

До шпинделя приєднують одну(при бурінні на невеликих глибинах), дві, три або чотири послідовно з’єднані турбінні секції, конструкції яких аналогічні до конструкцій верхніх секцій секційного турбобура. Загальна кількість турбін сягає 100–450. Принцип з’єднання турбінних секцій між собою і приєднання до них шпинделя аналогічний з’єднанню секцій у секційних турбобурах.

Шпиндельні турбобури виготовляють як зі звичайними турбінами, так і з турбінами точного литва (у шифрі букви ТЛ).

Шпиндельний турбобур ЗТСША-195ТЛ призначений для буріння глибоких вертикальних і похилоскерованих свердловин алмазними долотами. Він укомплектований спеціальною високообертовою і високомоментною турбіною, виготовленою методом точного литва. У шпиндельній секції турбобура ЗТСI-195ТЛ передбачений вузол лабіринту, який запобігає проникненню у гумовометалеву осьову опору великих абразивних частинок.

Турбобури односекційні зі вставним шпинделем типу ТВШ призначені для комплектації роторно-турбінних і реактивно-турбінних бурів діаметром 394 мм і більше (рисунок 1.9).

Турбобури ТВШ використовують або самостійно, або як нижню секцію будь-якого серійного секційного турбобура відповідного розміру.

 

1 - вал; 2 - корпус; 3 - статор; 4 – ротор

Рисунок 1.9- Схема турбобура односекційного із вставним шпинделем типу ТВШ

 

У турбобурах типу ТВШ турбінна і шпиндельна секції розміщені у загальному корпусі стандартної довжини. Кількість турбін у порівнянні з турбобуром ТСШ скорочується на 6%, а загальна довжина турбобура зменшується на довжину шпиндельної секції. Це запобігає відвертанню шпинделя у процесі буріння та поломці верхнього кінця шпинделя, що трапляється у серійних шпиндельних турбобурах. Вали турбінної та шпиндельної секції з’єднуються з допомогою рознімної муфти ексцентрикового типу.

Секційні шпиндельні турбобури з плаваючими статорами типу ТПС призначені для буріння глибоких вертикальних і похилоскерованих свердловин при температурі не вище 90 °С. Турбобури типу ТПС випускають діаметром 105; 172; 195 мм та вміщують три турбінних і одну шпиндельну секції.

Турбобури типу ТПС виконані за новою конструктивною схемою, в якій система деталей в корпусі турбінної секції незакріплена стисненням осьовою силою і має можливість осьового переміщення на 100-150 мм вздовж корпусу разом із валом секції і деталями, закріпленими на ньому.

Для цього в корпусах турбінних секцій є шпоночний паз. Статор турбіни виготовлений з полімерного матеріалу і має вигляд незамкнутого кільця з кільцевою пружиною на внутрішньому ободі. Від провертання під дією реактивного моменту в корпусі секції статора утримуються підпружиненими шпонками, що взаємодіють зі шпоночним пазом, а також силами тертя від дії сил пружності кільцевої пружини. Ротори турбіни забезпечені привулканізованими кільцевими елементами, які можуть взаємодіяти з кільцевими пружинами статорів, що виключає контакт вінців ротора і статора, їх зношування та руйнування.

У шпиндельній секції розміщені багатоступінчаста амортизована кульова опора кочення та лабіринтні ущільнення дросельного типу. У нижній частині шпинделя встановлена радіальна гумовометалева опора.

Основні експлуатаційні переваги турбобурів типу ТПС:

- суттєво подовжений міжремонтний період роботи турбінних і шпиндельних секцій;

- виключається найскладніша операція збирання турбобура - регулювання турбін;

- покращена енергетична характеристика турбобура, а саме: зменшення швидкості обертання вала, збільшення моменту за рахунок підвищення середнього діаметра турбін і кількості ступенів, зменшення перепаду тиску на турбіні;

- виключається можливість осьового зносу турбіни в результаті посадки ротора на статор при несвоєчасній заміні шпинделя турбобура.

Шпиндельні турбобури практично витіснили секційні турбобури типу ТС

Високомоментні турбобури, або турбобури з падаючою лініє тиску, або турбобури укомплектовані граничними турбінами, або турбобури типу А. Призначені для буріння глибоких вертикальних і похилоскерованих свердловин з використанням обважнених промивальних рідин при температурі понад 120 °С.

Всі модифікації цих турбобурів (А, АШ, АГТШ) відрізняються від розглянутих вище турбобурів застосуванням турбін особливої конструкції, які дозволяють одержати при постійній витраті промивальної рідини ріст перепаду тиску зі збільшенням швидкості обертання вала турбобура.

При зменшенні витрати промивальної рідини через турбіну можна одержати постійний перепад тиску. Регулювати витрату промивальної рідини можна, застосовуючи привод до бурових насосів з м’якою характеристикою (електродвигун постійного струму, дизель з турботрансформатором), або, наприклад, редукційний клапан, який встановлюють над турбобуром у перехіднику спеціальної конструкції. У практиці буріння, в основному, застосовують турбобури з похилою лінією тиску, які працюють при постійній витраті рідини.

Двосекційні турбобури типу А конструктивно виконані так, що нижня секція може застосовуватися самостійно. Вона укомплектована багаторядним радіально-упорним кульовим підшипником, встановленим нижче отвору, через який проми­вальна рідина надходить всередину вала секції (рисунок 1.10).

Від промивальної рідини опора захищена торцевим сальником. Для сприйняття радіальних навантажень між турбінами встановлені три-чотири однорядні кульові підшип­ники. Всього в нижній секції розміщено 100 турбін.

Верхня секція приєднується до нижньої так само, як у секційних турбобурів. Конструктивно вона виконана аналогічно верхній секції секційних турбобурів, але замість гумовомета­левих радіальних підшипників між турбінами встановлено чотири-шість однорядних радіальних кульових підшипників. Всього у верхній секції розміщено близько 120 турбін.

Турбобури типу АШ виготовляють діаметром 164-240 мм і складаються з двох або трьох турбінних і однієї шпиндельної секції. Турбіни цих турбобурів мають похилу до гальмівного режиму лінію перепаду тиску, а шпинделі укомплектовані багаторядним упорно-радіальним кульовим підшипником.

 

 

 

1 – перехідник до верхньої секції; 2 – шліцева півмуфта; 3 – деталі кріплення(гайка, ковпак, контргайка); 4-регулювальне кільце; 5- статор;

6 - ротор; 7 - однорядний радіальний кульовий підшипник; 8 - корпус;

9 - втулка вала; 10 - втулка корпуса; 11 - торцевий сальник; 12 - багато­рядний радіально-упорний кульовий підшипник; 13 - ніпель; 14 - вал

Рисунок 1.10 — Схема нижньої секції двосекційного високомоментного турбобура

 

Конструктивна особливість турбобурів типу АШ полягає в тому, що вони виконані з незалежною підвіскою вала турбінної секції, тобто кожна секція має свою осьову опору - багаторядний упорно-радіальний кульовий підшипник у верхній частині вала. По всій довжині вала розміщені ступені турбін і гумовометалеві середні опори. З’єднання валів турбінної і шпиндельної секції здійснюється з допомогою півмуфт із квадратним перерізом. Все це виключає необхідність регулювання секції залежно від приєднувальних розмірів розташованої нижче секції.

 

Турбобури з гідрогальмом шпиндельні типу АГТШ. Призначені для буріння вертикальних і похилоскерованих свердловин при температурі понад 110 °С. Турбобури типу АГТШ випускають діаметрами 164-240 мм і складаються з турбінних секцій та шпинделів. Виготовляють їх на базі шпиндельних турбобурів типу АШ. Відрізняються від турбобурів типу АШ наявністю трьох турбінних секцій, з яких дві секції мають 210-240 ступенів турбін з похилою лінією тиску і одна –130-150 ступенів турбін, лопатки статорів і роторів яких сконструйовані так, що в них частина гідравлічної потужності витрачається на гальмування вала турбобура. Змінюючи співвідношення кількості ступенів робочих турбін і турбін гідродинамічного гальмування, можна зменшити швидкість обертання вала турбобура.

Ступені гідрогальма виділені в окрему секцію, розташовану під турбінною і з’єднані з нею так само, як і турбінні між собою.

Момент, що споживається гідрогальмом, зростає пропорційно швидкості обертання вала турбобура та кількості ступеней гідрогальмування. Установка секцій гідрогальма робить лінію моменту турбіни крутішою, зменшує швидкість обертання на холостому режимі і зміщує область оптимальних режимів в сторону менших обертів. Проте коефіцієнт корисної дії таких турбобурів значно нижчий, ніж аналогічних без гідрогальма.

Турбобури для відбору керна або колонкові турбобури типу КТД (колонкові турбодолота). Призначені для буріння свердловин з відбором керна, без піднімання бурильної колони.

Турбобури для буріння з відбором керна відрізняються від односекційних типу Т12 тим, що в них вал, до якого через перехідник приєднується бурильна головка, пустотілий, а осьова опора розташована в нижній частині вала (рисунок 1.11). Всередині пустотілого вала розміщується зйомний керноприймач.

Турбобур КТДЗ (рисунок 1.12) має осьову опору, яка складається з 10 комплектів гумовометалевих підшипників тертя з проточними підп’ятниками, 90 ступенів турбін і дві гумовометалеві радіальні опори.

У турбобура КТД4 осьова гумовометалева опора змонтована в нижній частині вала, збільшені діаметр вала і кількість ступенів турбіни. У результаті такі турбобури дозволяють відбирати керн більшого діаметра, при кращих експлуатаційних показниках, завдяки збільшенню крутного моменту на валу.

 

1 - головка керноприймача; 2 - опора для підвіски керноприймача;

3 - розпірна втулка; 4 - зйомний керноприймач;

5 - пустотілий вал; 6 - клапан; 7 - перехідник для приєднання бурильної головки; 8 - перехідник керновідривача; 9 - бурильна головка

Рисунок 1.11 – Схема односекційного колонкового турбобура

 

1 – перехідник корпусу; 2 – керноприймач; 3 – вал; 4 – корпус; 5 – ротор;

6 – статор; 7 – ліхтар; 8 – ніпель; 9 – перехідник вала

Рисунок 1.12 – Схема колонкового турбодолота КТД3-269/48

 

Турбобур КТД4С конструктивно виконаний аналогічно дво­секційному турбобуру типу ТС. Завдяки наявності двох секцій, цими турбобурами можна відбирати керн довжиною до 7 м (односекційним – до 4 м). Осьова гумовометалева опора (30 ком­плектів) розміщена в нижній частині вала нижньої секції, яка має 124 ступені турбіни, між якими встановлені 4 радіальні гумовометалеві підшипники.

Вали секцій з’єднуються з допомогою пустотілих конусно-шліцевих півмуфт, а корпуси – за допомогою перехідників. Верхня секція колонкового турбобура має 167 ступенів і 5 радіальних гумовометалевих опор.

Колонкові турбобури випускають діаметром 172, 195 і 240 мм та використовують з бурильними головками різних типорозмірів.

Турбобури для буріння похилих свердловин типу ТО, ШО. Призначені для буріння інтервалів зміни напрямку похилих свердловин за зенітним кутом і азимутом, а також для забурювання нових стволів в аварійних ситуаціях або за технологічними вимогами спорудження свердловин.

Застосування для буріння похилих свердловин укорочених турбобурів типу Т12МЗК дозволяє одержати високі темпи набору кривизни, але при цьому суттєво зменшуються показники буріння у зв’язку з погіршенням енергетичних показників турбобура. Тому було створено декілька конструкцій турбобурів-відхилювачів типу ТО. Турбобури-відхил