Турбобур – это
гидравлический забойный двигатель, в котором для преобразования гидравлической
энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного
движения использована многоступенчатая осевая турбина лопастного типа.
Принцип действия гидравлической осевой турбины
Гидравлическая осевая турбина состоит из ротора и статора,
образующие единичную ступень. В турбобурах применяются
многоступенчатые турбины состоящие из набора последовательно расположенных
единичных ступеней. Роторы турбины располагаются на валу турбобура.
Работает турбина следующим образом. Поток промывочной
жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре
первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т. е.
жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А.
Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.
Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки
ротора под заданным углом и производят силовое воздействия на ротор, в
результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся
повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов
ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй
ступени, где вновь происходит формирование направления движения потока жидкости
и подача ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также
возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии
давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступень турбины
турбобура и через специальный канал подводится к долоту. Таким образом,
крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу турбины.
Конструкция турбобура
Первый отечественный турбобур, созданный в 1923 г. советским инж. М.А. Капелюшниковым,
имел одноступенчатую турбину. Она вращалась с высокой частотой – 2000–2500
об/мин. Для снижения частоты вращения
турбина была снабжена трехступенчатым планетарным редуктором, который позволял
получить частоту вращения вала порядка 15–30
об/мин. Главным недостатком этого
турбобура была его малая мощность.
В 1935–1936 гг. П.П.
Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом была разработана
принципиально новая конструкция турбобура с большим числом ступеней – многоступенчатый турбобур. Он развивал
достаточно высокую мощность и не нуждался в редукторе. В результате многолетних
работ по усовершенствованию и доводке конструкции был создан промышленный
односекционный многоступенчатый турбобур типа Т12М3, который с 1952 г. поступил в серийное производство.
В трубчатом корпусе 2,
который присоединен к колонне бурильных труб посредством переводника 1, на валу размещены осевая опора 3, служащая для восприятия осевых нагрузок, и
комплект 4 большого количества ступеней
турбины (100–120 в турбобуре Ò12Ì3).
Вал турбобура 5, сплошной в верхней части
и полый ниже турбинок, отцентрирован двумя промежуточными резинометаллическими
радиальными опорами 6. Снизу в корпус
ввинчен ниппель 7, который одновременно
выполняет ряд функций: закрепление опорных элементов осевой опоры и статоров в
корпусе турбобура, герметизацию зазора между валом и нижней частью корпуса,
центрирование нижнего конца вала.
Промывочная жидкость через переводник 1 поступает внутрь турбобура, проходит через
зазор между валом и корпусом, омывает и смазывает опорные элементы резинометаллической
верхней опоры, проходит последовательно через все ступени турбины и перед
ниппелем по каналам поступает внутрь вала и направляется к долоту и забою
скважины.
В процессе работы турбины на статорах, закрепленных
неподвижно в корпусе турбобура, создается реактивный момент, равный по
величине, но противоположный по направлению. Реактивный момент через корпус
турбобура передается на бурильные трубы и производит их закручивание на
определенный угол, зависящий от жесткости и длины бурильной колонны.
Внешняя характеристика турбобура
Выходные параметры турбобура (мощность на валу, крутящий
момент, перепад давления в турбобуре) существенно
зависят от расхода промывочной жидкости Q и частоты вращения вала турбины n. Зависимость крутящего момента
М, мощности на валу N, перепада давления Dр и коэффициента
полезного действия h от частоты
вращения n представляет собой рабочую
характеристику турбины турбобура.
Внешняя
характеристика турбобура отражает зависимость мощности и крутящего момента от
частоты вращения вала турбобура с учетом потерь в опорах.
Поскольку при работе турбобура часть мощности затрачивается
на преодоление трения в опорах, а иногда и между статорами и роторами, внешняя
характеристика турбобура отличается от рабочей характеристики турбины. В
резинометаллической пяте турбобура Т12М3 потери мощности на преодоление трения
могут достигать значительных величин (до 15–20%
энергетического ресурса турбины).
Оценивая эффективность преобразования гидравлической
энергии потока в мощность на валу турбобура, следует рассматривать потери
энергии трех видов: объемные, гидравлические и механические.
Объемные потери вызваны тем,
что не вся промывочная жидкость, поступающая в турбобур, проходит через лопатки
турбин; часть ее не участвует в преобразовании энергии. Объемные потери
оцениваются объемным КПД - hо.
Гидравлические потери связаны с несовершенством аппарата
самой турбины и характеризуются гидравлическим КПД - hг.
Часть механической мощности, развиваемой многоступенчатой
турбиной, расходуется на преодоление внутренних сопротивлений (трение в пяте,
радиальных опорах и т.п.). Эти потери мощности учитываются механическим КПД -hм.
В целом эффективность преобразования турбобуром
гидравлической энергии в мощность на валу характеризуется коэффициентом
полезного действия турбобура
h = hоhгhм.
Коэффициент полезного действия турбобура зависит от его
конструкции и режима работы и в наиболее благоприятных условиях достигает 0,5–0,6.
Современные конструкции турбобуров
Односекционные многоступенчатые турбобуры имеют ряд
недостатков. Во-первых, это низкий крутящий момент и высокая частота вращения
турбобура (650–800 об/мин), не
способствующая рациональному использованию ресурса шарошечных долот.
Во-вторых, герметичность нижнего узла турбобура (ниппеля)
недостаточно надежна и по мере износа резинового уплотнения утечки ПЖ через
ниппель значительно возрастают. Ниппельные турбобуры вообще оказались
непригодными для бурения гидромониторными долотами, характеризующиеся большим
перепадом давления.
Увеличение крутящего момента турбобуров. Проблема
увеличения крутящего момента турбобуров была решена за счет использования
секционных турбобуров (турбобуры типа ТС). Секционные турбобуры состоят из двух
и более последовательно соединенных между собой секций, каждая из которых
собирается из примерно 100 ступеней турбин в отдельном корпусе. Соединение
секций в турбобур производится непосредственно на буровой.
Устройство секционного турбобура показано на рис. 4.4.
Корпуса секций снабжены переводниками, которые соединяются между собой на
конических резьбах. Валы секций соединяются с помощью конусно-шлицевых муфт,
состоящих из нижней 9 и верхней 10 полумуфт.
Осевая опора у секционных турбобуров общая, она, как
правило, располагается в нижней секции. Конструкция резино-металлического
подшипника опоры не отличается от подшипников односекционных турбобуров.
Секционные турбобуры предназначены для бурения глубоких
скважин, так как обладают повышенной мощностью за счет увеличения числа
ступеней турбин, работающих синхронно. Секционирование турбобуров позволило
создать турбобур с высокими энергетическими показателями в малых габаритах (127
и 104,5 мм). Как правило используются трехсекционные турбобуры с осевой опорой
(пятой) в нижней части нижней секции.
Устранение утечек ПЖ у выхода вала турбобура. Для борьбы с
утечками в нижней части турбобура (у выхода вала) наиболее рациональным
оказалось создание отдельной осевой опоры в виде шпинделя. Так появилась
конструкция секционного шпиндельного турбобура 3ТСШ – одного из наиболее
распространенных в настоящее время.
Снижение частоты вращения вала турбобура. Для снижения
частоты вращения вала турбобура используются три конструктивных решения.
1. Применение высокоциркулятивных турбин в
сочетании с перепускным клапаном. Эти турбины отличаются тем, что перепад
давления в них при постоянном расходе уменьшается от режима холостого хода к
тормозному. Эта особенность позволяет осуществить переменный поток через
турбину с помощью перепускного клапана. Сбрасывание части жидкости через
перепускной клапан при повышении давления сверх некоторого предела позволяет
ограничить частоту вращения вала турбобура. Снижение перепада давления на турбине
с уменьшением частоты вращения вала позволяет увеличить расход через турбины и
таким образом повысить крутящий момент на валу. По этому принципу созданы
высокомоментные турбобуры серии А (А6Ш, А7Ш, А9Ш и др.)
2. Создание турбобуров серии АГТ с
гидродинамическим торможением. Снижение частоты вращения вала достигается
использованием решеток гидроторможения. Они поглощают некоторую часть крутящего
момента, развиваемого турбиной, причем эта величина тем больше, чем выше
частота вращения вала турбобура. Таким образом, можно снизить частоту вращения
вала на разгонном режиме, т.е. при холостом вращении. Турбобуры с решетками
гидроторможения имеют следующие шифры.
|
Шифр |
А6ГТ |
А7ГТ |
А9ГТ |
|
Диаметр,
мм |
164 |
195 |
240 |
Частота вращения вала турбобура при максимальной мощности
снижена до 250–300 об/мин.
3. Использование редуктора, снижающего
частоту вращения. Существует два принципиально различных исполнения редукторов:
маслонаполненный редуктор в герметизированном корпусе и редуктор открытого
типа, где передачи работают в среде промывочной жидкости. Наиболее приемлемая
схема редуктора – многорядная планетарная
передача. Редуктор-вставка РТ-195 конструкции ВНИИБТ и СКТБЭ, представляющий
собой двухрядную планетарную передачу в маслозаполненном корпусе, позволил
снизить частоту вращения вала турбобура при его устойчивой работе до 130–170 об/мин.
Техническая характеристика турбобуров в рабочем режиме
|
Шифр турбобура |
Количество ступе ней - |
Расход жидкости(вода), л/с |
Частота вращения в рабочем режиме, об/мин |
Момент на валу, Н.м |
Мощность, кВт |
Перепад давле ния, МПа |
КПД |
|
Т12М3Б-240 |
104 |
50 |
660 |
2000 |
135,2 |
4,0 |
0,69 |
|
3ТСШ-240 |
31в |
32 |
420 |
2500 |
107,3 |
5,0 |
0,69 |
|
Т12М3Б-195 |
100 |
30 |
660 |
850 |
57,3 |
3,5 |
0,56 |
|
3ТСШ-195 |
285 |
22 |
485 |
1300 |
64,7 |
5,0 |
0,60 |
|
3ТСШ-195ТЛ |
318 |
40 |
355 |
1750 |
63,2 |
3,0 |
0,55 |
|
Т12М3Е-172 |
121 |
25 |
625 |
650 |
41,9 |
3,0 |
0,57 |
|
3ТСШ1-172 |
336 |
20 |
505 |
1000 |
51,5 |
6,0 |
0,44 |
|
А9Ш(240) |
210 |
45 |
420 |
3000 |
129,4 |
7,0 |
0,44 |
|
А7ГТШ(195) |
232 |
30 |
320 |
1050 |
63,9 |
8,0 |
0,27 |
|
А7Ш(195) |
236 |
30 |
520 |
1900 |
101,4 |
8,0 |
0,43 |
|
А6Ш(172) |
212 |
20 |
475 |
720 |
35,3 |
4,5 |
0,40 |
Для расширения области применения турбобуров при проводке
скважин созданы конструкции турбобуров специального назначения:
колонковое
турбодолото (КТДЗ и КТД4) для бурения с отбором керна съемной грунтоноской.
Грунтоноска размещена в полом валу турбобура и вместе керном поднимается внутри бурильной колонны с
помощью захватного приспособления (шлипса), подвешенного на конце каната.
Колонковые турбодолота типа ÊÒÄ4
отличаются от предыдущей серии КТДЗ увеличенным диаметром керна:
турбинный
отклонитель ТО для искривления скважины в некотором интервале включает секцию
турбобура и шпиндель, соединенные изогнутым переводником таким образом, что их
оси располагаются под углом 0°30' –
1°30'. Вращение от вала турбобура к валу шпинделя передается с помощью
кулачковой муфты;
агрегат
реактивно-турбинного бурения (РТБ). Система РТБ была отработана в 1950–1958 гг. для проводки скважин большого
диаметра (от 394 до 2600 мм). Агрегат РТБ включает от двух до
четырех турбобуров, соединенных траверсами и расположенных на одном уровне. Для
повышения осевой нагрузки на турбобуры навешивают грузы. Каждый турбобур
вращает долото, В результате работы шарошечных долот на забое возникает
реактивный момент, который вращает весь агрегат вокруг оси скважины в обратную
сторону (отсюда название – реактивный).
Агрегат можно приводить во вращение также и с поверхности. Если агрегат все
время вращается с поверхности ротором, способ бурения называется
роторно-турбинным.
В последние годы интенсивно и успешно ведутся работы по
усовершенствованию конструкции турбобура с вставным ротором для бурения с
раздвижными долотами, которые можно спускать на забой скважины и извлекать
через колонну бурильных труб. Для использования таких долот разработана
конструкция специального турбобура, у которого корпус присоединен к нижнему
концу бурильной колонны, а вал с радиально-аксиальными турбинами может свободно
проходить через корпус до тех пор, пока его опорный подшипник не сядет в
соответствующее седло. Такой турбобур в сочетании с раздвижным долотом позволяет
значительно сократить затраты времени на спуск и подъем инструмента и
существенно повысить эффективность бурения глубоких скважин.
