3) Oil&Gas technology downhole hydraulic motor
4) oil&gas: PDM motor , PDM motor for coiled tubingУниверсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.
винтовой двигатель — (забойный), гидравлический забойный двигатель объёмного типа, многозаходные рабочие органы которого выполнены по схеме героторного планетарного механизма, приводимого в действие за счёт энергии промывочной жидкости. * * * ВИНТОВОЙ ДВИГАТЕЛЬ… … Энциклопедический словарь
ВИНТОВОЙ ДВИГАТЕЛЬ — (забойный) гидравлический забойный двигатель объемного типа, многозаходные рабочие органы которого выполнены по схеме героторного планетарного механизма, приводимого в действие за счет энергии промывочной жидкости … Большой Энциклопедический словарь
Бурение — процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы скважины (См. Скважина), Шпура или шахтного ствола путём разрушения горных пород на забое, Б. осуществляется, как правило, в земной коре, реже в искусственных материалах (бетоне,… … Большая советская энциклопедия
ГЗД — гидравлический забойный двигатель ГЗД гидротурбинный забойный двигатель Источник: http://www.tnk bp.ru/press/glossary/ … Словарь сокращений и аббревиатур
Турбобур — В этой статье не хватает ссылок на источники информации. Информация должна быть проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена. Вы можете … Википедия
Турбобур — забойный гидравлический двигатель для бурения (См. Бурение) глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924 34) применялся Т., изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А.… … Большая советская энциклопедия
турбобу́р — а, м. Забойный гидравлический двигатель (турбина) с буровым долотом для проходки глубоких нефтяных и газовых скважин … Малый академический словарь
Турбобур — м. Забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин при добывании нефти и газа. Толковый словарь Ефремовой. Т. Ф. Ефремова. 2000 … Современный толковый словарь русского языка Ефремовой
турбобур — а; м. Забойный гидравлический двигатель (турбина) с буровым долотом для проходки глубоких нефтяных и газовых скважин. * * * турбобур буровая забойная машина, приводимая в действие энергией потока промывочной жидкости и сообщающая вращение долоту… … Энциклопедический словарь
турбобур — а; м. Забойный гидравлический двигатель (турбина) с буровым долотом для проходки глубоких нефтяных и газовых скважин … Словарь многих выражений
universal_ru_en.academic.ru
Cтраница 2
В качестве другого забойного гидравлического двигателя используются винтовые машины, представляющие собой гидромашину с косозубым внутренним зацеплением. Статор винтового двигателя - это привулканизи-рованная к корпусу профилированная намерз с винтовыми зубьями большого шага. Ротор изготовляется из стали и представляет собой вал с винтовыми зубьями. Число зубцов ротора меньше числа зубцов статора, и за счет их эксцентричного расположения образуются каналы, замкнутые по длине шага зубцов. Во время прокачивания бурового раствора при движении по винтовому каналу создается вращающий момент, который через карданный вал передается к долоту. [16]
В качестве другого забойного гидравлического двигателя используют винтовые машины, представляющие собой гидромашину с косозубым внутренним зацеплением. Статор винтового двигателя-это привулканизированная к корпусу профилированная камера с винтовыми зубьями большого шага. Ротор изготовляют из стали, он представляет собой вал с винтовыми зубьями. Число зубцов ротора меньше числа зубцов статора и в результате их эксцентричного расположения образуются каналы, замкнутые по длине шага зубцов. Во время прокачивания бурового раствора при движении по винтовому каналу создается вращающий момент, который через карданный вал передается к долоту. [17]
Турбобур - это забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом. [18]
Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических машин, какими являются турбобуры, к объемным. [19]
Очень много для улучшения забойных гидравлических двигателей делают также рабочие и инженеры, непосредственно занятые на буровых, в ремонтных цехах контор бурения. [20]
При бурении с использованием забойных гидравлических двигателей выбор расхода промывочной жидкости производится по характеристике двигателя и уточняется по мере накопления промысловой информации. [21]
Эффективное решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено в переходе от динамических гидромашин, какими являются турбобуры, к объемным. [22]
Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соответствуют ВЗД с многозаходными рабочими элементами. [23]
Расчет динамической грузоподъемности осевого подшипника забойного гидравлического двигателя, работающего в условиях абразивной коррозион-но-активной среды, производимый по формулам, принятым в общем машиностроении, приводит к недопустимым погрешностям. Поэтому при оценке ресурса опоры используются экспериментальные методы на основе стендовых испытаний и промысловых данных. [24]
Турбобур ( рис. 19) - забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. [25]
Турбобур ( рис. VI.1) - забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. [26]
В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчета осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учетом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины. [27]
Наибольшее значение коэффициент а имеет в забойных гидравлических двигателях, гидромониторных долотах и замковых соединениях типа ЗН. [29]
Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К ( предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Гидравлический забойный двигатель с параллельной подачей рабочей жидкости в рабочие камеры, содержит масляный компенсатор, статорное и роторное устройства. Внутри корпуса статорного устройства выполнены цилиндрические полости, в которых размещены профилированные рабочие диски роторного устройства овальной формы и поворотные лопасти, контактирующие с ними и образующие вместе с ними внутри полостей статорного устройства рабочие камеры переменного объёма, снабжённые впускными и выпускными окнами. Рабочие диски роторного устройства в соседних полостях попарно развёрнуты на 90º относительно друг друга и их большие диаметры равны внутренним диаметрам цилиндрических полостей статорного устройства. Поворотные лопасти в нём выполнены свободновращающимися и установлены с возможностью перекрытия впускных окон рабочих камер, впускные окна соединены с напорными, а выпускные – со сливными каналами. Двигатель снабжен центральным валом, установленным в радиальноосевых опорах, на который насажены рабочие диски роторного устройства и на котором закреплён масляный компенсатор.
Забойный двигатель может быть оснащён гидровибратором с устройством для подачи в него рабочей жидкости. При этом гидровибратор может состоять из подвижного подпружиненного поршня, размещённого в цилиндрической полости внутри центрального вала двигателя, перепускных каналов и перепускного устройства, выполненного в виде цилиндрического стакана с окнами в боковых стенках, жестко скрепленного с корпусом статорного устройства. Устройство для подачи в него рабочей жидкости может быть выполнено в виде продольного канала в центральном валу двигателя, рабочие диски роторного устройства могут быть насажены на центральный вал по подвижной посадке, а его радиальные опоры снабжены амортизирующими прокладками.
Кроме того, в местах слива рабочей жидкости из двигателя во внешнюю среду могут быть размещены запорные устройства, выполненные в виде подвижных подпружиненных поршней, установленных с возможностью перекрытия сливных окон.
Корпус статора может быть выполнен разборным, состоящим из набора одинаковых поперечных перегородок и статорных элементов с пазами для установки заслонок, впускными и выпускными окнами, объединяемых в единую конструкцию с помощью продольных стяжек.
Выполнение внутри корпуса статора соосных цилиндрических полостей, установка в них закреплённых на валу ротора профилированных рабочих дисков эллипсовидной формы, большие диаметры которых равны диаметрам внутренних полостей статора, и заслонок, контактирующих с профилированными поверхностями рабочих дисков ротора и образующих вместе с ними в полостях статора рабочие камеры переменного объёма, позволяет обеспечить образование на валу ротора крутящего момента за счет разницы сил, создаваемых в рабочих камерах давлением рабочей жидкости на профилированные поверхности дисков ротора, величина которого пропорциональна перепаду давления в них и от расхода рабочей жидкости не зависит. Выполнение заслонок поворотными и их установка в пазах корпуса статора с возможностью перекрытия впускных окон обеспечивает их постоянное поджатие к профилированным поверхностям рабочих дисков ротора и, соответственно, герметизацию рабочих камер под действием разницы давления в камерах и не требует для этого каких либо устройств, а снабжение впускных окон рабочих камер общими каналами для подвода рабочей жидкости – её параллельную подачу под одинаковым давлением во все рабочие камеры и его независимость от их количества. Частота вращения вала ротора при этом зависит от расхода рабочей жидкости и, вследствие её параллельной подачи в рабочие камеры, изменяется обратно пропорционально их количеству. Всё сказанное, в целом, позволяет создать в предлагаемом забойном двигателе практически любое соотношение между крутящим моментом и частотой вращения вала ротора за счёт соответствующего выбора перепада давления, расхода подаваемой в двигатель рабочей жидкости и количества рабочих камер, получить необходимый крутящий момент при относительно небольшом перепаде давления, небольшом количестве рабочих камер и, соответственно, небольшой длине двигателя.
Попарный разворот дисков ротора в соседних полостях статора на 90º даёт возможность обеспечить запуск двигателя путем подачи в него рабочей жидкости под самым малым давлением и при любом положении ротора, практически постоянное значение суммарного крутящего момента на валу ротора, изменение суммарных объёмов рабочих камер в соседних полостях статора с общими впускными каналами при вращении ротора по практически линейному закону и, соответственно, равномерную подачу в них рабочей жидкости.
Выполнение поворотных лопастей свободновращающимися и снабжение двигателя центральным валом, установленным в радиально-осевых опорах, на который насажены рабочие диски роторного устройства и на котором закреплен масляный компенсатор, позволяет существенно упростить конструкцию двигателя, уменьшить номенклатуру деталей, требующихся для его изготовления, снизить требования к точности их изготовления.
Оснащение забойного двигателя гидровибратором позволит повысить эффективность бурения за счёт более интенсивного разрушения породы, а размещение в местах слива рабочей жидкости во внешнюю среду запорных устройств – исключить попадание во внутренние полости двигателя при остановках его работы забортной жидкости, содержащей большое количество твёрдых абразивных частиц, вызывающих интенсивное разрушение деталей двигателя, и повысить за счёт этого долговечность его работы.
Выполнение корпуса статора разборным, состоящим из набора одинаковых поперечных перегородок и статорных элементов с пазами для установки заслонок, впускными и выпускными окнами, объединяемых в единую конструкцию с помощью продольных стяжек, позволяет существенно упростить технологию его изготовления.
Забойный двигатель может быть также выполнен в двухвальном варианте, в котором роторное устройство снабжено двумя центральными валами, внешний из которых выполнен полым и одет на внутренний вал, его рабочие диски разделены на две группы, диски одной из которых насажены на внешний, а другой на внутренний центральный вал и установлены с возможностью их вращения в противоположные стороны. При этом двигатель может быть оснащен откачивающим устройством, выполненным в виде рабочего колеса с винтовыми лопастями, установленного в его нижней части и жестко связанного с внешним центральным валом роторного устройства.
Снабжение роторного устройства двумя центральными валами, разделение рабочих дисков роторного устройства на две группы, диски одной из которых насажены на внешний, а другой на его внутренний вал и их установка с возможностью вращения валов в противоположные стороны, оснащение забойного двигателя откачивающим устройством, выполненным в виде рабочего колеса с винтовыми лопастями, установленного в нижней части двигателя и жестко связанного с внешним центральным валом роторного устройства, позволяет существенно уменьшить скручивающий момент, действующий на бурильную колонну во время его работы, обеспечить эффективное удаление бурового раствора из забоя.
Устройство и принцип работыУстройство предлагаемого забойного двигателя в одновальном варианте показано на Рисунке 1, а в двухвальном варианте – на Рисунке 2.
Гидравлический забойный двигатель содержит масляный компенсатор 1, статорное и роторное устройства.
Внутри корпуса статорного устройства выполнены цилиндрические полости 2, в которых размещены профилированные рабочие диски 3 роторного устройства овальной формы, насаженные на центральный вал 4, и поворотные лопасти 5, контактирующие с профилированными поверхностями рабочих дисков 3 роторного устройства и образующие вместе с ними внутри полостей 2 статорного устройства рабочие камеры переменного объёма 6 и 7, снабжённые впускными 8 и выпускными 9 окнами.
Рисунок 1. Одновальный гидравлический забойный двигатель
Рабочие диски 3 роторного устройства насажены на центральный вал 4 по подвижной посадке, в соседних полостях попарно развёрнуты на 90º относительно друг друга, а их большие диаметры равны диаметрам внутренних цилиндрических полостей 2 статорного устройства.
Поворотные лопасти 5 выполнены свободновращающимися и установлены с возможностью перекрытия впускных окон 8 рабочих камер 6.
Впускные окна 8 соединены с напорными каналами 10, а выпускные окна 9 – со сливными каналами 11.
Центральный вал 4 двигателя установлен в радиальноосевых опорах 12, 13 с амортизирующими прокладками 14, 15.
Двигатель оснащён гидровибратором и устройством для подачи в него рабочей жидкости.
Гидровибратор состоит из подвижного подпружиненного поршня 16, размещённого в цилиндрической полости внутри центрального вала 4 двигателя, перепускных каналов 17, 18 и перепускного устройства, выполненного в виде цилиндрического стакана 19 с окнами 20 в боковых стенках, жестко скрепленного с корпусом статорного устройства, а устройство для подачи в него рабочей жидкости выполнено в виде продольного канала 21 в центральном валу 4 двигателя.
В местах слива рабочей жидкости из двигателя во внешнюю среду размещены запорные устройства, выполненные в виде подвижных подпружиненных поршней 22, установленных с возможностью перекрытия сливных окон 23.
Рисунок 2. Двухвальный гидравлический забойный двигатель
Масляный компенсатор 1 закреплен на центральном валу 4 двигателя, на внешней поверхности которого выполнены продольные канавки 24, соединенные с внутренней полостью масляного компенсатора 1.
В двухвальном варианте роторное устройство снабжено двумя центральными валами, внешний 25 из которых выполнен полым и одет на внутренний вал 4. Рабочие диски роторного устройства разделены на две группы. При этом диски одной из них насажены на внешний вал 25, а другой – на внутренний вал 4 роторного устройства и установлены с возможностью их вращения в противоположные стороны.
Внешний центральный вал 25 роторного устройства установлен в радиальноосевых опорах 26, 27.
Забойный двигатель в этом варианте может быть оснащен откачивающим устройством, выполненным в виде рабочего колеса 28 с винтовыми лопастями 29, установленного в его нижней части и жестко связанного с внешним центральным валом 25 роторного устройства.
Сверху двигатель крепится к бурильной колонне, а снизу – к шпинделю либо непосредственно к бурильному инструменту.
Забойный двигатель работает следующим образом.
В исходном положении поршень 16 гидровибратора перекрывает перепускные каналы 18, а поршни 22 запорных устройств – сливные окна 23, препятствуя попаданию жидкости из внешней среды во внутренние полости двигателя.
При подаче рабочей жидкости в двигатель через бурильную колонну и далее через напорные каналы 10 и впускные окна 8 лопасти 5 под действием её напора поворачиваются до соприкосновения с профилированными поверхностями рабочих дисков 3 роторного устройства и образуют во внутренних полостях 2 статорного устройства изолированные рабочие камеры 6 и 7. При дальнейшей подаче рабочей жидкости между камерами 6 и 7 возникает перепад давления, под действием которого рабочие диски 3 роторного устройства поворачиваются вокруг своих осей, приводя во вращение центральный вал 4 двигателя. При его вращении рабочая жидкость из рабочих камер 7 вытесняется и через выпускные окна 9 и сливные каналы 11 поступает к подпружиненным поршням 22 запорных устройств. Под действием её напора поршни 22 перемещаются и открывают сливные окна 23, через которые рабочая жидкость вытекает во внешнюю среду. При дальнейшей непрерывной подаче рабочей жидкости через бурильную колонну осуществляется непрерывное вращение центрального вала 4 двигателя.
Одновременно часть рабочей жидкости через продольный канал 21 в центральном валу 4 двигателя поступает к подпружиненному поршню 16 гидровибратора, под действием напора которой он перемещается, открывая перепускные каналы 18 и вытесняя жидкость из подпоршневого пространства во внешнюю среду через перепускные каналы 17. В дальнейшем движение поршня 16 будет определяться угловым положением перепускных каналов 18 относительно окон 20 цилиндрического стакана 19. Когда при вращении центрального вала 4 каналы 18 будут перекрыты боковыми стенками цилиндрического стакана 19, поршень 16 под действием давления поступающей по продольному каналу 21 рабочей жидкости будет перемещаться вниз, а когда они окажутся против окон 20, то рабочая жидкость из пространства над поршнем 16 будет вытекать во внешнюю среду. Давление в нём уменьшится и поршень 16 под действием пружины будет перемещаться вверх, совершая в итоге продольные колебания относительно некоторого положения равновесия, которые передаются центральному валу 4 и через него забойному инструменту. Амортизирующие прокладки 14, 15 при этом препятствуют передаче колебаний элементам корпуса статора и, соответственно, бурильной колонне.
Давление рабочей жидкости, поступающей из бурильной колонны, действует на масляный компенсатор 1, в результате чего масло из него через продольные канавки 24 подаётся к радиальноосевым опорам 12, 13 и одновременно заполняет неплотности между центральным валом 4, поперечными стенками статорного устройства и рабочими дисками 3 роторного устройства. При вращении центрального вала 4 масло смазывает радиальноосевые опоры 12, 13 и под действием центробежных сил распространяется в виде тонкой плёнки между трущимися торцевыми поверхностями рабочих дисков 3 роторного устройства и боковыми стенками цилиндрических полостей статорного устройства, осуществляя их смазку.
При прекращении подачи рабочей жидкости в бурильную колонну давление в ней и во внешней среде выравнивается, двигатель останавливается, поршень 16 гидровибратора и поршни 22 запорных устройств под действием пружин перемещаются, перекрывая соответственно перепускные каналы 18 и сливные окна 23, и препятствуют попаданию забортной жидкости во внутренние полости двигателя.
При работе в двухвальном варианте внутренний 4 и внешний 25 центральные валы вращаются в противоположные стороны, при этом внешний центральный вал 25 приводит во вращение рабочее колесо 28 с винтовыми лопастями 29, которое осуществляет откачку бурового раствора из забоя.
Основные характеристики двигателяРезультаты оценки основных геометрических и технических характеристик предлагаемого забойного двигателя представлены в Таблице 1, где обозначено:
| d | – | диаметр внутренних полостей статора; |
| b | – | ширина дисков ротора; |
| k | – | число рабочих камер; |
| L | – | длина двигателя; |
| Δp | – | перепад давления в рабочих камерах; |
| Мкр | – | крутящий момент на валу двигателя; |
| Q | – | расход рабочей жидкости; |
| n | – | частота вращения вала двигателя. |
| d,м | b,м | k,б/р | L,м | Δp,МПа | Мкр,кНм | Q,л/с | n,об/мин |
| 0,1 | 0,05 | 10 | 0,70 | 1,0 | 0,5 | 20 | 382,0 |
| 40 | 764,0 | ||||||
| 2,0 | 1,0 | 20 | 382,0 | ||||
| 40 | 764,0 | ||||||
| 20 | 1,40 | 1,0 | 1,0 | 20 | 191,0 | ||
| 40 | 382,0 | ||||||
| 2,0 | 2,0 | 20 | 191,0 | ||||
| 40 | 382,0 | ||||||
| 0,10 | 10 | 1,20 | 1,0 | 1,0 | 20 | 191,0 | |
| 40 | 382,0 | ||||||
| 2,0 | 2,0 | 20 | 191,0 | ||||
| 40 | 382,0 | ||||||
| 20 | 2,40 | 1,0 | 2,0 | 20 | 95,5 | ||
| 40 | 191,0 | ||||||
| 2,0 | 4,0 | 20 | 95,5 | ||||
| 40 | 191,0 | ||||||
| 0,15 | 0,05 | 10 | 0,70 | 1,0 | 1,12 | 20 | 169,8 |
| 40 | 339,5 | ||||||
| 2,0 | 2,25 | 20 | 169,8 | ||||
| 40 | 339,5 | ||||||
| 20 | 1,40 | 1,0 | 2,25 | 20 | 84,9 | ||
| 40 | 169,8 | ||||||
| 2,0 | 4,50 | 20 | 84,9 | ||||
| 40 | 169,8 | ||||||
| 0,10 | 10 | 1,20 | 1,0 | 2,25 | 20 | 84,9 | |
| 40 | 169,8 | ||||||
| 2,0 | 4,50 | 20 | 84,9 | ||||
| 40 | 169,8 | ||||||
| 20 | 2,40 | 1,0 | 4,50 | 20 | 42,5 | ||
| 40 | 84,9 | ||||||
| 2,0 | 9,0 | 20 | 42,5 | ||||
| 40 | 84,9 | ||||||
| 0,20 | 0,05 | 10 | 0,70 | 1,0 | 2,0 | 20 | 95,5 |
| 40 | 191,0 | ||||||
| 2,0 | 4,0 | 20 | 95,5 | ||||
| 40 | 191,0 | ||||||
| 20 | 1,40 | 1,0 | 4,0 | 20 | 47,7 | ||
| 40 | 95,5 | ||||||
| 2,0 | 8,0 | 20 | 47,7 | ||||
| 40 | 95,5 | ||||||
| 0,10 | 10 | 1,20 | 1,0 | 4,0 | 20 | 47,7 | |
| 40 | 95,5 | ||||||
| 2,0 | 8,0 | 20 | 47,7 | ||||
| 40 | 95,5 | ||||||
| 20 | 2,40 | 1,0 | 8,0 | 20 | 23,9 | ||
| 40 | 47,7 | ||||||
| 2,0 | 16,0 | 20 | 23,9 | ||||
| 40 | 47,7 |
Список использованных источников
rotor-project.ru
Использование: техника для бурения скважин. Сущность: в гидравлическом забойном двигателе имеется оболочка 3 из эластичного материала. Оболочка 3 расположена между ротором 4 и статором 2 и закреплена в пазах статора 2 фиксаторами. Между оболочкой 3 и статором 2 расположены камеры. Ротор 4 выполнен в виде винтового многогранника с n - 1 гранями, камер n. Количество и длина камер связаны зависимостью, приведенной в описании. 4 ил.
Изобретение относится к технике бурения скважин.
Известны винтовые забойные двигатели, состоящие из двигательной и шпиндельной секций с промежуточным элементом между ними в виде карданного или торсионного соединения. В двигательную секцию входят рабочие органы - статор и ротор, представляющие винтовой героторный механизм. Статор, жестко соединенный с колонной бурильных труб, выполнен в виде стального корпуса и вулканизирован резиной с несколькими специально профилированными винтовыми зубьями, число которых на единицу больше числа зубьев ротора. Шпиндельная секция состоит из корпуса и вала с набором осевых и радиальных опорных узлов. Вращающий момент передается с ротора двигателя на вал шпиндельной секции посредством карданного или торсионного соединения и конусно-шлицевых муфт. Для создания герметичных рабочих полостей и достаточной износостойкости в абразивной среде, обкладка статора должна быть эластичной и обеспечивать прочность при рабочем перепаде давления промывочной жидкости из области высокого давления в область низкого давления, оказывая существенное влияние на рабочий процесс двигателя. За счет эластичности обкладки статора, зависимость вращающего момента на валу двигателя от расхода промывочной жидкости становится более близкой к аналогичной зависимости для турбобуров, на характерной для машин объемного типа. Несмотря на наличие эластичного статора ротор двигателя подвержен сильному абразивному износу. Жесткая конструкция карданного (торсионного) узлов приводит к сильным вибрациям, отслаиванию резиновой обкладки статора и к интенсивному разрушению опорных узлов шпиндельной секции двигателя. Наиболее близким к предлагаемому, из известных решений, является гидробур. Гидробур для бурения скважины, состоящий из маслонаполненного корпуса, подшипникового узла, узла уплотнения и рабочего органа, выполненного в виде вала с винтовой нарезкой и статора, снабженного полыми многослойными гибкими трубками, имеющими переменную по слоям прочность и гибкость и расположенными по периферии его внутренней полости. Данная конструкция также обладает рядом существенных недостатков: - конструктивная сложность гибких многослойных трубок; - большой объем занимаемого диаметрального сечения, уменьшающий удельный рабочий объем двигателя и, как следствие, его объемный КПД; - крутящий момент на валу двигателя представляет сумму отклоняющих радиальных моментов, возникающих на весьма малых наклонных площадках контакта винта ротора и гибкой трубки и, как следствие, малый механический КПД двигателя. Цель изобретения - повышение энергетических характеристик гидравлического забойного двигателя за счет увеличения его удельного рабочего объема и рациональной схемы работы рабочего органа. Данная цель достигается тем, что в предлагаемой конструкции двигателя рабочие камеры образованы поверхностью винтового многогранника-ротора, цилиндрической поверхностью статора и промежуточной эластичной оболочкой, расположенной между ними, которая закреплена на внутренней поверхности статора. Под действием гидравлического давления эластичная оболочка взаимодействует с поверхностями винтового многогранника-ротора, создавая на нем отклоняющий момент. Ротор вставляется в статор с минимальным зазором, равным толщине эластичной оболочки, а для снижения потерь на трение свободные объемы между ротором и оболочкой заполняются жидкой или консистентной смазкой. Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что предлагаемый гидравлический забойный двигатель отличается тем, что рабочие камеры образованы поверхностью винтового многогранника-ротора и цилиндрической поверхностью статора с промежуточной эластичной оболочкой, расположенной между ними. Таким образом, предлагаемый гидравлический забойный двигатель соответствует критерию изобретения "Новизна". В результате проведения патентно-информационных исследований не обнаружены технические решения со сходными существенными отличительными признаками в предлагаемом гидравлическом забойном двигателе, поэтому предлагаемое изобретение соответствует критерию "Существенные отличия". Конструкция гидравлического забойного двигателя позволяет увеличить удельный рабочий объем двигателя, уменьшить износ рабочего органа - ротора, за счет эластичной оболочки, отделяющей от промывочной жидкости, содержащей частицы, увеличить долговечность трущихся пар, исключить вибрационные динамические нагрузки за счет соосного расположения рабочих органов статора-ротора - это позволяет достичь цель изобретения - повышение энергетических характеристик гидравлического забойного двигателя. Следовательно, предлагаемый гидравлический забойный двигатель соответствует критерию "положительный эффект". На фиг. 1 изображен предлагаемый двигатель, продольный разрез; на фиг. 2,3 - сечения А-А и Б-Б на фиг. 1; на фиг. 4 - развертка рабочих поверхностей статора и ротора. Двигатель содержит корпус 1, статор 2 с закрепленной в статоре стержневыми фиксаторами эластичной оболочкой 3, образующей рабочие камеры, ротор 4, установленный в радиальные опоры 5, расположенные в торцевых крышках, и связанный конусно-шлицевой муфтой 6 с полым валом 7, установленным в радиальных опорах 8 шпиндельной секции 9. Для восприятия осевых усилий в корпусе шпинделя установлен упорный подшипник 10. Двигатель работает следующим образом. Промывочная жидкость по внутренней поверхности бурильных труб (не показаны) заполняет полость А высокого давления двигательной секции и через продольные каналы 11, 12 и радиальные 13 поступает в продольные, изолированные друг от друга, рабочие камеры 14 и, отжимая эластичную оболочку от поверхности статора, передает давление на контактирующие с ней поверхности ротора, выполненного в виде винтового многогранника. Промывочная жидкость, проходя через рабочие камеры 14, вращает ротор 4 и поступает в полость низкого давления Б и далее через полый вал 7 шпиндельной секции 9 на забой. На фиг. 4 представлена развертка рабочей поверхности статора с рабочими камерами (заштрихованы) и развертка рабочей поверхности винтового многогранника (штрих-пунктирные линии). Угол подъема винтовой линии
зависит от торцевого шага Pв, длины рабочих камер L и коэффициента осевого перекрытия 
: tg=
При > 1 каждая рабочая камера перекрывается гранью винтового многогранника и исключается прямой переток промывочной жидкости из области высокого давления А в область низкого давления Б. Удельное давление, возникающее в каждой рабочей камере, действуя на поверхность винтового многогранника, создает нормальное давление N, которое раскладывается на составляющие Fa, Ft и Fr (Fr не показано). Радиальные усилия Fr направлены к центру ротора и взаимно уравновешиваются, осевое усилие Fa воспринимается опорой ротора, а окружное усилие Ft создает крутящий момент T=F
, вращающий ротор в направлении стрелки, как показано на фиг. 2 и 3.Формула изобретения
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ, содержащий корпус, расположенные в корпусе рабочие органы в виде статора и закрепленного в статоре посредством подшипникового узла ротора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности двигателя, он снабжен оболочкой из эластичного материала, статор выполнен в виде полого цилиндра с параллельными его оси пазами на внутренней поверхности и сквозными радиальными отверстиями, сообщенными с полостью корпуса, а ротор выполнен в виде винтового многогранника с n - 1 гранями, причем оболочка расположена между ротором и статором и закреплена в пазах статора посредством фиксаторов с возможностью образования n камер с внутренней поверхностью статора, количество n и длина L которых связана следующей зависимостью: tg = (Pв / L) , где - угол подъема винтовой линии; - коэффициент осевого перекрытия; Pв - торцевой шаг, Pв = 
dм / n-1 ; dм - наружный диаметр многогранника.РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4www.findpatent.ru
Турбобур — забойный гидравлический двигатель
Турбобур — забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924—34) применялся турбобур, изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом. В этом турбобуре высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор.
В 1935—50 применялся безредукторный турбобурс многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В многоступенчатом турбобуре общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый турбобур — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800—1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300—450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300—400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобурах применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150— 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.
В разведочном бурении для отбора керна в полом валу турбобура размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют турбобур с вращающимся корпусом.
В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб 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. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.
В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капе-люшников разработал (совместно с СМ. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш-никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и
М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.
Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время1.
Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными мас-лонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.
В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stra-topax.
Современный турбобур должен обеспечивать:
1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости
не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.
2. Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с«1 для шаро
шечных и 7 — 10 с»1 для алмазных долот.
3. Максимально возможный КПД.
4. Срабатывание 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 тем
пературы 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 вра
щения 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 приведенных затрат на 1 м проходки скважины по
сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.
Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.
В начале 50-х гг. в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух — трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивали с помощью конической резьбы, а их валы соединяли сначала
конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.
В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевую опору вынесли в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.
Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.
В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометалличе-ская 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 в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.
В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанеся-ном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура типа 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.
Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 164, 195 è 240 ìì.
Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения около 2,5… 5 с«1 [2]. Это привело к созданию целого 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 полным валом;
с плавающей системой статора;
с тормозной приставкой гидромеханического типа;
с редукторной вставкой.
Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.
Среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.
www.ronl.ru
Турбобур - забойный гидравлический двигатель
Турбобур - забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924—34) применялся турбобур , изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом. В этом турбобуре высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор.
В 1935—50 применялся безредукторный турбобурс многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В многоступенчатом турбобуре общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый турбобур — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800—1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300—450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300—400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобурах применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150— 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.
В разведочном бурении для отбора керна в полом валу турбобура размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют турбобур с вращающимся корпусом.
В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб 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. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.
В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капе-люшников разработал (совместно с СМ. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш-никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и
М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.
Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время1.
Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными мас-лонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.
В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stra-topax.
Современный турбобур должен обеспечивать:
1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости
не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.
2. Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с"1 для шаро
шечных и 7 — 10 с"1 для алмазных долот.
3. Максимально возможный КПД.
4. Срабатывание 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 тем
пературы 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 вра
щения 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 приведенных затрат на 1 м проходки скважины по
сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.
Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.
В начале 50-х гг. в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух — трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивали с помощью конической резьбы, а их валы соединяли сначала
конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.
В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевую опору вынесли в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.
Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.
В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометалличе-ская 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 в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.
В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанеся-ном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура типа 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.
Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 164, 195 è 240 ìì.
Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения около 2,5… 5 с"1 [2]. Это привело к созданию целого 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 полным валом;
с плавающей системой статора;
с тормозной приставкой гидромеханического типа;
с редукторной вставкой.
Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.
mirznanii.com
Турбобур — забойный гидравлический двигатель
Турбобур — забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924—34) применялся турбобур, изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом. В этом турбобуре высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор.
В 1935—50 применялся безредукторный турбобурс многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В многоступенчатом турбобуре общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый турбобур — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800—1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300—450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300—400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобурах применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150— 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.
В разведочном бурении для отбора керна в полом валу турбобура размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют турбобур с вращающимся корпусом.
В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб 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. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.
В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капе-люшников разработал (совместно с СМ. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш-никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и
М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.
Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время1.
Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными мас-лонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.
В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stra-topax.
Современный турбобур должен обеспечивать:
1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости
не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.
2. Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с«1 для шаро
шечных и 7 — 10 с»1 для алмазных долот.
3. Максимально возможный КПД.
4. Срабатывание 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 тем
пературы 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 вра
щения 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 приведенных затрат на 1 м проходки скважины по
сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.
Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.
В начале 50-х гг. в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух — трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивали с помощью конической резьбы, а их валы соединяли сначала
конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.
В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевую опору вынесли в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.
Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.
В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометалличе-ская 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 в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.
В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанеся-ном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура типа 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.
Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 164, 195 è 240 ìì.
Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения около 2,5… 5 с«1 [2]. Это привело к созданию целого 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 полным валом;
с плавающей системой статора;
с тормозной приставкой гидромеханического типа;
с редукторной вставкой.
Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.
Среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.
www.ronl.ru
