Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

Турбобур – забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях, с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора.

Классификация:

1. с металлическими цельнолитыми турбинами;
2. с металлическими турбинами точного литья (шифр ТЛ);
3.  с составными турбинами из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей (шифр П);
4. с резинометаллическими опорами с привулканизированной резиной;
5.  с резинометаллическими опорами со смешенными резиновыми вкладками (шифр СР);
6. с опорами качения (турбина А7Н1С, А7Н4С).

Классификация:

1. Турбобур типа Т12 – односекционный с числом ступеней турбины 100-120, диаметры 240, 215, 195, 172.

Т12М3 – для бурения вертикальных и наклонных скважин, до 2000 метров.

Т12РТ9” – для бурения стволов большого диаметра методом РТБ (реактивно турбинного бурения).

1. Турбобур, тип Т123К (укороченные) – для забуривания новых стволов, бурения сильно искривленных, многозабойных и горизонтальных скважин. Число ступеней турбин 30 и 60, диаметр 215 и 172 мм.
2. Секционные турбины типа ТС – состоят из двух и более секций. Число ступеней 200 и более, диаметр 240, 215, 195, а при бурении глубоких скважин – 172, 127, 104 мм. 

ТС4А-4” – при КРС (разбуривание цементных пробок).

1. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) – для отбора образцов пород при            бурении скважин, диаметром 238, 212, 196, 172, 164, 127 мм.
2. Шпиндельные турбобуры ТСШ – бурение глубоких скважин. Выпускаются как с обычной схемой промывки, так с алмазными и гидромониторными долотами, диаметры 240, 195, 185, 172, 164 мм. Диаметры 185 и 164 – для бурения с алмазными долотами. Шпиндельный турбобур собирается из шпинделя с 2-х или 3-х секций. Турбобуры с турбинами точного литья (ТЛ) из шпинделя и 2, 3, 4-х секций.
3. Турбобуры типа А7Н – для бурения вертикальных и наклонных скважин, диаметр 195 мм, двух секционные.
4. Шпиндели с шаровой опорой типа 1ШШ, диаметром 240 и 195. Для работы с турбинными секциями шпиндельных турбобуров взамен с резинометаллической опорой, а также взамен нижней секции 2-х и 3-х секционных турбобуров.

Турбина состоит из большого числа ступеней (до 370). Каждая ступень (рис. 1.7) состоит из статора с наружным 2 и внутренним 3 ободами, между которыми размещены лопатки 4 и ротора, обод 1 которого снабжен лопатками 5. Лопатки статора и ротора расположены под углом друг к другу, вследствие чего поток жидкости, поступающий под углом из каналов статора на лопатки ротора, меняет свое направление и давит на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повернуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закрепленный в корпусе статор - в другую.

Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки статора второй ниже расположенной ступени, на лопатки ее ротора, где вновь изменяется направление потока раствоpa. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате раствор под действием энергии давления, создаваемой буровым насосом, расположенным на поверхности, проходит все ступени турбобура. В многоступенчатой турбине раствор движется вдоль ее оси. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный (равный по величине и противоположный по направлению), создаваемый на лопатках статора, суммируется на корпусе турбобура.

Реактивный момент через корпус турбобура передается соединенной с ним бурильной колонне, а активный - долоту. На создание крутящего момента перепад давления, срабатываемый в турбобуре, составляет от 3 до 7 МПа, а иногда и более. Это является большим недостатком турбобура, поглощающего значительную часть энергии, создаваемую насосом и затрачивающего ее на вращение долота, а не на очистку и эффективное разрушение забоя скважины, что практически исключает возможность применения гидромониторных долот.