1. Турбобуры. Назначение, типы, конструктивные особенности.

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением её тормозного момента) не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе бурения 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.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции:

1.  Достаточный крутящих момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2.  Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с для шарошечных и 7 – 10 с для алмазных долот.

3.  Максимально возможный КПД.

4.  обеспечение 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 температуры 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 вращения 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 проведённых затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

В одной конструкции все эти требования воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трёх секций, собираемых непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию – шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура – его опоры.

Резинометаллическая 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 снижало эффективность способа бурения, поэтому в конце 50-х годов были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура.

В начале 60-х годов Р.А. Ионнесяном и соавторами была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. ............