Турбобур с полым валом

Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 4.4), предна­значенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно ис­пользование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуе­мой характеристики турбобура.

 

 

Как видно из рис. 4.4, турбинные сек­ции состоят из корпуса и полого вала, уста­новленного внутри корпуса на четырех ре-зинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым ва­лом установлено около 100 ступеней турби­ны. Концы полого вала оборудованы конус-но-шлицевыми полумуфтами, внутри кото­рых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раство­ра из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры «вылета» и «утопания» полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из кор­пуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиаль­ных опорах и упорно-радиальном шарико­вом подшипнике серии 128000. При необ­ходимости нижний конец корпуса шпинде­ля может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавли­вается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.

При сборке турбинных секций преду­смотрена возможность установки стабили­заторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем кон­це вала — удлинитель соответствующей длины, так, чтобы не изменять ра­нее отрегулированные присоединительные размеры «утопания» и «выле­тов» полумуфт.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуще­ствлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давлений в 6 — 9 МПа без до­полнительного нагружения буровых насосов;

проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода напол­нители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определе­ния места прихвата ПО-50 по ТУ 39-020 — 75 и торпеды, например, ТШ-35,

Таблица  4.6

 

Шифр тур­бобура	Число сту­пеней тур­бины	Расход жид­кости через турбину, л/с	Крутящий момент при Nmax, Н-м	Частота вращения При Nmax, с  '	Перепад давления, МПа	Диаметр долота, мм
ТПВ 240 А7ПВ ТПВ 178	552 588 552	30 22 17	2800 1600 1200	5,7 4,9 7,6	6,7 4,9 10	311; 295,3; 269,9 215,9; 212,2 215,9; 212,2

Примечание. 1000 3.

 —   максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости   —

 

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через по­лый вал с последующим сбросом гидромониторного узла; такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ.

В табл. 4.6 приведены технические характеристики турбобуров с по­лым валом.