Чертежи-Графическая часть-Курсовая работа-Общая схема буровой установки, Общий вид Турбобура, Секционный Турбобур, Патентно-информационный обзор, Деталировка

Турбобур – забойный гидравлический двигатель, использующий энергию промывочной жидкости.


Рисунок 1 - Устройство турбобура.
1 – вал; 2 – лопатка статора; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – лопатка ротора; 6 – корпус

Это многоступенчатая турбина, каждая ступень которой состоит из жестко закрепленного статора и ротора, укрепленного на валу. Поток промывочной жидкости под давлением стекает с лопаток статора и попадает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента; затем снова натекает на лопатки статора и т.д. Большое число ступеней (до 350) позволяет при небольших диаметрах турбобура получить значительную мощность и вращающий момент при сравнительно низкой частоте вращения вала. Частота вращения вала турбины пропорциональна количеству прокачиваемой жидкости. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачиваемой жидкости. Для эффективной работы необходимо стремиться к созданию максимальной для данного типа турбобуров подаче буровых насосов. Мощности турбобура достаточно для бурения самых твердых пород. Бурение турбобуром глубже 5000 м неэффективно из-за потерь давления в трубах.
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.
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 шарошечных 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 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 приведенных затрат на 1 м проходки скважины по
сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.