Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

• Вступ
• 1. Інформаційний огляд
• 1.1 Бурові установки - загальна характеристика
• 1.2 Основні типи турбобурів
• 1.3 Секційні турбобури
• 1.4 Турбобури з похилою лінією тиску
• 1.5 Турбобури для буріння алмазними долотами
• 1.6 Турбобури для буріння з відбором керна
• 1.7 Висновки до розділу
• 2. Турбобур односекційний Т 12РТ-240
• 3. Техніко-економічне обґрунтування
• 3.1 Ефективного використання породоруйнівного інструменту
• 4. Опис технічної пропозиції

Вступ

Нафтогазовий комплекс - це потужна галузь економіки України, вплив якої на функціонування і розвиток усього народного господарства країни є досить суттєвим.

Україна є однією з найстаріших нафтогазовидобувних держав світу. Промислова розробка нафтових родовищ на території Прикарпаття почалась понад 120 років тому. Сьогодні за рівнем видобутку нафти й газу (понад 22 млн. т. умовного палива) Україна відноситься до числа найбільших нафтогазовидобувних країн Європи.

З метою ефективнішого використання вуглеводневих ресурсів України потрібно залучити значний науково-технічний потенціал для розв'язку наступних питань:

- залучення передових технічних засобів та ефективних технологій для буріння, випробовування і розробки покладів на глибинах понад 4500-6000м.;

- розробки невеликих запасів родовищ нафти й газу, а також використання ефективних методів збільшення коефіцієнтів видобутку розвіданих запасів нафти.

Основні об'єми нерозвіданих ресурсів вуглеводнів України припадають на пласти, які западають на глибинах понад 4500 м.

Такі значні величини залягання продуктивних пластів обумовлюють високі пластові тиски. За для безпечного буріння на такі глибини велику увагу приділяють правильному вибору противикидного обладнання, яке призначене для герметизації гирла свердловини при бурінні, керування свердловиною шляхом створення протитиску на пласт і повернення її до нормального режиму буріння.

Стабілізація та ріст видобутку нафти і газу являється основою задачею у найближчі роки. Виконання такої задачі ставить перед нами необхідність введення в розробку багатьох новорозвіданих нафтових і газових родовищ та спорудження на них значної кількості виробничих об'єктів буріння, транспорту, підготовки нафтопромислової продукції. Витрати на нове обладнання, реконструкція їх на старих площах складають більшу частину усіх капітальних та експлуатаційних витрат. В нафтогазовидобувній промисловості використовується різноманітне обладнання, що призначене для буріння свердловини яке постійно вдосконалюється і збільшується номенклатура обладнання для буріння свердловин, випускаються установки для проведення робіт по інтенсифікації видобутку нафти. З появою нового обладнання виникає необхідність підвищення кваліфікації робітників та техніки.

Обладнання, яке вибирається для буріння свердловин, повинно забезпечувати надійне буріння та відповідати вимогам надійності.

1. Інформаційний огляд

1.1 Бурові установки - загальна характеристика

Бурова установка - це комплекс наземного устаткування, необхідний для проведення операції по бурінні свердловини. Вимоги, що пред'являються до бурових установок, обумовлені низкою чинників, які необхідно враховувати при виборі їх для кожного конкретного випадку. До цих факторів належать: глибина проектованої свердловини; твердість, пластичність і абразивність порід, що підлягають розбурювання; очікуване відносний тиск в прохідних горизонтах і можливість тих чи інших ускладнень; діаметри доліт і бурильних труб, якими будуть бурити стовбур свердловини під ці колони; спосіб буріння; комплектність бурової установки і її монтажездатність [2].

З'ясувавши і проаналізувавши всі ці фактори, вибирають тип бурової установки, яка повинна забезпечити максимальну продуктивність і ефективність.

Бурові установки підрозділяються на дві категорії: для бурінню глибоких експлуатаційно-розвідувальних свердловин і структурно-пошукових свердловин.

Установки для буріння геофізичних і структурно-пошукових свердловин повинні відповідати ГОСТ 16151-82 (СТ РЕВ 2447-80). Згідно з цим ГОСТу передбачаються бурові установки вантажопідйомністю від 10 до 800 кН і умовах а умовної глибиною буріння від 75 до 3000 м.

Для буріння експлуатаційних і глибоких розвідувальних свердловин бурові установки випускаються по ГОСТ 16293-82, у яких передбачено одинадцять класів бурових установок з допустимих навантажень на крюці від 800 до 8000 кН і умовно глибинного буріння від 600 до 12500 м [4].

Оскільки з застосуванням будь якої бурової установки при визначенні потужності її двигунів, максимально допустимого навантаження на гаку можна пробурити свердловини різної глибини і деструкції в залежності від діаметру і маси застосовуваних бурильних обсадних колон оцінки потужності класу бурової установки для глибокого буріння приймають глибину свердловини кінцевого діаметра 215 мм, яка може бути досягнута при використанні бурильної колони діаметром 114 мм і масою 1 м труб 30 кг. При роботі з бурильними трубами інших діаметрів і маси гранична глибина буріння з цієї ж буровою установкою може значно відрізнятися від її номінальною глибини[3].

Бурові установки для буріння глибоких експлуатаційних і: розвідувальних свердловин характеризуються великою масою і, як правило, обмеженою монтажездатністю, перевезення їх з об'єкта на об'єкт буріння проводиться блоками.

Бурові установки для структурного та пошукового буріння зазвичай мають малу масу і монтуються на мобільних шасі (автомобіля, трайлери, трактори).

До числа найважливіших показників розглянутого ГОСТу відноситься навантаження на гаку (елеваторі) в процесі проводки свердловини. За цим показником і оснащенні талевої системи визначається компоновка бурильної і обсадної колон. "Для прискорення спуско-підйомних операцій велике значення мають довжина свічки і висота вишки або щогли. Чим більше довжина свічки, тим менше витрачається часу на спуск і підйом інструменту. Для важких бурових установок висота свічки складає 25-27 і 36 м, а для легких бурових установок не перевищує 18 м.

Із збільшенням довжини свічки зменшується число згвинчення і розгвинчування, число установок свічок за палець і виносу їх з-за пальця магазину. При довгій свічці дещо скорочується час машинного підйому, так як час, що витрачається на розгін і зупинку колони, залишається незмінним, а підйом і спуск її на найбільшій короста відбуваються на більш довгому ділянці. Однак збільшення довжини свічки пов'язано зі збільшенням маси, висоти вежі та ускладненням її конструкції, зниженням монтажездатності, транспортабельності, поздовжньої стійкості свічок, що встановлюються похило на свічнику. Тому в даному ГОСТі прийнята оптимальна довжина свічки[3].

Бурова вишка призначена для підвіски талевої системи, розміщення кронблока й засобів механізації спуско-піднімальних операцій, а також для підвіски сходів, майданчиків і огороджень[2].

Розрізняють два типи вишок: баштові і щоглові. Для вишок баштового типу характерна наявність чотирьох несучих ніг, що передають навантаження на фундамент н зв'язаних ґратами в єдину просторову систему[2].

Вишки щоглового типу мають одну або дві несучі ноги й два підкоси, що перешкоджають перекиданню конструкції.

До бурових вишок пред'являються наступні основні вимоги:

достатні міцність і надійність при виконанні всіх необхідних технологічних операцій у період будівництва свердловин;

довговічність;

відповідність параметрів спорудження призначенню й експлуатації;

можливо більша швидкість при складанні й розбиранню;

можливо менша трудомісткість при виготовленні;

Забезпечення розміщення необхідних механізмів, пристроїв і пристосувань для механізації трудомістких процесів;дотримання умов зручності й безпеки робіт обслуговуючого персоналу при бурінні й транспортуванню.[2]

Надійна, зручна й тривала експлуатація вишки значною мірою залежить від правильно обраної геометричної схеми спорудження в цілому, обрису поясів і конструкції вузлових з'єднань.

Основні вузли вишки по їхньому призначенню підрозділяються на дві групи: 1) несучі й 2), що обгороджують. До перших ставляться вузли, сприймають силові впливи (ноги, пояса, деталі ґрат); 1год, другим - балкони, сходи й майданчика огородження.

Одні з найпоширеніших вишок баштові йшли у виконані у вигляді правильної чотиригранної усіченої піраміди із трубного або сортового прокату. Основними їхніми вузлами являлись ноги: ноги, пояса, ґрати, стиковий і опорний вузли, ворота, кронблочна рама, козла, балкони верхнього робітника, сходи, перехідні майданчики, майданчики обслуговування, огородження.

І залежності від конструкції розрізняють вишки із хрестової, двохрестової, ромбічної й напіврозкісної ґратами) [3].

Бурові вишки й щогли характеризуються наступними основними параметрами: 1) вантажопідйомністю; 2) висотою; 3) ємністю магазинів.

Вантажопідйомність - максимальне статичне навантаження на гаку, визначається розмірним рядом бурових установок для експлуатаційного й глибокого розвідницького буріння на нафту й газ.

Максимальне статичне навантаження на гаку ухвалюється залежно від маси обсадної колони й можливих аварійних випадків "прихвата" інструмента. Вона є розрахунковою при проектуванні й вказується в паспорті.

Зменшення ваги колони труб при зануренні її в рідину під час визначення сили ваги не враховується, тому що воно умовно ухвалюється рівним збільшенню навантаження від колони за рахунок сил тертя її про стінки свердловини [3].

Висота вишки - відстань від підлоги бурової до верхньої крайки підкронблочних балок ухвалюється залежно від економії часу, затрачуваного на спуско-піднімальні операції свіч різних довжин.

У вишок розрізняють корисну й конструктивну висоти.

Корисна висота - відстань від стола ротора до верхньої площини підкронблочних балок.

Конструктивна висота:

а) для вишок баштового типу - від низу опорної плити до верхньої площини підкронблочних балок;

б) для вишок щоглового типу - від центру опорного шарніра до верхньої площини підкронблочних балок.

При збільшенні довжини свічі скорочуються машинно-ручні операції внаслідок зменшення кількостей згвинчувань і розгвинчувань.

Однак слід ураховувати, що внаслідок збільшення довжини свічі збільшується висота вишки, що у свою чергу ускладнює умови монтажу й транспортування останньої[2].

Бурові установки із приводом від електродвигуна постійного струму. Устаткування

Бурова установка Уралмаш 300Е (рис. 1.1) має роздільний регульований привод ротора, бурової лебідки й бурових насосів від електродвигунів постійного струму й призначає для буріння свердловин на глибину до 8000 м в електрифікованих районах. Джерелом енергії (постійний струм) для приводних електродвигунів є 11*323кВт[3].

Машинні перетворювачі постійного струму, що одержують енергію (змінний струм) від електропідстанції, що харчується від стаціонарної високовольтної мережі.

Устаткування бурової установки розміщене в трьох блоках: енергетичному, насосному й вишково-лебідочному блоці. Енергетичний і насосний блоки з умов протипожежної безпеки віднесені від вишково-лебідочного блоку на значні відстані[3].

Кінематична схема бурової установки Уралмаш 300Е складається з кінематичної схеми спуско-підйомного агрегату, розташування машинних перетворювачів постійного струму, кінематичної схеми привода бурових насосів у насосному блоці, а також схеми привода ротора[4].

В енергетичному блоці установки Уралмаш 300Е встановлено чотири машинні перетворювачі постійного струму, дизель-електричний агрегат змінного струму потужністю 200 кВт для живлення (через відповідний перетворювач постійного струму) приводного електродвигуна подачі долота на вибій, використовуваного також для підйому колони бурильних труб в аварійних випадках[3].

В енергетичному блоці розміщені електричні панелі керування, витяжна вентиляційна установка, а також кронблока вантажопідйомністю 10 т, необхідна для ремонту встаткування.

У насосному блоці встановлено три бурових насоса типу В 8-7М, розрахованих на тиск 32 Мпа, і один насос типу В 8-4 для готування розчинів.

Насос В 8-7М мають привод від електродвигунів постійного струму, а насос В 8-4- від електродвигуна змінного струму потужністю 450 кВт. У насосному блоці встановлено два компресори високого тиску для зарядки пневмокомпенсаторів бурових насосів. Для ремонту й обслуговування насосів (зміна поршнів групи) використовують ручну кранбалку вантажопідйомністю 5 т. Зовні насосного блоку змонтований трубопровід високого тиску (маніфольд), що йде від бурових насосів, що й закінчується плавним вигином у вишці для приєднання до нього броньованого шланга, що з'єднує маніфольд з вертлюгом. Зовні насосного блоку встановлена жолобна система ємності й устаткування для готування й очищення розчинів[3].

У вишково-лебідочному блоці застосовані баштова вишка пилонної конструкції й металева підстава, підняте на висоту 6 м. Спуско-піднімальний агрегат і привод ротора встановлені під підставою. На підставі розміщені ротор В 7-76 для ключа типу ВКБ-ЗМ, допоміжна лободка, свічники для механізованого розміщення свічів. На вишці-укріплені вузли комплексу механізмів АСП-5 для механізації й часткової автоматизації спуско-піднімальних операцій.



Рисунок 1.1 - Бурова установка 300Е

У вишково-лебідочному блоці встановлено два компресори, повітрозбірники й і керування електроустаткуванням.

Вишково-лебідочний блок бурових установок Уралмаш 300ДЭ й Уралмаш 300Е спуско-піднімального агрегату. На підставі поміщені пульти керування й прилади контролю процесів свердловин.

Поруч із вишково-лебідочному блоці установлені мостки зі стелажами для труб, з яких у процесі проводки свердловин формують бурильну й обсадну колони. Мостки з'єднуються з підлогою підстави похилою рамою, що має ринва для переміщення труб. На робочому майданчику підстави на спеціальному рейковому шляху встановлений баштовий кран для роботи із трубами на стелажах і мостках [2].

Бурова установка Уралмаш 300ДЭ (рис. 1.1) призначена для свердловин свердловин на глибину до 8000 м у не електрофікованих районах. Бурова установка Уралмаш 300ДЭ повністю аналогічна розглянутої вище буровій установці Уралмаш 300Э і також складається із трьох блоків: насосного, енергетичного й вишково-лебідочного блоку [2].

Відмінність цієї бурової установки від установки Уралмаш 300Е полягає в джерелі енергії постійного струму для живлення приводних електродвигунів ротора, бурової лебідки й насосів. У буровій установці Уралмаш 300ДЭ джерелом енергії (постійний струм) служать дизель-електричні агрегати постійного струму.

В енергетичному блоці бурової установки Уралмаш 300ДЭ встановлено три дизель-електричні агрегати постійного струму й три дизель-електричні агрегати змінного струму: два з них потужністю по 294,2 кВт і один 200 кВт. В енергетичному блоці змонтовані всі системи, а також пускова й контрольно-вимірювальна апаратура, панелі керування, установка для охолодження й очищення повітря, витяжна вентиляція, ;, що забезпечують нормальну експлуатацію встановлених дизель-електричних агрегатів.

Установка Уралмаш 300ДЭ відрізняється від Уралмаш З00Э тим, що насос В 8-4, установлений у насосному блоці для технологічних цілей, має приводну потужність від електродвигуна змінного струму потужністю 125 кВт.

Кінематичні схеми названих бурових установок аналогічні, різниця тільки в тому, що в енергетичному блоці машинних перетворювачів постійного струму в установці Уралмаш 300ДЭ встановлені дизель-електричні агрегати постійного струму[2].

Бурова установка Уралмаш 15000 стаціонарного типу з дискретним (перериваним) виконанням спуско-піднімальних операцій призначена для надглибокого свердловин геологорозвідувальних свердловин у кристалічних породах з метою вивчення верхніх шарів земної кори, а також для розвідницького й експлуатаційного свердловин нафтових і газових свердловин глибиною до 15 000 м [3].

Особливості цієї бурової установки:

1) застосування як головний привод ротора, бурових насосів і лебідки роздільного регульованого привода постійного струму по системі генератор - двигун;

2) автоматизація спуско-підйому бурильної колони по оптимальним тахограммам, які вибираються автоматично.

Свердловини глибиною 3500-6000 м відносять до глибоких.

Свердловини глибиною 6000 м і більш відносять до надглибоких. Залежно від того, для якої глибини свердловин призначені бурові установки, останні одержали назву "бурові установки для глибокого або надглибокого свердловин". Розподіл бурових установок на установки для глибокого й надглибокого свердловин визначається багатьма факторами:

1) технічною характеристикою бурових установок, що визначається навантаженням на гаку, тиском і подачею бурових насосів, типом і потужністю головного приводу;

2) масою наземного встаткування (як слідство технічної характеристики бурової установки);

3) способом монтажу, демонтажу й транспортування;

4) часом, затрачуваним на будівництво бурової;

5) часом свердловин свердловини;

6) організацією бурових робіт.

Устаткування для бурових установок для надглибокого свердловин по всіх порівнюваних параметрах різко відрізняється від бурових установок, призначених для свердловин глибоких свердловин. Устаткування кожної бурової установки, характеризується двома різко відмітними комплексами: 1) устаткування властиво для свердловин; 2) устаткування для спуско-підємних операцій і розміщення піднятої бурильної колони (свічі), розрахованої на свердловину даної глибини[3].

Ці два комплекси повинні обов'язково узгоджуватися, що й витримується у всіх бурових установках Уралмашзавода за умови використання для бурильної колони сталевих труб.

У випадку застосування бурильних труб з легких металів ця рівновага порушується. Застосувавши бурильні труби з алюмінієвих сплавів, глибина свердловин кожної з розглянутих бурових установок (крім Уралмаш 15 000) може бути різко збільшена, але розмістити таку бурильну колону на свічниках даної бурової установки, розрахованої а застосування сталевих труб, неможливо [2].

В закордонній практиці до глибоких свердловин відносять свердловини глибиною 4570 м і більш.

Аналізуючи порівняльні параметри, слід зупинитися на буровій установці Уралмаш 15000, призначеної для свердловин на глибину до 15 тис. м. Вантажопідйомність на гаку цієї бурової установки (400 т) збігається з вантажопідйомністю бурових установок, призначених для свердловин свердловини тільки на глибину 8000 м.

Це пояснюється тим, що ця установка розрахована на використання труб з алюмінієвих сплавів.

Бурова установка для свердловин на глибину 15 тис. м у випадку застосування сталевих труб (підвищеного якості) повинна була б мати вантажопідйомність на гаку значно більшу. Використання в установці Уралмаш 15 000 труб з алюмінієвих сплавів дозволило знизити вантажопідйомність в 2 рази.

Порівнюючи бурові установки для свердловин свердловин на глибину 8000 15 000 м, необхідно мати на увазі, що свічники й устаткування для розміщення свіч у першій буровій установці розраховані на бурильну колону довжиною 8000 м, а в другій - довжиною 30 тис. м.

Найважливіші фактори, що визначають бурові установки для надглибокого свердловин, що випливають: автоматизація спуска й підйому бурильної колони займає більш 50 % часу, затрачуваного на свердловин й розміщення її на свічниках; необхідність застосування роздільного регульованого приводу ротора, бурових насосів і лебідки від електродвигунів постійного струму з використанням тристоронніх перетворювачів також постійного струму.

Бурові установки, призначені для роботи в електрифікованих і не електрифікованих районах, повинні бути однаковими й оснащені тиристорними перетворювачами постійного струму. Установки одержують енергію в електрифікованих районах від електростанцій, а в не електрифікованих - від дизель-електричних агрегатів, що поставляються комплектно з буровою установкою.

У бурових установках, на Уралмаш 200 ДГУ (рис.1.2) у якості приводу застосовують дизель-гідравлічні агрегати для роботи в не електрифікованих районах, а в електрифікованих районах - електродвигуни змінного струму з відповідними складними механічними трансмісіями, що мають коробки швидкостей, що спаровують трансмісії, спеціальні гальмові машини.

Рисунок 1.2 - Уралмарш 200 ДГУ

Як ми вже відзначали в главі даної роботи, доцільно замінити бурові установки з дизель-гідравлічним приводом і приводом від електродвигунів змінного струму на бурові установки із приводом від електродвигунів постійного струму, оснащені тиристорними перетворювачами. У цей час модернізація, що випускаються Уралмашзаводом.

Керування буровими установками зводиться до пуску й зміні режиму роботи, з'єднанню й роз'єднанню обертових валів, гальмуванню й зупинці різних по призначенню й принципу дії агрегатів, що брав участь у виконанні технологічних процесів проведення шпар[3].

Керування цими агрегатами ділять на електричне, пневматичне й механічне. свердловина буріння турбобур породоруйнівний

Електричне керування - це керування приводними електродвигунами основних агрегатів, ротора лебідки, бурових насосів, електричними гальмовими машинами (бурові установки з електричним приводом) із приводними електродвигунами допоміжних механізмів. Це керування в загальному здійснюється командо-контролерами за допомогою пускових кнопок [2].

Пневматичне керування принципове відрізняється від електричного, тому що забезпечує з'єднання й роз'єднання обертових валів механізмів і агрегатів за допомогою шинно-пневматичних муфт, а також за допомогою пневматичних циліндрів впливає на важільні системи включення кулачкових муфт і гальмування барабана лебідки.

Механічне керування збереглося тільки в керуванні паливними насосами дизелів у бурових установках Уралмаш ЗД-76 і Уралмаш 3000БД і включенні кулачкової муфти, що з'єднує вал барабана з гідрогальмом бурових установок БУ-ЗД-76, БУ-4Е-76, БУ-3000БД, БУ-3000БЭ[3].

У системах керування буровими установками Уралмаш заводу. широко використовують пневматичні муфти й пневматичні циліндри, у зв'язку із цим широко застосовують пневматичне дистанційне керування. Як показала багаторічна практика, системи пневматичного керування мають наступні переваги: легкість і чіткість дистанційного керування, незначність фізичних навантажень при керуванні рукоятками, безвідмовна робота в будь-яких кліматичних умовах, швидкість і плавність дії, простота конструкції, що обумовлює надійність і тривалий строк експлуатації, а також мінімальні вимоги до догляду за агрегатами, пожежна безпека й газобепечності.

1.2 Основні типи турбобурів

Різноманітність геологічних умов буріння привела до необхідності створення великої кількості конструктивних різновидів турбобурів, що відповідають вимогам технології проводки свердловин в різних умовах, а також експлуатаційних вимог, що пред'являються до сучасних машин.

Всі різновиди турбобурів можна класифікувати по конструктивних ознаках, покладених в основу кожного типу машин. Однотипні турбобури, маючи ідентичну конструкцію, відрізняються по розмірах (діаметрам і довжинам) [3].

Робочий орган турбобура - багатоступінчата турбіна, кожен ступінь якої складається з нерухомого направляючого колеса - статора і робочого колеса, що обертається, - ротора. Турбіна турбобура осьового типу, канали статора і ротора якої чергуються в осьовому напрямі, а їх середні діаметри однакові. У каналах турбіни по колу рівномірно розміщені лопатки. Напрями нахилу лопаток статора і ротора протилежні (ліве і праве).

На валу турбобура вмонтовуються ротори і деталі опор, що обертаються. Деталі, що все обертаються, - ротори, втулки нижньої і середніх опор, диски і кільця п'яти закріплюються на валу роторною гайкою. Верхня частина роторної гайки має конус і подовжні прорізи. При закріпленні контргайки ковпак, що має внутрішній конус, обжимає конусну частину гайки на різьбленні валу, оберігаючи її від відгвинчування.

На нижньому кінці валу є переводник для приєднання долота.

У корпусі турбобура вмонтовуються статори і деталі опор, що не обертаються. Всі нерухомі деталі турбобура - статори, середні опори, підп'ятники - закріплюються в корпусі ніпелем. Корпус через переводник з'єднується з колоною бурильних труб [3].

Регулювальне кільце, розташоване між статором і підп'ятником, визначає положення ротора щодо статора. Розмір його по висоті встановлюється залежно від осьового люфта турбіни і конструктивних розмірів деталей п'яти.

Залежно від призначення і області застосування розрізняються турбобури наступних типів.

1. Односекційні турбобури типу Т 12МЗ з числом ступенів турбіни 100-120.

До цього ж типу відносяться турбобури Т 12РТ, призначені для буріння стовбурів великого діаметру методом РТБ (реактивно-турбінного буріння).

2. Секційні турбобури типів ТС 5 і 3ТС 5 складаються з двох або трьох секцій з числом ступенів турбіни 200-300[2].

3. Секційні турбобури шпинделів типу ЗТСШ складаються з окремого вузла осьової опори-шпинделя (секції шпинделя) і турбінних секцій.

Турбобури типу ЗТСШ, що мають в шпинделі п'яту-сальник, можуть бути використані для буріння як долотами із звичайною схемою промивки, так і долотами гідромоніторів і діамантових.

Покращуваною модифікацією турбобурів шпинделів є уніфіковані турбобури шпинделів типу ЗТСШ 1.

4. Секційні турбобури типу А з турбіною, що має похилу лінію тиску, складаються з двох секцій. У турбобурах типу А встановлюється наполегливо-радіальна п'ята кочення.

До цих же турбобурів відносяться турбобури з гратами гідро гальмування АГТ і турбобури шпинделів з похилою лінією тиску АШ.

5. Турбобури для діамантового буріння.

6. Колонкове турбодолота типу КТД, призначені для відбору керна (зразків породи) при бурінні.

Односекційні турбобури Т 12МЗ, Т 12РТ-240, секційні турбобури ТС 5 і 3ТС 5, секційні турбобури шпинделів ЗТСШ, секційні турбобури типу А з похилою лінією тиску і колонкові турбодолота КТД випускаються вітчизняною промисловістю серійно[3].

Редукторний турбобур складається з секцій турбін, редуктора і шпинделя. Збірка необхідних варіантів редукторних турбобурів здійснюється безпосередньо на свердловині в залежності від технологічних вимог проходження свердловин. Якщо редуктор не потрібний, то турбобур збирається з турбінних та шпиндельної секцій[3].

Редуктор турбобура призначений для зменшення частоти обертання і підвищення моменту на вихідному валі. Редуктор виконаний у вигляді окремого вузла і містить:

дворядну зубчасту планетарну передачу з косозубим зачепленням Новикова, яка здатна передавати моменти понад 10 кНм;

вхідний та вихідний вали з несучими опорами;

систему маслозахисту, яка включає ущільнення торцевого типу і лубрикатор для компенсації можливих витоків мастильних матеріалів у процесі експлуатації та стабілізації тиску в маслозаповненій порожнині.

Коротка характеристика редукторних турбобурів:

ТРВ-142 - вставний редукторний турбобур, призначений для використання в складі комплекту вставного інструменту для буріння без піднімання бурильної колони;

ТР-145Т - термостійкий редукторний турбобур, призначений для буріння глибоких і надглибоких свердловин при температурах до 300°С і тисках до 250 МПа;

ТР-178 - редукторний турбобур із зменшеним діаметром та двома діапазонами робочих частот обертання вала;

ТРМ-195 - редукторний турбобур, в якому осьові опори винесені у вигляді проміжного і нижнього шпинделів;

ТРМ 1-195Ш - турбобур з редуктором-шпинделем з підсиленими опорними вузлами кочення підвищеної вантажопідйомності та двома передаточними відношеннями, що забезпечує два режими роботи доліт серій ГНУ і ГАУ;

ТРМЗ-195 - турбобур із зменшеною довжиною редуктора-шпинделя і короткою турбіною, призначений для буріння викривлених і горизонтальних ділянок стовбурів свердловин;

ТР-195СТ - турбобур у термостійкому виконанні з механізмом фіксації вала, призначеним для звільнення долота при його заклинюванні. Механізм фіксації включається обертанням бурильної колони вправо;

ТР-240 - турбобур з редукторним шпинделем РШ-240, призначений для буріння при температурах до 150°С.

Турбобури-відхилювачі типу ТО (табл. 2.122) призначені для буріння інтервалів зміни напрямку похилих свердловин за зенітним кутом і азимутом, а також для забурювання нових стовбурів в аварійних ситуаціях або за технологічними вимогами спорудження свердловин. Турбобури- відхилювачі складаються з турбінної і шпиндельної секцій та випускаються діаметрами 172, 195 і 240 мм[2].

Корпуси секцій з'єднуються з допомогою викривленого перехідника з кутом викривлення Г 30', а вали - шарнірною муфтою, що дозволяє передавати момент від валів з перекошеними осями.

У турбобурах типу ТО використовується турбінна секція від турбобурів ТС, у верхньому перехіднику якої розміщений вузол орієнтації, а в секції відхилювача змонтовані осьова і радіальна опори від турбобура Т 12МЗ[2].

Турбобури-відхилювачі з незалежною підвіскою валів турбінної секції типу Т 02 (рис. 1.8,) призначені для буріння інтервалів зміни напрямку похилих свердловин та забурювання нових стовбурів свердловин.

У турбобурах типу Т 02 змонтована спеціальна турбінна секція, яка має суттєві відмінності від турбінних секцій турбобурів типу ТСШ 1 і АШ.



Рисунок 1.3 - Схема турбобура типу ТО 2: 1 - проміжний перехідник; 2, 15 - муфти; 3, 4, 12, 18, 19, 24 - регулятор кільця; 5, 7 - верхній і нижні ліхтарі; 6, 22 - багаторядно-упорно-радіальні кулькові підшипники; 8 - статор; 9 - ротор; 10 - середня опора; 13 - корпус 1 вал турбінної секції; 14, 16 - з'єднувальний 1 кривий перехідники; 17 - шарошне з'еднання; 20 - нижня опора; 2 - ступінь п'яти-сальника; 23, 26 - корпус і вал шпиндельно; 25 - штангельна гайка; 27- перехідник вала

Турбобури-відхилювачі Т 02-195 і ТО-240 уніфіковані з турбобурами А 7Ш 2 і А 9Ш 2. Основна відмінність полягає в тому, що вали турбінної і шпиндельної секцій з'єднуються між собою з допомогою одинарного шарнірного з'єднання з двох півмуфт, а корпуси - з допомогою викрив-леного перехідника з кутом викривлення 1°30' (за замовленням турбобури можуть комплектуватися перехідниками з кутом 1°, 1°15' і 2°)[2].

У турбінній секції турбобура-відхилювача ТР 2Ш-195ТО кожний ступінь турбіни У турбінній секції турбобура-відхилювача ТР 2Ш-195ТО кожний стубінь турбіни мають фрикціний кульковий редуктор для зниження частоти обертання вала турбобура.

Турбобури для відбору керна типу КТД зі змішаним грунтавим призначенням для буріння свердловин з відбором керна турбінним способом (колони. Колонкові турбодолота випускаються діаметрами 172, 195 1 240 мм та використовуються з бурильними головками різних типорозмірів.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.4 - Схема колонкового турбодолота КТДЗ-240-269/48: 1 - перехідник корпусу; 2 - грунтонос; 3 - вал; 4 - корпус; 5 - ротор; 6 - статор; 7 - ліхтар; 8 - шпіндель; 9 - перехідник вала

Односекційне колонкове турбодолото КТДЗ-240-269/48 (рис.1.9) за конструкцією аналогічне турбобуру Т 12МЗБ-240, але відрізняється тим, що нього пустотлим валом, всередині якого встановлюється грунтонос 13 спеціальним буртом у верхній частині для захоплення шламом при необхідності його[2].

Висновки: В даному розділі ми розглянули бурові установки, що вони представляють, навіщо вони їх класифікацію і призначення, а також визначили короткий огляд турбобурів.

1.3 Секційні турбобури

Секційні турбобури складаються з двох і більш за секції. Основним типом двохсекційного турбобура є конструкція Тс 5. Конструкція нижньої секції аналогічна односекційним машинам і може застосовуватися як самостійний турбобур. Верхня секція відрізняється від нижньою відсутністю наполегливого підшипника - п'яти. Гідравлічне навантаження і вага деталей верхньої секції, що обертаються, сприймаються п'ятим, розташованим в нижній секції. Ці ж навантаження служать для створення сил тертя в конусно-шліцьових муфтах, що передають момент, що обертає.

Конструкція трьохсекційних турбобурів типу ЗТС 5 відрізняється від двохсекційних наявністю третьої (верхньою) секції[3].

Положення роторів щодо статорів в середній і верхній секціях визначається регулювальним кільцем, що встановлюється між сполучним переводником і статором. Розмір його по висоті підбирається залежно від величини осьового люфта турбіни, збірки розташованої нижче секції, а також осьових розмірів корпусу, валу переводника і деталей, що сполучаються. Регулювальне кільце підбирається такої висоти, щоб при переміщенні валу під навантаженням зверху вниз і від низу до верху між ротором і статором зберігався необхідний розподіл осьових зазорів.

У табл. 1.2 приведені характеристики двух- і трьохсекційних турбобурів при роботі на воді. Там же приведені характеристики трьохсекційних турбобурів ТС 4А-127 і ТС 4А-104,5 які застосовуються при бурінні геологорозвідувальних свердловин малого діаметру і при капітальному ремонті свердловин для розбурювання цементних стаканів.

Недоліком конструкцій секційних турбобурів типів ТС 5 і 3ТС 5 є те, що при виході з ладу осьової опори, розташованої в нижній секції, необхідно всі секції турбобура відправляти на ремонтну базу, щоб після заміни опор знов провести регулювання секцій.

При використанні секційних машин доцільно встановлювати осьову опору турбобура в окремому вузлі - шпінделі.

Основний парк серійних турбобурів, що діють в даний час, складають секційні машини шпінделів.

Секційний турбобур шпінделя складається з турбінних секцій і вузла осьової опори - шпінделя (секція шпінделя). Корпус шпінделя з корпусом секції з'єднується за допомогою конічного різьблення, а вал його з валом нижньої секції - за допомогою конусно-шліцьової напівмуфти. Це дозволяє істотно підвищити міцність валу шпінделя, оскільки він має лише центральний крізний отвір без спеціальних промивальних вікон.

Осьова опора шпінделя сприймає гідравлічне навантаження і вагу деталей секцій, що обертаються, і одночасно виконує роль сальника, що знижує витоки на виході валу турбобура. Функції радіальних опор в шпінделі виконують обрезиненні втулки, розташовані над п'ятою і під нею.

Положення роторів щодо статорів в секціях турбобурів шпінделів визначається регулювальним кільцем, що встановлюється між сполучним переводником і статором. Розмір цього кільця підбирається аналогічно тому, як це проводиться для середніх і верхніх секцій турбобурів типу ТС 5 і ЗТС 5.

Приєднуючи до шпінделя необхідну кількість турбінних секцій, можна отримувати турбобури з різними характеристиками, визначуваними технологічними умовами буріння. Проте нарощування великої кількості секцій викликало побоювання втрати моменту, що крутить, на тертя в радіальних опорах унаслідок подовжнього вигину турбобура під дією осьового навантаження і відцентрових сил від обертання валу[3].

Для перевірки впливу деформації корпусу при подовжньому вигині на характеристики турбобура на буровому стенді ВНИИБТ були проведені випробування турбобура ЗТСШ-172 в одно-, двух-, трьох- і чотири секційного виконання. Дослідження показали, що перенесення осьової опори турбобура вниз дозволило розвантажити вали секцій від осьових навантажень, внаслідок чого зменшився подовжній вигин валів і збільшився коефіцієнт корисної дії турбобура.

Як це було показане стендовими дослідженнями і підтверджене промисловими випробуваннями, перенесення опори вниз дозволило збільшити осьове навантаження на 10-20% в порівнянні з тією, яку сприймав турбобур з розташуванням п'яти у верхній частині валу.

Подальше поліпшення характеристик турбобурів шпінделів досягнуте створенням спеціальних конструкцій тихохідних турбін, що виготовляються методом точного литва по моделях, має ряд конструктивних особливостей, пов'язаних з необхідністю зменшення швидкостей обертання.

До цих особливостей, перш за все відносяться великий кут установки лопаток (72-75° проти 62-65° звичайних турбін). Крім того, тихохідні турбіни мають малу товщину вихідних кромок лопаток.

Подальшим вдосконаленням конструкцій машин шпінделів є уніфіковані турбобури типу Зтсш 1. Принцип уніфікації передбачає можливість використання в турбобурі турбін і осьових опор будь-якого, необхідного за умовами буріння типу. Одночасно шляхом ряду конструктивних удосконалень в уніфікованих турбобурах покращувані експлуатаційні якості.

Таблиця 1.1 - Характеристики секційних турбобурів

Шифр турбобура	Число ступенів турбіни	Витрата рідини питомої ваги	Швидкість обертання валу	Момент, що обертає	Максимальна потужність	Перепад тиску в турбіні при макс. потужності
			При макс. потужності	На неодруженому режимі	При макс. потужності	На гальмівному режимі
Тс 5б-240	210	38 40	500 525	1000 1050	230 260	460 520	160 190	45 50
Тс 5б-215	212	30 35	405 470	810 940	130 175	260 350	75 115	30 45
Тс 5б-195	177	25 28	550 615	1100 1230	100 130	200 160	80 110	40 50
Тс 5е-172	239	20 22	500 550	1000 1100	80 95	160 190	55 70	40 50
3ТС 5Б-240	316	32 34	420 450	840 900	250 280	500 560	150 180	50 55
3ТС 5Б-215	325	28 30	380 405	760 810	175 200	350 400	95 115	45 50
3ТС 5Б-195	272	22 24	485 530	970 1060	120 145	240 290	80 105	50 60
3ТС 5Е-172	352	18 20	450 500	900 1000	90 115	180 230	60 80	50 60
Тс 4а-127	240	12 13	740 800	1480 1600	35 40	70 80	35 40	50 60
Тс 4а-104,5	212	8 9	870 980	1740 1960	15 20	30 40	20 25	45 55

Поліпшення експлуатаційних якостей в уніфікованих турбобурах досягається наступним. Кріплення деталей на валу шпінделя і секцій проводиться за допомогою напівмуфт на слабоконической різьбленні з внутрішнім наполегливим торцем, що дозволяє усунути ту, що просіла напівмуфт на гладких конусних поверхнях (конусность 1 : 10), яка порушує регулювання осьових зазорів в турбіні і приводить до передчасного її зносу.

Крім того, для запобігання посадці ротора на статор, яка може відбутися при неправильному регулюванні осьових зазорів в турбіні, при зносі осьової опори шпінделя понад допустиму величину або по інших причинах, в секціях встановлюються 3-4 ступені запобіжної п'яти з осьовим зазором на 2 мм меншим осьового зазору в турбіні [3].

У секціях цих турбобурів можуть встановлюватися швидкохідні суцільнолиті турбіни напівкокільного литва, тихохідні турбіни, проточні частини яких виконуються методом точного литва, або пластмасові турбіни.

У шпінделі уніфікованих турбобурів передбачена можливість установки як резинометаллической п'яти - сальника, так і підшипників кочення. Заміна в турбобурі шпінделя резинометалевої п'яти кульовою опорою дозволяє турбобуру сприймати вищі осьові навантаження і ефективно працювати при низьких швидкостях обертання. Як опора кочення в шпінделі може використовуватися багатоступінчатий наполегливо-радіальний шарикопідшипник типу 128700 або наполегливий на гумових амортизаторах шарикопідшипник типу 538900. Шпіндель з багатоступінчатим наполегливо-радіальним шарикопідшипником типу 128700. Кожен ступінь підшипника складається з ряду куль, чотирьох обойм з конічними поверхнями і двох кілець розпорів, поміщених між зовнішніми і внутрішніми обоймами.

Конструкція шпінделя ШШО з амортизованою кульовою опорою типу 538900. Кожен ступінь підшипника складається з наполегливих подвійних кулькових підшипників, вільні кільця яких встановлені на еластичні резинометалеві компенсатори. Така конструкція опори забезпечує компенсацію неточностей: виготовлення і складки і дозволяє підвищити рівномірність розподілу навантаження по ступенях опори з одночасним демпфуванням ударних навантажень.

Герметизація порожнини шпінделя, в якій розташовані кульові підшипники, а також для роботи при підвищених перепадах на долоті, досягається установкою різних сальникових пристроїв.

1.4 Турбобури з похилою лінією тиску

У ВНІІБТ розроблений ряд конструкцій турбобурів, в основу яких закладено застосування турбіни з ненаголошеним обтіканням потоку на гальмівному режимі, що дозволяє отримати похилу лінію тиску. Зниження перепаду тиску у турбіни при зменшенні швидкості обертання дозволяє на режимах низьких швидкостей обертання подати в турбіну додаткову кількість рідини, що збільшує момент, що обертає.

Регулювання витрати промивальної рідини в турбіні з лінією тиску, що подає до гальмівного режиму, може здійснюватися пристроями наземного або забійного типів.

На поверхні регулювання проводиться буровими насосами з гнучким приводом (електродвигун постійного струму, дизель з турботрансформатором) і осьовими буровими насосами.

Регулювання витрати потоку промивальної рідини безпосередньо на забої свердловини може здійснюватися за допомогою редукційних клапанів, ежекторних мультиплікаторів витрати або систем з розділенням потоку.

Перші конструкції турбобурів, оснащених такими турбінами, були виконані з редукційними клапанами. У турбобурах великого діаметру клапан встановлювався в порожнистому валу турбобура, а в турбобурах малих діаметрів - над турбобуром в спеціальній приставці.

Проте в практиці буріння останнім часом широко використовуються турбобури з похилою лінією тиск, що працює при постійній витраті промивальної рідини без установки редукційних клапанів. При цьому характеристика турбобура декілька погіршується, і залежно від режиму роботи міняється тиск на выкиде бурових насосів[3].

Турбобури з похилою лінією тиску серійно випускаються трьох типорозмірів: А 9К 5Са, А 7Н 4С і А 6КЗС (із зовнішнім діаметром 240, 195 і 164 мм відповідно).

Турбобури А 9К 5Са і А 7Н 4С виконані по схемі секційних машин типу ТС 6 і відрізняються від останніх типом опорних вузлів. Замість резинометалевої п'яти в них встановлений наполегливо-радіальний шарикопідшипник багаторядності типу 128700, що сприймає всі осьові навантаження і розташований в нижній секції турбобура (у турбобурі А 9К 5Са - 12-рядний, а в А 7Н 4С - 15-рядний). Середні опори турбобура виконані у вигляді однорядних радіальних кульових підшипників. Торцевий сальник, що встановлюється над наполегливо-радіальним підшипником, обмежуючи витрату рідини через підшипник, захищає останній від попадання крупних абразивних частинок. Цей сальник дозволяє використовувати турбобури при бурінні долотами з підвищеним перепадом тиску[3].

Турбобур А 6кзс виконаний по схемі незалежної підвіски валу кожної секції на осьовій опорі. Гідравлічне навантаження верхньої секції сприймається наполегливо-радіальним 10-рядним кульовим підшипником. Наполегливо-радіальний підшипник нижньої секції сприймає гідравлічне навантаження і навантаження на долото.

В даний час для зниження швидкості обертання валу набула поширення система гідродинамічного гальмування[3].

Система гідродинамічного гальмування складається із статорів і роторів, лопатки яких на відміну від статорів і роторів турбіни мають однаковий кут нахилу щодо площини, перпендикулярної осі валу турбіни. У системі гідродинамічного гальмування не відбувається перетворення частини гідравлічної енергії потоку рідини в механічну енергію, що витрачається на гальмування валу турбобура. При установці в турбобурі турбін і ступенів гідродинамічного гальмування останні для свого обертання відбиратимуть деякий момент, що розвивається турбіною. Відбираний ступенями гідродинамічного гальмування момент тим більше, чим вище швидкість обертання турбіни. Змінюючи співвідношення кількості ступенів турбіни і ступенів гідродинамічного гальмування, можна зменшити швидкість обертання валу на неодруженому режимі до необхідних величин. Проте зменшення швидкості обертання валу на розгінному режимі відбувається за рахунок зниження потужності турбобура, що викликає зменшення коефіцієнта корисної дії. Турбобури з гідрогальмування валу серійно випускаються трьох типорозмірів: А 9ГТ, А 7ГТ і А 6 ГТ (відповідно діаметрами 240, 195 і 164 мм).

Турбобури з похилою лінією тиску, а також з системою гідродинамічного гальмування під шифрами А 9Ш, А 7Ш, А 6Ш, А 9ГТШ, А 7ГТШ и А 6ГТШ випускаються з осьовою опорою, розташованою в окремому шпінделі, аналогічно секційним турбобурам ЗТСШ, описаним вище.

1.5 Турбобури для буріння алмазними долотами

Створення і розвиток конструкцій тихохідних турбобурів визначалися можливостями шарошечних доліт або, точніше, можливостями опор шарошок. Іншим напрямом розвитку конструкцій турбобурів була розробка забійних двигунів для роботи "безопорним" породоруйнівним інструментом, тобто різними типами доліт ріжуче-сколюючої типу - діамантовими долотами або долотами з різними видами замінників алмазів.

Перші досліди по турбінному бурінню діамантовими долотами були проведені у Франції і США в 1957-1958 рр. У 1959-1960 рр. за ініціативою Р.А. Іоаннесяна и М.Т. Гусмана, що брали участь у випробуваннях діамантових доліт за кордоном, в СРСР були проведені широкі промислові дослідження можливостей використання діамантових доліт в наших умовах. Найважливішим показником ефективності буріння діамантовими долотами при великих значеннях проходки на долото є механічна швидкість, яка залежить від категорії породи, конструкції долота, швидкості обертання долота п, осьового навантаження на забій G і ступені досконалості очищення забою.

Г 1рп збільшенні п і G механічна швидкість збільшується. Так, в процесі випробувань діамантових доліт діаметром 212 мм з електробурами, проведених в тресті Прикарпатбурнафта, відмічено лінійне зростання механічної швидкості при збільшенні п від 170 до 900 об/хв. і G від 2 до 17 тс (Q = 23 л/с). Енергоємність процесу руйнування породи зменшувалася при збільшенні п і зберігалася незмінною при збільшенні G, на підставі чого зроблений вивід про доцільність режиму буріння діамантовими долотами і збільшення швидкості обертання вище 500 об/хв.[3].

Цей вивід справедливий тільки при досконалому очищенні забою, інакше ефективніше збільшення осьового навантаження на забій при середніх швидкостях обертання як наприклад в Баку. Ступінь досконалості очищення забою у свою чергу залежить від різних чинників: від витрати промивальної рідини Q, перепаду тиску на долоті, значення диференціального тиску на забій і ін. При використанні як привід долота турбобура в результаті зниження швидкості обертання з одночасним зростанням осьового навантаження залежність х_м = f(G) не може лінійною і співпадає по формулі з характеристикою потужності N турбобура. Вона має максимум при певному осьовому навантаженні, величина якого залежить від конкретного поєднання турбобур - долото - порода і повинна визначатися в процесі буріння.

Механічна швидкість буріння визначається потужністю, що підводиться до долота:

х_м = С_аN^z=10*9²=90

де z - показник ступеня; залежить від досконалості очищення забою свердловини, навантаження і швидкості обертання долота; С_а - постійна, визначувана конструкцією долота.

Максимум механічної швидкості буріння близько співпадає з максимумом ефективної потужності турбобура N_эф

N_эф=р_ТQз_Т =4,5*60*15=4050

Найбільшого значення ця величина досягає при Q і р_Т по (2.8) і (2.9), у разі постійності тиску р 0 на викиді насоса, підставляючи

Витікає, що для набуття високих значень N_Эф, а значить і механічної швидкості, необхідно максимально збільшувати тиск на насосах і коефіцієнт корисної дії турбобура[3]. Природним прагненням конструктора турбобура є максимальне використання діаметру свердловини. Практика діаметру експлуатації турбобура дозволило розробити основні принципи визначальні габаритні розміри забійного двигуна. Оскільки прохідність турбобурів, в свердловині визначається не тільки діаметром турбобура, але і його довгою, визнана безпечною розташування в нижній частині колони при прийнятих в даний час зазорів в трьох-чотирьох секцій турбобура.

При використанні діамантових доліт декілька відрізняються вимоги до конструкції і характеристики турбобура. Відсутність в долоті опор, що обмежують швидкість обертання, дозволяє вважати лімітуючим швидкість обертання долота тільки знос ріжучих елементів і матриці долота. За даними наших спостережень, ці обмеження знаходяться в достатньо високих межах, в усякому разі в діапазоні швидкостей до 800- 1000 об/хв (для долота розміром 212 мм). Вимоги до моменту, що обертає, в діамантовому бурінні значно вище, ніж при роботі шарошочними долотами. Для більшості категорій порід величина питомого моменту при використанні доліт ріжучо-сколюючого типу в 2-2,5 разу перевершує аналогічні величини при бурінні шарошечними долотами.

Момент, що обертає, і ефективна потужність турбобура можуть бути підвищені шляхом використання турбобурів з вищим значенням коефіцієнта корисної дії або збільшенням числа секцій турбіни, що приводить до підвищення осьового навантаження, що приймається турбобуром.

Можливість буріння при високих швидкостях обертання долота і необхідність збільшення моменту, що обертає, вимагають істотного збільшення ефективної потужності турбобура. Можливість роботи долота на забої протягом сотень годинників вимагає створення зносостійкості турбобура, час роботи якого не обмежувало б використання долота.

Основні вимоги до конструкції турбобура для буріння діамантовими долотами діаметром 212 мм можна сформулювати таким чином. Турбобур повинен забезпечувати:

1) швидкість обертання долота на робочому режимі не нижче 500 об/хв;

момент, що обертає, достатній для вибору оптимального осьового навантаження, у зв'язку з чим турбіна повинна мати максимально можливий до. п. д., а насосна установка повинна забезпечити підвищений тиск;

витрата промивальної рідини не нижче 23-25 л/с, що, як показує досвід, забезпечує необхідну промивку забою і долота;

мінімальні витоки робочої рідини з-під ніпеля шпінделя при підвищених перепадах тиску на долоті;

стійкість найбільш деталей, що швидко зношуються, не менше 100 ч.

Зважаючи на те що існуючі типи турбін турбобурів діаметром 195 мм не повністю задовольняли вимогам, що пред'являлися, спроектована турбіна типу 21/16,5, що виготовляється методом точного литва. У табл. 5 приведена характеристика цієї турбіни на режимі максимальної потужності, а також для порівняння - характеристики інших турбін для свердловин різної глибини. Витрата рідини питомої ваги 1,2 гс/см 3-определяется з умови постійності тиску" на викоді насосів (170 180 кгс/см 2) при використанні бурильних труб Осьовою опорою турбобура служить 25-ступінчаста резино металева п'ята-сальник, винесена в шпіндель Ш 2-195. Для збільшення довговічності п'яти шляхом зниження питомих навантажень і поліпшення режиму рідинного тертя на 50% збільшена ширина опорної поверхні підп'ятників в порівнянні з п'ятою серійного шпінделя Ш 1-195.

У процесі Промислових випробування турбобурів ЗТСША-195ТЛ проводилися Були отримані механічні швидкості буріння алмазні долотами, на 30-100% механічних швидкостей буріння серійними турбобурами, що перевищують[3].

Проведені випробування з вітчизняними і французькими алмазними долотами фірми "Крістенсен" (були використані діамантові долота з перепадом тиску до 40 кгс/см 2). При бурінні використовували промивальну рідину питомої ваги 1,2-1,3гс/см 3 (табл. 5). Осьове навантаження визначали з умови максимуму механічної швидкості і доводили до 20 тс. Оптимальним було навантаження 8-11 тс для двохсекційних а 10-16 тс для трьохсекційних турбобурів.

...