Глава XIII

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

§ 1. История развития

В процессе бурения скважин долото приводится во вращение с поверхности земли либо ротором через бурильную колонну,' либо двигателями, расположенными непосредственно в сква­жине в нижней части бурильной колрнны над долотом. Для этих целей могут применяться гидравлические, электрические и пнев­матические двигатели.

Существуют гидравлические двигатели двух типов: гидрав­лические многоступенчатые турбины, называемые турбобурами, и гидравлические двигатели объемного действия — гидробуры.

Электрические забойные двигатели — это электробуры. Они состоят из маслонаполненного двигателя трехфазного перемен­ного тока, соединенного со шпинделем, на котором укреплено долото.

Идея использования забойных двигателей для бурения сква­жин родилась еще в конце прошлого века, однако впервые тур­бобур был применен для бурения скважин советским инжене­ром. М. А. Капелюшниковым в 1923 г. Этот турбобур был с од­ноступенчатой осевой турбиной, развивавшей частоту враще­ния 2000—2500 об/мин. Для снижения ее до 50—200 об/мин турбина была соединена с планетарным редуктором, но в то время не удалось решить проблему надежности и достаточной долговечности этой конструкции, и работы были прекращены.

Несколько позднее в США (штат Калифорния) инженером Шарпенбергом были проведены испытания высокооборотного многоступенчатого турбобура тоже с редуктором, однако эта конструкция также успеха не имела.

Спустя 10 лет в 1935 г. инженерами П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым и М.'Т. Гусманом был соз­дан многоступенчатый турбобур сначала с шарикоподшипнико­вой осевой опорой, а потом с резино-металлической. Широкое внедрение этого турбобура началось в 1946 г. Благодаря прос­тоте конструкции и эксплуатации турбинное бурение получило широкое распространение в СССР.

Однако большая частота вращения вала турбобура приво­дит к быстрому износу шарошечного долота и небольшим про­ходкам на долото при сравнительно высокой скорости механи­ческого бурения. В 60-х годах во ВНИИБТ были начаты работы

по созданию забойного объемного гидравлического двигателя, вращающего долото с частотой 50—200 об/мин. Первые гидро­буры этого типа были испытаны в 1967—1969 гг. В настоящее время создано несколько конструкций гидробуров этого типа, работающих достаточно надежно.

Первый электробур создавался в Советском Союзе в 1938— 1940 гг. инженерами А. П. Островским, Н. В. Александровым,

Н. Г. Григоряном, А. Л. Ильским и А. А. Богдановым. Этим электробуром была пробурена на промысле Азизбековнефть (Баку) первая скважина глубиной 1468 м.

В настоящее время электробуры применяют для бурения скважин, но ввиду конструктивной сложности они не получили широкого распространения.

§ 2. Турбобуры

Принцип действия и устройство турбобура

Турбобур (рис. XIII. 1) представляет собой забойный гидравли­ческий агрегат с многоступенчатой гидравлической турбиной, приводимой в действие потоком бурового раствора, который закачивают в бурильную колонну с поверхности насосами. ^

Турбобур состоит из двух групп деталей: вращающихся и не вращающихся. Невращающуюся группу деталей составляют переводник 1, при помощи которого турбобур соединяется с бу­рильной колонной, цилиндрический корпус 2 с кольцами пяты 4, дисками статора 6, средней опорой и ниппелем 8. К вращаю­щейся группе деталей относится вал 3 с насаженными на нем дисками роторов 7 и пяты 5, закрепленными на валу при по­мощи шпонки, гайки и контргайки. Нижняя часть вала имеет отверстие внутри и боковые каналы для протока раствора к до­лоту и снабжено резьбой, которой через переводник присоеди­няется долото.

Турбина состоит из большого числа ступеней (100—350). Каждая ступень (рис. XIII.2) представляет собой* два диска с лопатками: один диск — ротор — укреплен на валу турбобура, второй — статор. 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 производит силовое воздействие на них. В результате этого создаются силы, стремящиеся повер­нуть закрепленный на валу ротор в одну сторону, а закреплен­ный в корпусе диск статора — в другую сторону. Далее поток раствора из каналов ротора вновь поступает на лопатки ста­тора ниже расположенной ступени, где вновь происходят изме­нение направления потока жидкости и подача его на лопатки ротора этой ступени. На роторе второй ступени также возни­кают силы, создающие активный крутящий момент, и т. д.

Рис. XIII.2. Ступень турбины турбобура^-

а — внешний вид; б — схема ступени; 1 — ротор, 2 — статор¹, 3 — лопатки статора; 4 — обод статора; 5 — лопатки ротора

Рис. XII 1.3. Схема движения раствора в многоступен­чатой турбине

=»

е

Рис. XIII.4. Секция резинометаллической пяты тур­бобура

Схема движения жидкости в многоступенчатой турбине по­казана на рис. XIII.3. Жидкость, поступающая в турбобур, про­ходит через все его ступени и подводится к долоту. Активный крутящий момент, создаваемый каждым ротором, суммируется на валу, а реактивный момент, создаваемый на лопатках дис­ков статора, суммируется на корпусе турбобура. Эти оба мо­мента — активный и реактивный — равны по величине и про­тивоположны по направлению. Реактивный момент через кор­пус турбобура передается соединенной с ним бурильной ко­лонне, а активный — долоту.

В зависимости от требований' бурения применяют турбобуры диаметром от 127 до 220 мм с числом ступеней от 25 до 350 и более. При большем числе ступеней для удобства перевозки и монтажа турбобур выполняется из отдельных секций (до че­тырех) длиной 6—10 м каждая, соединяемых между собой на буровой в один агрегат перед спуском в скважину.

Диски ротора и статора отливают из стали, ковкого чугуна или комбинируют из пластмассовых (капроновых, полипропиле­новых) венцов и стальных ступиц ротора и ободов статора. Про­фили лопаток статора и ротора обычно являются зеркальным отображением. В турбобурах диаметром 170 мм и менее при­меняют безободные диски.

Ротор фиксируется в статоре посредством радиально-осевого и радиальных резинометаллических подшипников скольжения. В односекционных турбобурах и первых (нижних) секциях сек­ционных турбобуров используется различное расположение опор.

Опора—пята, через которую передается осевая нагрузка от бурильной колонны долоту, в зависимости от конструкции рас­полагается в верхней или нижней частях турбобура. Резино­металлическая пята состоит из нескольких ступеней (рис. XIII.4). Каждая ступень имеет подпятник, который пред­ставляет собой металлический обрд 1 с резиновой облицовкой 2, укрепляемый в корпусе, и стальной диск 3, сидящий на валу турбобура.

Эластичная резиновая облицовка одного из элементов пяты или подшипника обеспечивает его работу при смазке буровым раствором и распределяет нагрузку по поверхности трения. Резинометаллические опоры турбобуров в зависимости от усло­вий эксплуатации имеют работоспособность в пределах 50— 150 ч.

Пята, расположенная й верхней части турбобура, снабжа­ется каналами для протока раствора, а пята, расположенная в нижней части вала, не имеет каналов и служит лабиринтным уплотнением, препятствующим утечкам раствора в зазор между валом и ниппелем. При такой конструкции можно работать с некоторым перепадом давления в долотах без значительных утечек раствора через нижнее уплотнение. Валы верхних сек­ций имеют только радиальные опоры.

Ниппель, свинченный с корпусом турбобура, служит для зажатия дисков статора. Резиновая обкладка ниппеля является одновременно нижней радиальной опорой и сальником, уплот­няющим зазор между корпусом и валом турбобура.

Валы секций соединяются с помощью конусных фрикцион­ных или шлицевых муфт. Последний тип, более сложный в из­готовлении, приспособлен к условиям сильной вибрационной на­грузки при бурении крепких пород. ШлиЦы предназначены для предотвращения проворота муфты.

Конструкции турбобуров

/

Рис. XIII.5. Односекционный турбобур:

1 — вал; 2 — втулка ниппеля; 3 — шпонка; 4 — упорная втулка, 5, 10, И — регулировочные кольца; 6 — ротор; 7 — статор, 8, 9 — радиаль­ная опора; 12, 13 — диск и кольцо пяты; 14 — подпятник; 15 — гайка ротора; 16 — колпак; 1/ — контргайка, 18 — корпус, 19 — втулка, 20, 22 — переводники; 21 — ниппель

По конструкции турбо­буры делятся на односек­ционные, многосекцион­ные, высокомоментные, редукторные, шпиндель­ные и укороченные.

Односекционные тур­бобуры Т12МЗ (рис.

XIII.5) изготовляют диа­метрами 240, 212, 195 и 172 мм с числом ступеней 100—120, собранных в одном корпусе. Они снаб­жены резино-металличе- ской пятой, расположен­ной в верхней части. Ре­зиновые подпятники вы­полняются либо прива­ренными к металличе­ским дискам, либо в виде сменных резиновых вкла­дышей.

Для ориентирован­ного искривления при бурении наклонных

скважин применяют бо­лее короткие односекци­онные турбобуры с чис­лом ступеней 30—60.

Многосекционные тур­бобуры типа ТС (рис.

XII 1.6) состоят из двух и более последовательно соединенных между со­бой секций, каждая из которых собирается в от­дельном корпусе вместе со своим валом и имеет

100 и более ступеней. Валы секций соединяются конусно-шли­цевыми муфтами при свинчивании корпусов секций. Свинчи­ваются секции в вертикальном положении на буровой над устьем скважины.

У секционного турбобура одна общая осевая опора распола­гается в нижней секции. Конструкция резино-металлической пяты такая, как и у односекционных турбобуров. Конструктивно нижняя секция отличается от односекционного турбобура тем,

I

339

¹/, 12*

Рис. XIII 6. Многосекционный турбобур:

1 ~ нижняя секция; II — средняя секция; /// — верхняя секция:

1, 2, 3 — корпуса нижней, средней и верхней секций; 4, 5, 14 — нижний, средний и верх­ний переводники; 7, 8 — валы нижней, средней н верхней секций; 9, 10 — нижняя и верхняя полумуфты, 11 — подпятник; 12 — ниппель; 13 — контргайка

что корпус в верхней части снабжен переводником с конической, резьбой, а на верхней части вала цмеется соединительная полу- муфта. Положение роторов относительно статоров регулируется с помощью кольца, установленного между турбиной и осевой пятой.

Статоры в корпусе закрепляются с помощью ниппеля. У тур­бобуров ТС5Б-9", ЗТС5Б-9", ТС4А-5", ТС4А-4" ниппель имеет цилиндрическую резьбу. Секционные турбобуры других типов

имеют коническую соедини­тельную резьбу. Для создания необходимого натяга для сжа­тия статоров применяют ре­гулировочные ^кольца.

В

Рис. XIII7. Шпиндельный турбо­бур:

средних и верхних сек­циях турбобуров нет осевых пят. Положение вала с рото­рами относительно корпуса со статорами определяется регулировочным кольцом, устанавливаемым- между сое­динительным переводником и дисками статора.

Крепления статоров в кор­пусах верхней и средних сек­ций осуществляется затяжкой конического резьбового сое­динения через регулировочные кольца. В турбобурах ТС4А-5" и ТС4А-4'⁷ применяется ци­линдрическая резьба.

Ш

1 — вал; 2 — корпус; 3, 4 — радиальные опоры; 5 — подпятник; 6 — диск пяты, 7, 8 — гайка и контргайка, 9 — нижняя полумуфта, 10 — переводник

пиндельный турбобур (рис. XIII.7) был разработан с целью уменьшения потерь бурового раствора через ниж­ний подшипник — ниппель — при бурении с гидромонитор­ными долотами, для которых необходимо большое давление раствора при выходе его из вала турбобура. Для этого к нижней части турбобура присоединяется на резьбе от­дельная секция — шпиндель, имеющая осевую пяту и ра*

диальные подшипники, сконструированные так, чтобы снизить утечку раствора через зазоры между валом и подшипником корпуса.

Шпиндельные турбобуры изготовляют диаметрами 240, 195, 185, 172 и 164 мм. Шпиндель состоит из вала, укрепленного в корпусе на двух радиальных подшипниках. Для восприятия осевых нагрузок служит резинометаллическая пята, которая со­стоит из набора стальных дисков и резинометаллических под­шипников, чередующихся между собой. Корпус шпинделя при­соединяется к нижней турбинной секции через переводник, а вал—через муфту так же, как секции соединяются между собой.

Рис. XIII.9. Клапан_: ная перепускная

п

Рис. XII 1.8. Турбобур с предельной турбиной и ша­риковыми опорами:

I, II — нижняя и верхняя секции; /-—вал; 2 — упор; 3— ниппель; 4 — упорно-радиальный. шарикоподшипник; 5 — торцовый сальник; 6, 7 — втулки; 8 — ротор; 9 — статор; 10 — шариковые опоры; // — гайки; 12 — колпак; 13 — контр­гайки; 14 — полумуфты; 15 — корпус; 16, 17 — переводники

риставка к турбо­буру:

1 — корпус; 2 — седла; 3 — поршень; 4 — пру­жины; 5 — переводник; 6 — хвостовик; 7 —

втулка

В настоящее время конструкции секционных турбобуров уни­фицированы, и они могут использоваться со шпинделем как одно- или многосекционные.

Турбобуры с предельными турбинами типа А (рис. XIII.8) отличаются от ранее описанных тем, что их турбины имеют из­меняющуюся характеристику при постоянном расходе жидко­

сти. Эти турбины сконструированы так, что перепад давления на турбине уменьшается в зависимости от нагрузки на долото и изменяющегося при этом тормозного момента. В них исполь­зованы так называемые высокоциркулятивные турбины, посто­янный перепад на которых поддерживается с помощью пере­пускного клапана, через который часть жидкости сбрасывается в затрубное пространство, минуя турбобур. Этим достигается стабильный режим работы турбины при переменном расходе жидкости.

Эти турбобуры отличаются от ранее описанных еще и тем, что в них вместо резино-металлических опор и подшипников применены шарикоподшипники. Пята этого турбобура располо­жена в нижней части и выполнена в виде десятирядного ша­рикоподшипника. Эти подшипники работают в среде бурового раствора, поэтому для предохранения подшипника от попада­ния в него крупных абразивных частиц установлены защитные сальники. Турбины расположены в верхней части с промежу­точными шариковыми радиальными подшипниками, через ко­торые протекает буровой раствор. Подшипники применяют без сепараторной конструкции.

Крепление турбин, корпусов и соединение валов аналогично описанным выше. Конечно, работоспособность шарикоподшип­ников в среде бурового раствора небольшая, так как происхо­дит их сильный абразивный износ.

Турбобуры типа А изготовляют диаметрами 240, 195 и 164 мм следующих шифров; А9К5Са, А7Н4С и А6КЗС с числом ступеней до 240. В нижней секции устанавливают 110 ступеней, а остальные — в верхней.

Для улучшения условий работы долота и обеспечения повы­шенного крутящего момента при увеличении нагрузки на до­лото при бурении турбобуры типа А7Н могут использоваться с редукционным клапаном, устанавливаемым непосредственно над турбобуром или на некотором расстоянии от него.

Клапанная перепускная приставка (рис. XIII.9) имеет обрат­ный клапан, к которому пружиной прижата втулка. При умень­шении разности давления под клапаном и над клапаном втулка перемещается вниз и открывает боковое отверстие А, сообщая внутреннюю полость труб с затрубным пространством. Если разности давлений нет, то втулка под действием нижней пру­жины поднимается вверх, перекрывает боковое отверстие, и весь буровой раствор поступает в турбобур.

Эти приставки могут работать при йрименении двигателей привода буровых насосов с регулируемой частотой вращения. В этом случае по мере торможения долота снижается перепад на турбине, а следовательно, и Мощность. Двигатели насосов автоматически увеличивают частоту вращения и подачу насо­сов, что ведет к повышению крутящего момента, развиваемого турбобуром.

Многообразие конструктивных вариантов турбобуров объ­ясняется стремлением создать турбинный двигатель, который мог бы обеспечить требуемую рабочую характеристику долоту. Шарошечные долота при частотах вращения более 250 об/мин работают всего несколько часов и дают небольшую проходку, а турбинный двигатель хорошо работает при высоких частотах вращения (более 500 об/мин).