13.8 Забойные двигатели
Применение забойных двигателей исключает необходимость вращения бурильной колонны и позволяет основную часть их мощности передать породоразрушающему инструменту. В результате забойная мощность в 5-7 раз превышает забойную мощность при роторном бурении. Современные турбобуры развивают мощность на валу до 300-350 л. с. при 600-700 об/мин. Бурильные трубы при этом работают в более благоприятных условиях, в связи, с чем увеличивается срок их службы. Число обрывов бурильной колонны сокращается в 3-4 раза. Кроме того, при работе забойными двигателями уменьшается вероятность искривления ствола и упрощается бурение наклонных и направленных скважин.
На рисунке 13.15 показан турбобур типа Т-12М3, выпускаемый диаметром 260, 232, 215 и 195 мм.
Корпус турбобура 8 переводником 1 соединяется с бурильной колонной. Вал 12 установлен в неподвижном корпусе на опорах, выполненных в виде резинометаллических подшипников скольжения, и нижним концом соединяется с долотом.
Радиальные усилия, действующие на вал при работе турбобура, воспринимаются нижней и средней опорами. Нижняя опора 11 представляет собой облицованную резиной внутреннюю поверхность ниппеля 10, который ввинчен в корпус турбобура. Средней опорой является резиновая поверхность стальной втулки 9, вставленной в корпус. Эта втулка имеет продольные окна для прохода промывочной жидкости.
Рисунок 13.15 – Турбобур Т-12М3
Осевой опорой вала является упорно-радиальный подшипник скольжения, расположенный в верхней части турбобура. Верхняя опора выполнена в виде гребенчатой пяты, состоящих из надетых на вал стальных дисков 4 и разделяющих их колец 5. Диски пяты опираются на закрепленные в корпусе турбобура кольца подпятников 3 Т-образной формы, рабочие поверхности которых облицованы резиной. Смазкой для трущихся поверхностей опор является промывочная жидкость.
Двигателем турбобура является гидравлическая турбина, состоящая из 100-120 ступеней. Каждая ступень турбины состоит из неподвижного связанного с корпусом статора 6 и вращающегося ротора 7, закрепленного на валу турбобура. Статор и ротор имеют одинаковое количество лопаток аналогичной формы, но повернутых в противоположные стороны. Статор является направляющим аппаратом для потока жидкости, а ротор – рабочим колесом турбины.
Все установленные на валу детали турбобура затягиваются роторной гайкой 2 и удерживаются от проворачивания силой трения. Неподвижные детали в корпусе турбобура зажаты ввинченным в него ниппелем 10.
Промывочная жидкость, нагнетаемая насосами в бурильные трубы, проходит в корпус турбобура и через окна подпятников верхней опоры поступает в направляющие каналы статора первой ступени. Этими каналами поток жидкости направляется на лопатки ротора той же ступени, приводя его во вращение. Таким образом, жидкость проходит последовательно все ступени турбины, приводя во вращение вал, и через отверстия вала направляется в долото и к забою скважины.
Для бурения геологоразведочных скважин диаметром 112 мм применяются турбобур геологоразведочный ТБГ-104А, имеющий диаметр 104 мм. В отличие от описанного выше турбобур ТБГ-104А имеет опорную пяту, установленную в нижней части корпуса.
При бурении скважин в пластичных вязких породах, а также на больших глубинах эффективно работают секционные турбобуры, представляющие собой агрегаты, состоящие из 2, 3 и 4 турбобуров, валы которых соединяются конусношлицевыми муфтами, а корпусы – замковой резьбой через переводники. Секционные турбобуры имеют от 200 до 370 ступеней.