Турбобур: принцип работы и применение¶

Турбобур — это забойный гидравлический двигатель, применяемый в бурении нефтяных и газовых скважин, в котором вращательное движение долота создаётся за счёт энергии потока промывочной жидкости (бурового раствора), проходящей через многоступенчатую турбину. Турбобур относится к классу объёмных или гидравлических машин и используется для передачи механической энергии от поверхности к породоразрушающему инструменту непосредственно в скважине.

¶Принцип действия

Работа турбобура основана на преобразовании гидравлической энергии потока бурового раствора в механическую энергию вращения вала. Буровой раствор нагнетается с поверхности насосами под высоким давлением (обычно 10–25 МПа) и подаётся внутрь корпуса турбобура. Поток жидкости последовательно проходит через систему неподвижных лопаток (статора) и подвижных лопаток (ротора), образующих турбинные ступени.

Каждая ступень турбобура состоит из пары «статор—ротор». Статор закреплён в корпусе и направляет поток раствора под определённым углом на лопатки ротора. Ротор, жёстко связанный с валом турбобура, воспринимает реактивное усилие потока и создаёт крутящий момент. Пройдя все ступени, жидкость выходит через центральный канал вала и направляется к долоту, где через промывочные отверстия поступает на забой, очищая его от шлама.

Крутящий момент турбобура пропорционален расходу жидкости и перепаду давления на турбине, а частота вращения вала — расходу раствора. Типичная частота вращения вала турбобура составляет 300–800 об/мин, что значительно выше оптимальных оборотов для шарошечных долот, но хорошо согласуется с высокооборотными алмазными и PDC-долотами.

¶Конструкция

Основные элементы турбобура:

Корпус — толстостенная стальная труба, соединяемая с бурильной колонной и долотом.
Вал — полый, передаёт крутящий момент долоту; внутри вала проходит канал для подачи раствора к долоту.
Турбинные секции — пакеты статоров и роторов, набранные на валу и в корпусе. Число ступеней может достигать 100–200, что увеличивает мощность и момент.
Опоры (радиальные и осевые подшипники) — воспринимают осевые нагрузки и радиальные вибрации. Обычно используются опоры качения на промывочной жидкости или резино-металлические опоры скольжения.
Тормозное устройство (иногда) — для удержания вала при спуско-подъёмных операциях.

Для увеличения мощности применяют секционные турбобуры, состоящие из нескольких последовательно соединённых секций, что позволяет наращивать число ступеней.

¶Классификация

Турбобуры классифицируют по нескольким признакам:

По числу секций: односекционные, двухсекционные и многосекционные.
По типу опор: на шаровых опорах, на резино-металлических опорах, на гидростатических опорах.
По назначению: для вертикального, наклонно-направленного и горизонтального бурения.
По типу турбины: с осевой турбиной (наиболее распространены) и с радиальной.

В России и странах СНГ распространена классификация по наружному диаметру корпуса: 172, 195, 240, 269 мм и другие. Наибольшее применение получили турбобуры диаметром 195 и 240 мм.

¶Применение

Турбобуры применяются при бурении нефтяных и газовых скважин, а также при бурении геологоразведочных и водозаборных скважин. Основные области использования:

Бурение вертикальных скважин — турбобур позволяет передавать на забой большую мощность при относительно небольших потерях давления в колонне.
Наклонно-направленное и горизонтальное бурение — в сочетании с шпинделем и кривым переводником турбобур позволяет управлять траекторией скважины.
Бурение с алмазными и PDC-долотами — высокая частота вращения оптимальна для этих типов долот.
Бурение с промывкой аэрированной жидкостью — в условиях поглощений раствора.

По сравнению с винтовыми забойными двигателями (винтовыми гидромашинами) турбобуры обладают более высокой частотой вращения и большей мощностью при одинаковом расходе, однако имеют меньший крутящий момент и более низкий коэффициент полезного действия (около 40–50 %). Это ограничивает их применение при бурении с высоким крутящим моментом, где предпочтительны винтовые двигатели.

¶Преимущества и недостатки

К преимуществам турбобуров относятся:

Высокая частота вращения, обеспечивающая эффективную работу алмазных долот.
Возможность передавать большую мощность на забой.
Простота конструкции и отсутствие эластичных элементов (в отличие от винтовых двигателей).
Устойчивость к высоким температурам и агрессивным средам.

Недостатки:

Сравнительно низкий крутящий момент, недостаточный для бурения вязких пород шарошечными долотами.
Зависимость частоты вращения от расхода жидкости, что затрудняет точное регулирование.
Быстрый износ турбинных пар при абразивном шламе.
Необходимость высокого давления на устье для обеспечения работы.

¶История

Первый турбобур был создан в СССР в 1923–1924 годах инженером М. А. Капелюшниковым. В дальнейшем конструкция совершенствовалась: в 1930-х годах появились многоступенчатые турбобуры, в 1940-х — секционные. Турбобуры широко применялись при бурении сверхглубоких скважин, в том числе Кольской сверхглубокой (достигнута глубина 12 262 м, где турбобур использовался на больших глубинах). С 1970-х годов с развитием винтовых двигателей доля турбобуров в общем объёме забойных двигателей снизилась, однако они сохраняют нишу при бурении с высокооборотными долотами.

¶Источники

Балицкий В. П., Иогансен К. В. «Бурение нефтяных и газовых скважин». — М.: Недра, 1985.
Булатов А. И., Пальчиков И. А. «Справочник по бурению». — М.: Недра, 1984.
Кудряшов Б. Б. «Бурение скважин». — М.: Недра, 1982.
Ю. А. Оганов, А. С. Соловьёв. «Забойные гидравлические двигатели». — М.: Недра, 2003.