Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 4.4), предна­значенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно ис­пользование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуе­мой характеристики турбобура.

Рис. 4.4. Турбобур с полым валом

Турбобур с полым валом» width=295 height=2 src=»http://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image008.gif»>Как видно из рис. 4.4, турбинные сек­ции состоят из корпуса и полого вала, уста­новленного внутри корпуса на четырех ре-зинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым ва­лом установлено около 100 ступеней турби­ны. Концы полого вала оборудованы конус-но-шлицевыми полумуфтами, внутри кото­рых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раство­ра из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры «вылета» и «утопания» полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из кор­пуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиаль­ных опорах и упорно-радиальном шарико­вом подшипнике серии 128000. При необ­ходимости нижний конец корпуса шпинде­ля может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавли­вается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.

При сборке турбинных секций преду­смотрена возможность установки стабили­заторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем кон­це вала — удлинитель соответствующей длины, так, чтобы не изменять ра­нее отрегулированные присоединительные размеры «утопания» и «выле­тов» полумуфт.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуще­ствлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давлений в 6 — 9 МПа без до­полнительного нагружения буровых насосов;

проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода напол­нители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определе­ния места прихвата ПО-50 по ТУ 39-020 — 75 и торпеды, например, ТШ-35,

Таблица  4.6

Примечание. 1000 êã/ì3.

 —   максимальная мощность турбобура. Плотность жидкости   —

Турбобур с полым валом» width=502 height=2 src=»http://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image003_1275059645.gif»>ÒØ-43, ÒØ-50 ïî ÒÓ 25-04-2726-75, ÒÓ-25-04-2702 — 75 èëè ÒÄØ-25-1, ÒÄØ-50-2 ïî ÒÓ 39/5-137-73 è ÒÓ 39/5-138-73;

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через по­лый вал с последующим сбросом гидромониторного узла; такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ.

В табл. 4.6 приведены технические характеристики турбобуров с по­лым валом.

Обратите внимание: