Методы совершенствования турбобура для бурения в крепких породах

Turbodrill’s improvement methods for drilling in hard rocks

D. Khlebnikov, N. Myalitsin, VNIIBT-Drilling Tools Ltd

Использование турбобуров с импрегнированными долотами при строительстве скважин на новых месторождениях в крепких абразивных породах и при высоких температурах имеет большие перспективы. Такое оборудование, полностью отвечающее всем современным технологическим требованиям проводки скважин, производит ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент».

Use of turbodrills with impregnated bits during wells’ construction at new fields in hard abrasive rocks and at high temperatures has great prospects. VNIIBT-Drilling Tools Ltd produces such equipment that fully meets all modern technological requirements of hole making.

В России постепенно возрастает объем бурения скважин в крепких абразивных породах, которые встречаются на месторождениях Восточной Сибири, Калининградской области, Урало-Поволжья, шельфа Баренцева моря. Часто бурение подобных скважин производится при высокой температуре и с использованием бурового раствора повышенной плотности. Наиболее эффективной технологией бурения подобных скважин считается применение импрегнированного долота в сочетании с высокооборотным гидравлическим двигателем.

Принцип действия импрегнированного долота основан на истирании породы, а не на резании, как при бурении долотом PDC, или на разрушении, в случае использования шарошечного долота. В связи этим к приводу предъявляется ряд требований, существенно отличающихся от требований привода других типов долот. Глубина врезания в породу резцов импрегнированного долота мала, и для повышения эффективности бурения требуется увеличивать количество циклов врезания. Это достигается за счет увеличения частоты вращения не менее 800 об/мин, при этом создание большой осевой нагрузки не требуется. Ввиду малых размеров режущих кромок и их оголения по мере истирания время работы импрегнированного долота может достигать 1000 часов и более. Поэтому для уменьшения спускоподъемных операций и повышения эффективности бурения привод должен обладать высоким межремонтным периодом (МРП).

Из всех современных типов гидравлических забойных двигателей более всего данным условиям соответствуют турбобуры. Турбобур можно использовать при высокой плотности бурового раствора и температуре 200°С и выше. Механическая мощность турбобура определяется, в большей степени, частотой вращения, а не крутящим моментом. За счет отсутствия непосредственного контакта между ротором и статором турбины турбобур менее подвержен износу рабочих элементов и сохраняет стабильность энергетической характеристики в течение длительного периода работы.

Турбинное бурение в России применяется при строительстве скважин уже более 50 лет, поэтому сегодня существует большой модельный ряд как турбин, так и различных конструкций турбобуров. Основными типами стандартных (серийных) турбобуров являются: секционные шпиндельные турбобуры – ТСШ, турбобуры-отклонители – ТО, бесшпиндельные турбобуры – Т12РТ. Конструкции всех перечисленных турбобуров были разработаны в 80-х годах для бурения скважин шарошечными долотами. Впоследствии, по мере совершенствования технологии бурения и в связи с повсеместным внедрением долот PDC, объемы применения турбобуров значительно сократились по причине недостаточного крутящего момента для привода моментоемкого долота, а совершенствование конструкции турбобура длительное время не проводилось.

Сейчас при достаточно большом выборе моделей турбобуров использовать их для привода импрегнированного долота нецелесообразно по нескольким причинам.

Во-первых, из-за ряда эксплуатационных недостатков. Для секционных турбобуров – это большая длина компоновки (длина трехсекционного турбобура 3ТСШ1-195 в собранном виде – 25 м). Для турбобуров-отклонителей – это невозможность регулировки угла перекоса в условиях буровой, большое расстояние от долота до плоскости искривления, недостаточная жесткость вала шпинделя. И для всех типов турбобуров – отсутствие центрирующих элементов на корпусе.

Во-вторых, опорные элементы – осевые и радиальные подшипники серийного турбобура любого типа – обеспечивают его стабильную работу в течение не более чем 30 – 80 часов. Ранее, при бурении скважин шарошечными долотами, этого было вполне достаточно, но при использовании современных долот – это крайне мало.

В-третьих, в серийных турбобурах используются ступени турбины различных типов, изготавливаемые литьем в песчаные или земляные формы. При таком виде литья ограничена возможность получения сложного профиля лопаток, кроме того, рабочая поверхность получается с низким параметром шероховатости, что увеличивает гидравлические сопротивления, повышая перепад давления и снижая КПД турбобура. В большинстве случаев система циркуляции буровой установки имеет ограничение по перепаду давления, поэтому работу турбобура приходится проводить на пониженном расходе при малой механической мощности на выходном валу, величина которой определяет эффективность процесса бурения.

Подводя итог, можно обозначить основные направления совершенствования турбобура для привода импрегнированного долота:
  1. Устранение эксплуатационных недостатков.
  2. Повышение МРП турбобура.
  3. Повышение энергетической характеристики турбины.

Устранение эксплуатационных недостатков

В основе этих работ лежит решение задач по оснащению турбобура регулятором угла и корпусными центраторами.

ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» стало первым предприятием в России, успешно освоившим и в настоящее время серийно изготавливающим турбобуры-отклонители с регулятором угла. Особенности конструкции подобного турбобура подробно описаны в [1].

В зависимости от профиля скважины и компоновки низа бурильной колонны высокооборотный турбобур должен комплектоваться корпусными центраторами. С этой целью в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» в конструкции турбобуров внедрены различные варианты исполнений центраторов. Они могут располагаться в нижней части шпинделя на ниппеле (ниппельный центратор) и на переводниках турбинных секций (межсекционный или верхний центратор). Центраторы могут быть сменными или выполняться за одно целое с деталями турбобура. Сегодня центраторы изготавливаются как с прямыми лопастями, так и со спиральными. Трущиеся поверхности лопастей центраторов упрочняются износостойким материалом.

Методы повышения МРП турбобура

Основной элемент, ограничивающий МРП турбобура, – осевая опора. Рассмотрим пути повышения долговечности осевой опоры.

1. Возможность уменьшения осевой нагрузки

При работе турбобура на осевую опору действуют разнонаправленные силы, показанные на рис. 1. В направлении сверху вниз действуют гидравлическая нагрузка от перепада давления и весовая нагрузка от массы вала турбины и установленных на нем деталей. В направлении снизу вверх на опору действует сила реакции забоя от нагрузки на долото. Ввиду того, что при бурении импрегнированным долотом большая осевая нагрузка не требуется, преобладающей на опоре является нагрузка, направленная сверху вниз. Расчеты показывают, что соотношение весовой и гидравлической составляющей нагрузки для различных моделей турбобуров находится в пределах от 1/3 до 1/7 соответственно. Поэтому наиболее эффективным является снижение гидравлической составляющей.
Рис. 1. Направление действия осевых сил в турбобуре при работе
Рассмотрим два пути снижения гидравлической составляющей осевой нагрузки в турбобуре:
  • формирование на валу силы, направленной вверх за счет разности давлений в турбине и затрубном пространстве (гидравлическая разгрузка);
  • снижение усилия от перепада давления за счет применения турбины с несимметричным профилем лопаток, в которой основной перепад давления формируется на статоре.
Одна из известных конструкций узла гидравлической разгрузки показана на рис. 2.
Рис. 2. Узел гидравлической разгрузки турбинной секции
1 – корпус секции, 2 – вал секции, 3 – неподвижный корпус, 4 – вращающаяся втулка
В верхней части турбинной секции размещается специальная, изолированная от проточного канала турбины полость, соединяющаяся с затрубным пространством. Разделение полостей осуществляется посредством щелевого уплотнения, образованного вращающейся втулкой (4) с износостойким покрытием на наружной поверхности, установленной на валу секции (2), и неподвижным корпусом (3), зафиксированным в корпусе секции (1). При подаче промывочной жидкости за счет разницы давлений перед турбиной и в затрубном пространстве создается усилие, значительно снижающее нагрузку на вал от перепада давления. Расчетная величина усилия зависит от рабочего диаметра щелевого уплотнения и режима работы турбины.

Эффективность подобной конструкции определяется величиной радиального зазора в щелевом уплотнении. Минимальное его значение должно быть не менее зазора в радиальных опорах турбинной секции. По мере износа радиальных опор зазор в уплотнении будет увеличиваться. Это будет приводить к снижению эффекта разгрузки, увеличению утечек и потере мощности турбины. Компенсировать этот недостаток можно увеличением длины контактной поверхности деталей (3) и (4), либо применением лабиринтного уплотнения вместо щелевого.

Проведенные в 2009 г. в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» опытные работы показали, что применение гидравлической разгрузки без значительного увеличения трудоемкости изготовления и сборки турбинной секции малоэффективно.

Выбор параметров несимметричной турбины. В стандартной турбине перепад давления создается в равной степени на лопатках статора и ротора. При этом усилие от перепада передается как на вал, так и на корпус.

На рис. 3 показан профиль несимметричной турбины. За счет уменьшения угла выхода лопаток статора (1) и увеличения его на лопатках ротора (2) можно изменить соотношение нагрузок, передающихся на вал и корпус секции. По расчетам, для сохранения необходимой моментно-частотной характеристики турбины угол выхода лопаток статора необходимо выполнять очень пологим. В результате этого возникает перекрытие лопатками сечения проточного канала по оси. Предварительные расчеты, проведенные специалистами ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», показали, что для освоения производства несимметричной турбины пресс-форму для моделей статора необходимо выполнять со спиральной линией разъема, которая значительно увеличивает трудоемкость изготовления и стоимость самой пресс-формы. Кроме этого, по расчетам, при малых углах выхода лопаток из-за резкого изменения направления потока возникают дополнительные гидравлические потери, снижающие КПД турбины до 40 – 45%, что противоречит поставленной задаче повышения энергетической характеристики.
Рис. 3. Профиль несимметричной турбины
1 – лопатки статора, 2 – лопатки ротора

2. Альтернативная конструкция осевой опоры

В качестве осевой опоры турбобуров, в основном, используются два типа подшипников. Наиболее распространенным является открытый (работающий в среде бурового раствора) многорядный подшипник скольжения, рабочие поверхности которого представляют пару трения «резина – металл». На втором месте идут различные варианты многорядных подшипников качения: радиально-упорные шариковые, работающие как в среде бурового раствора, так и в изолированной масляной камере; роликовые упорные подшипники, предназначенные для работы в масляной камере. Опыт эксплуатации турбобуров с различными типами опор показывает, что резино-металлический подшипник скольжения удовлетворительно работает на частоте вращения до 800 об/мин; радиально-упорный шариковый подшипник качения – до 1400 об/мин, упорный роликовый подшипник, изолированный от бурового раствора, – до 1000 об/мин.

При проводке скважины до 30% времени может занимать режим промывки и проработки. В этих режимах турбобур работает на холостом ходу и его частота вращения в два раза выше рабочей частоты. Поэтому осевая опора турбобура должна быть рассчитана на работу в режиме холостого хода. В связи с тем, что ни один из распространенных типов подшипников не соответствует условиям работы турбобура с импрегнированным долотом, целесообразно изучить возможность использования альтернативного типа опоры.

В качестве альтернативной конструкции осевого подшипника турбобура рассмотрим вариант многорядной опоры скольжения с рабочей поверхностью, изготовленной не из пары трения «резина – металл», а из более прочного и износостойкого материала.

В конце 90-х годов делались попытки применения в турбобуре многорядных подшипников скольжения, армированных твердосплавными вставками из сплава ВК-8. Результаты испытаний были отрицательные по причине термического разрушения вставок. Коэффициент трения даже хорошо обработанного твердого сплава был высоким, а отвод тепла от подшипника – недостаточен.

Сегодня в технологии производства долот и режущего инструмента в качестве альтернативы твердому сплаву широко используются поликристаллические алмазы (PDC). Известны случаи, когда поликристаллический алмаз использовался для армирования рабочих поверхностей осевых и радиальных подшипников скольжения. К преимуществам PDC можно отнести высокую прочность, износостойкость при высоких скоростях скольжения и удельных нагрузках, низкий коэффициент трения, к недостаткам – высокую стоимость и трудоемкость механической обработки.

Существующая конструкция стандартного, наиболее распространенного, шпинделя с резино-металлическим подшипником скольжения предусматривает проток промывочной жидкости через внутреннее отверстие вала. На осевую опору поступает только часть раствора, проходящая через зазор в верхней радиальной опоре. Такая конструктивная схема обеспечивает малые утечки промывочной жидкости через ниппель и эффективное охлаждение подшипника при частоте вращения до 800 об/мин. Для работы с повышенной частотой вращения требуется более эффективный отвод тепла. Это достигается в конструкции шпинделя с периферийным протоком промывочной жидкости. Схема шпинделя с периферийным протоком показана на рис. 4.
Рис. 4. Конструктивная схема шпинделя с периферийным протоком
1 – верхняя радиальная опора, 2 – осевая опора, 3 – уплотнение, 4 – ниппель, 5 – вал
Во время циркуляции промывочная жидкость поступает из турбинной секции в шпиндель, где через отверстия в верхней радиальной опоре (1) направляется к осевой опоре (2). Конструктивно осевая опора выполняется проточной с возможностью прохождения через нее промывочной жидкости, вследствие чего обеспечивается эффективный отвод тепла при высокой частоте вращения. Пройдя через осевую опору, поток направляется к долоту через отверстие на валу (5). Для уменьшения утечек промывочной жидкости через ниппель (4) перед нижней радиальной опорой выполняется щелевое или лабиринтное уплотнение (3).

Подобная конструкция шпинделя с опорой PDC была разработана, изготовлена в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» и успешно прошла промысловые испытания в составе турбобуров в габарите 178 мм в 2009 г.

Повышение энергетической характеристики осевой многоступенчатой турбины турбобура

Как было сказано выше, на сегодняшний день существует много различных типов турбин, но для привода импрегнированного долота большинство из них не подходит. Попробуем сформулировать основные требования к турбине, помимо высокой механической мощности при частоте вращения на рабочем режиме не менее 800 об/мин.

1. Наиболее нагруженным для турбобура является режим холостого хода. При этом режиме частота вращения, влияющая на долговечность осевой опоры, максимальна. Поэтому турбину желательно выполнять таким образом, чтобы при ее работе перепад давления был минимальным в режиме холостого хода и повышался к тормозному режиму.

2. В условиях ограничения производительности оборудования буровой установки для доведения до долота максимальной мощности турбина должна иметь минимальные гидравлические потери и, следовательно, предельно высокий КПД.

Известно, что повышение давления в турбине от холостого хода к тормозу достигается за счет изменения величины угла входа лопаток. При угле входа более 90° (высокоциркулятивная турбина) линия давления к тормозу падает, при угле менее 90° (низкоциркулятивная турбина) давление к тормозу увеличивается. Практика показала, что при углах входа лопаток от 80° до 88° можно без снижения КПД достичь значительного, до 60%, увеличения давления от холостого хода до режима максимальной мощности, но после режима максимальной мощности давление практически не изменяется, а в некоторых случаях наблюдается его снижение. Изменение давления на различных режимах турбины показано на рис. 5.
Рис. 5. Линия давления различных типов турбин
При создании турбины для высокооборотного турбобура более сложной является задача достижения максимальной мощности, минимальных гидравлических потерь и предельно высокого КПД. Эта задача является основной при создании любого типа гидравлического двигателя.

На энергетические параметры турбины влияют следующие факторы:
  1. Средний диаметр проточного канала – определяет жесткость моментной характеристики и зависит от диаметра турбобура.
  2. Выходной угол лопаток – определяет моментно-частотную характеристику.
  3. Радиальные и осевые зазоры между ротором и статором – определяют величину утечек промывочной жидкости и зависят от минимальных зазоров в опорах.
  4. Форма профиля и шероховатость поверхности лопаток – зависят от метода изготовления и влияют на величину потерь на трение жидкости о стенки лопаток.
Методика расчета углов выхода лопаток известна и описана в различных литературных источниках, величина зазоров в турбине назначается исходя из типа радиальных и осевых подшипников, а также предельно допустимой степени износа. Поэтому в предлагаемом материале эти факторы не рассматриваются. Более подробно остановимся на методах снижения гидравлических потерь в турбине или создании безударного режима работы. Форма лопаточного венца статора показана на рис. 6.
Рис. 6. Статор турбины
При постоянном сечении лопатки по высоте безударный режим осуществляется только на среднем диаметре D2 лопаточного канала. В остальных сечениях возникают вихревые потери из-за несоответствия углов скоростей жидкости и углов наклона лопаток. Применение переменного (закрученного) профиля лопаток позволяет обеспечить безударный режим работы по всем сечениям, что приводит к значительному снижению гидравлических потерь и повышению КПД [2].

Для обеспечения запаса на износ осевой опоры при работе турбобура в турбине должен быть выдержан осевой зазор, или осевой люфт. Величина осевого люфта находится в пределах от 9 до 16 мм, что сопоставимо с высотой лопаток. В этой связи проточный канал турбины имеет переменное сечение. Т.е. при выходе из одного лопаточного венца поток попадает в кольцевой расширяющийся канал, а затем при входе на лопатки следующего венца снова происходит сужение. Возникающие при этом сопротивления приводят к завихрениям потока на входе в лопаточный аппарат и дополнительным гидравлическим потерям. Для придания направленности потоку и уменьшения гидравлических потерь проточный канал лопаточного аппарата может выполняться с осевым поджатием в виде плавного конфузора. В этом случае расширение потока происходит в лопаточном аппарате следующего венца, тем самым снижая турбулентность течения промывочной жидкости. Распределение скоростей потока в ступени турбины с осевым поджатием показано на рис. 7.
Рис. 7. Распределение скоростей потока в ступени турбины с осевым поджатием
Осевое поджатие формы лопаточного аппарата, кроме спрямления потока и снижения гидравлических потерь, увеличивает коэффициент К=М/n или жесткость моментной характеристики турбины. Чем больше осевое поджатие, тем больший крутящий момент может развить турбина при одинаковой частоте вращения. Расчеты показывают, что осевое поджатие дает эффект только до определенной величины заужения проходного сечения. При дальнейшем перекрытии сечения жесткость моментной характеристики не изменяется, крутящий момент и частота вращения увеличиваются пропорционально с ростом перепада давления.

На основе проведенного анализа путей повышения энергетических параметров определены основные свойства турбины:
  1. Турбина должна выполняться низкоциркулятивной.
  2. Лопатки должны иметь переменный по высоте профиль.
  3. Проточный канал лопаточного аппарата должен иметь осевое поджатие.

Особенности освоения новых турбин в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент»

При расчете осевой гидравлической турбины существует большое количество различных коэффициентов, которые определяются эмпирическим путем и, в зависимости от конструктивного исполнения, значительно отличаются друг от друга. Поэтому для подтверждения расчетных данных изготавливаются опытные ступени, по которым снимается фактическая энергетическая характеристика турбины.

Ранее изготовление опытных ступеней выполнялось из легкообрабатываемого материала (например, алюминиевого сплава) методом фрезерования. Этот метод был очень трудоемким, затратным и имел невысокую точность. С развитием технологий 3D-печати появилась возможность изготавливать опытные турбины из полимерных материалов непосредственно с файла 3D-модели. В этом случае на 3D-принтере печатается только лопаточный венец, а обода и ступицы изготавливаются из стали. Опытная ступень турбины показана на рис. 8.
Рис. 8. Опытная ступень турбины
Для испытаний изготовленных опытных турбин во «ВНИИБТ – Буровой инструмент» в 2008 г. разработан и введен в эксплуатацию стенд СИТТ-1. На стенде снимается энергетическая характеристика до 10 ступеней турбин при расходе от 3 до 45 л/с. Контрольно-измерительная аппаратура стенда регистрирует частоту вращения, крутящий момент, перепад давления на турбине. Во время испытаний может фиксироваться изменение температуры промывочной жидкости. Значения измеряемых параметров на всех режимах передаются на персональный компьютер, который обрабатывает результаты, проводит аппроксимацию данных и выводит полученную характеристику в табличном и графическом виде. Погрешность измерительных каналов стенда составляет не более 3%.

Общий вид стенда для испытаний турбин показан на рис. 9. Работа стенда осуществляется следующим образом. Промывочная жидкость подается по напорной магистрали (3) насосом (1) из бака (2) в испытательную камеру (5) с установленными в ней ступенями турбины. Проходя через турбину, промывочная жидкость приводит во вращение вал и направляется обратно в бак по сливной магистрали (4). Для снятия характеристики турбины на всех режимах вал турбины тормозится устройством (6). При испытаниях расход промывочной жидкости фиксируется расходомером, установленным в напорной магистрали, частота вращения и крутящий момент контролируются бесконтактным индукционным тензодатчиком, размещенным над тормозным устройством. Для определения перепада давления на турбине в испытательной камере размещены два датчика давления: в полости перед турбиной и после нее.
Рис. 9. Общий вид стенда СИТТ-1
1 – насос, 2 – бак, 3 – напорная магистраль, 4 – сливная магистраль, 5 – испытательная камера, 6 – тормозное устройство
После снятия энергетической характеристики опытных турбин, при подтверждении расчетных данных, начинается следующий этап освоения: подготовка производства для изготовления турбин в литье. Сегодня ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» обладает современными технологиями литья по выжигаемым и выплавляемым моделям. В отличие от литья в песчаные или земляные формы современное литье позволяет получать высокую чистоту поверхности и самый сложный профиль лопаток, отвечающий требованиям к турбине турбобура для привода импрегнированного долота, описанным выше. Производственные мощности предприятия позволяют изготавливать до 6000 пар турбин различных габаритов в месяц.

Для работы с импрегнированными долотами в ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» разработан модельный ряд турбобуров диаметром от 122 до 240 мм. Все турбобуры комплектуются современными турбинами повышенной мощности. Турбобуры оснащаются центраторами и изготавливаются как в прямом варианте, так и с регулятором угла. Энергетические характеристики турбобуров диаметром 178 мм приведены в табл.
Табл. Энергетические характеристики турбобуров на технической воде
* Вариант исполнения турбобура с регулятором угла: ТО-178Т/800 и ТО-178Т/1100

Практические результаты применения турбобуров ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент»

Современные высокооборотные турбобуры производства ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», изготовленные с учетом особенностей, описанных в данной статье, в сочетании с импрегнированными долотами различных производителей успешно применяются в регионах Российской Федерации, а также за рубежом, начиная с 2009 г. Ниже приводится несколько примеров успешной отработки турбобуров.

Турбобур 2ТСШ-178Т, Долано-Эрдниевский лицензионный участок, Калмыкия.
Интервалы бурения турбобуром: 4899 – 4977 м, 5069 – 5157 м.
Компоновка низа бурильной колонны (КНБК): долото 215,9 DDR3560-А1(«Reed Hycalog»)+2ТСШ-178Т+ КЛС215,9+УБТ178.
Время механического бурения – 96,5 часов, время циркуляции ~ 150 часов.
Проходка – 166 м.
Режимы бурения: расход бурового раствора 23 – 24 л/с, давление при бурении 23 – 24 МПа.
Достигнутая средняя механическая скорость бурения – 1,73 м/ч, средняя механическая скорость бурения ротором с шарошечным долотом до спуска турбобура – 0,5 м/ч.

Турбобур ТСШ-178Т/800, месторождение Дацин, КНР.
Интервал бурения турбобуром: 2900 – 3628 м.
КНБК: долото 215,9 К-705 (Kinetic, «Smith»)+ТСШ-178Т.
Время механического бурения – 295,3 часа, время циркуляции ~ 330 часов.
Проходка – 728 м.
Режимы бурения: расход бурового раствора – 30 – 32 л/с.
Достигнутая средняя механическая скорость бурения – 2,48 м/ч, средняя механическая скорость бурения ротором с шарошечным долотом до спуска турбобура – 1,5 м/ч.

Турбобур ТСШ-178Т/1100, месторождение Жана-Жол, Казахстан.
Интервал бурения турбобуром: 2740 – 3192 м.
КНБК: долото 215,9 К-707 (Kinetic, «Smith»)+ ТСШ-178Т/1100+УБТ159.
Время механического бурения – 134,3 часа, время циркуляции ~ 146 часов.
Проходка 452 м.
Режимы бурения: расход бурового раствора 25 – 32 л/с, давление при бурении 15 – 24МПа.
Достигнутая средняя механическая скорость бурения – 3,37 м/ч, средняя механическая скорость бурения в аналогичных интервалах на соседних скважинах месторождения – 1,7 м/ч.

Во всех вышеперечисленных случаях была достигнута значительная экономия времени при строительстве скважин как за счет прироста механической скорости бурения, так и за счет увеличения проходки за рейс, что позволило уменьшить количество спуско-подъемных операций.

В заключение хочется отметить, что, несмотря на снижение объемов турбинного бурения, существует большая перспектива применения турбобуров при строительстве скважин на новых месторождениях с использованием импрегнированных долот в крепких, абразивных породах, при высоких температурах. Но при этом турбобур должен полностью отвечать всем требованиям современной технологии проводки скважины.

Сегодня ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент» при своей пятидесятилетней истории, имея современное технологическое оборудование для производства всех типов забойных двигателей, сохраняет базу накопленных знаний и успешно проводит работы по поиску и отработке новых конструкций, в том числе турбобуров, оставаясь лидирующим предприятием России в этой области.

Литература

  1. Чудаков Г.Ф., Мялицин Н.Ю. Разработка и испытания турбобура-отклонителя ТО3-240БИ // Сборник ВНИИБТ, 2010.
  2. Мялицин Н.Ю. Новые решения в конструкции гидравлических забойных двигателей производства ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» // Инженерная практика. 2012. №1.
  3. Патент №2403366 «Турбина турбобура». Авторы: Чудаков Г.Ф., Коротаев Ю.А., Соломаткин А.А., Мялицин Н.Ю.

References

  1. G.F. Chudakov, N.Yu. Myalitsin. Development and tests of turbodrill-deviator ТОZ-240BI// VNIIBT collective works, 2010.
  2. N.Yu. Myalitsin. Мялицин Н.Ю. New solutions in design of downhole hydraulic motors of “VNIIBT-Drilling instrument” LLC make// Engineer practice. January,2012.
  3. Patent №2403366 «Turbodrill turbine», authors: G.F. Chudakov, Yu.A. Korotaev, A.A. Solomatkin, N.Yu. Myalitsin.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Хлебников Д.А.

    Хлебников Д.А.

    управляющий директор

    ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент»

    Мялицин Н.Ю.

    Мялицин Н.Ю.

    главный конструктор

    ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент»

    Просмотров статьи: 12235

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru