Электробуры

Принципиальная схема бурения скважин электробуром, спускаемым на бурильной колонне, показана на рис. 4.32.

При бурении электробуром долото получает вращающий момент от вала электродвигателя. Электроэнергия подводится к электробуру по кабелю, расположенному внутри бурильной колонны, составленной из бурильных труб с высаженными наружу концами. Поскольку во время спускоподъемных операций бурильная колонна разъединяется на свечи, приходится кабель токоподвода монтировать отдельными отрезками внутри бурильных труб. Принципиальная схема устройства электробура с маслонаполненным шпинделем приведена на рис. 4.33.

Электробур состоит из двух основных узлов - электродвигателя и маслонаполненного шпинделя. Промывочная жидкость из бурильной колонны поступает в верхний переводник13 и, пройдя между лубрикаторами 24 и 25 внутри корпуса лубрикаторов 12, попадает внутрь полого вала электробура 1 и далее к долоту. Выйдя из отверстий в долоте, промывочная жидкость, как и при роторном и турбинном способах бурения, подхватывает обломки выбуренной породы и по затрубному пространству поднимает их на поверхность.

В целях защиты электродвигателя от влаги внутренняя полость их заполняется маслом под воздействием поршня лубрикатора 15, на который действует промывочная жидкость и сжатая пружина лубрикатора.

Полый вал электродвигателя 1 соединяется с полым валом шпинделя 29 при помощи зубчатой соединительной муфты 27. При подаче электроэнергии и обмотку статора погружного acинxpoннoгo электродвигателя его полый вал начинает вращаться, а, следовательно, вращается полый вал шпинделя и долото.

В России созданы и применяются в зависимости от условий проходки электробуры диаметром 250, 215 и 170 мм для бурения долотами диаметром соответственно 295, 243 и 19 мм отдельными отрезками внутри бурильных труб.

Турбобуры

Поток промывочной жидкости, двигающийся вниз по бурильной колонне с большой скоростью, характеризуется значительной гидравлической мощностью. Долгое время изобретатели искали пути преобразования этой мощности в механическую работу долота на забое. Однако только в 1923 г. бакинскому инженеру М. А. Капелюшникову удалось создать работоспособный гидравлический забойный двигатель (турбобур), позволивший бурить скважины без вращения бурильной колонны.

Принципиальная схема устройства турбобура Капелюшникова показана на рис. 4.34. Этот турбобур имел одно направляющее колесо-статор и одно рабочее колесо-ротор. Статор неподвижно устанавливался в корпусе турбобура, а ротор укреплялся на валу турбобура, который подвешивался на упорном шариковом подшипнике, закрытом кожухом.

Современные турбобуры (рис.4.35) работают аналогично турбобуру Капелюшникова. Лоток промывочной жидкости, двигающийся с большой скоростью по бурильной колонне, попадает на лопатки статора 2. Здесь он меняет свое направление и ударяет о лопатки ротора 5, приводя вал турбобура во вращение.

Турбина первого турбобура имела скорость вращения более 3000 об/мин, а вращающий момент на валу был ничтожно мал. Для увеличения вращающего момента и снижения числа оборотов между валом турбобура и долотом устанавливался редуктор, заключенный в кожух, внутри которого находилась смазка.

В 1924 г. в районе г. Баку впервые в мире была пробурена скважина турбинным способом. Опыт проходки первых скважин показал, что турбобур Капелюшникова имеет ряд крупных недостатков:

низкая мощность турбины, малый вращающий момент на валу, быстрый выход из строя турбины турбобура в связи с высокими скоростями движения жидкости, содержащей абразивные частицы выбуренной породы, и сложную, но слабую, конструкцию редуктора турбобура.

В 1936 г. П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев и М. Т. Гусман разработали новый тип безредукторного турбобура, обеспечивающего мощность на забое, в 10-15 раз большую по сравнению с турбобуром Капелюшникова. Мощность турбобура была увеличена не за счет увеличения скорости вращения ротора турбины, т. е. скорости протекания потока жидкости, а путем увеличения числа роторов и статоров.

Жидкость, пройдя первый статор (рис. 4.35), попадает в первый ротор и, отдавая ему часть своей гидравлической мощности, создает на его лопатках вращающий момент. Из первого ротора жидкость поступает во второй статор, а затем во второй ротор, где также отдает часть гидравлической мощности и создает вращающий момент.

Расчеты показали, что для эффективной работы турбобура необходимо иметь около ста турбин, т. е. сто роторов и сто статоров. Увеличение числа турбин обеспечивает не только повышение мощности и вращающего момента, но и уменьшает число оборотов вала турбины в требуемых пределах, что позволяет отказаться от редуктора. Так был разработан многоступенчатый безредукторный турбобур, широко применяющийся в настоящее время (рис. 4.36).