История примененияРеферат По дисциплине: История горной науки и техники (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
Тема: История возникновения турбобура Выполнил: студент гр. ТО-09 ____________ / Бабкин Р.С. / (подпись) (Ф.И.О.)
ОЦЕНКА: __________
Дата: ____________
Проверил: доцент ____________ / Толстунов С.А./ (должность) (подпись) (Ф.И.О.)
Санкт-Петербург
Содержание 1. Введение………………………………………………………………….……………………3 2. История применения турбобура………………………………………………..…………….3 3. Конструкция турбобура…………………………………………………..…………………..5 4. Принцип действия……………………………………………………………..……………...5 5. Виды турбобуров…………………..……………………………………………………..….10 6. Заключение……………………………………………………………………… …………12 7. Иллюстрации…........................................................................................................................12 8. Список использованной литературы…………………………………………………...…..15
Введение Турбобур — это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породоразрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа. История применения Первый промышленный образец турбобура был изобретен и изготовлен в 1922 – 1923 гг. в Советском Союзе М.А. Капелюшниковым, С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым. Это был редукторный турбобур с одноступенчатой турбиной, позволяющий бурить нефтяные скважины без вращения бурильных труб. Однако из-за низкой стойкости одноступенчатой турбины и зубчатого редуктора турбобур Капелюшникова уступал по технико-экономическим показателям бурно развивающемуся в то время роторному способу бурения. К 1933 г. турбинное бурение в СССР почти полностью было вытеснено роторным. В то же время ценный опыт первого турбинного бурения, доказавший целесообразность и полезность переноса двигателя для вращения бурового долота на забой скважины, продемонстрировал ряд важных преимуществ перед роторным способом: значительное увеличение скоростей бурения, возможность проводки наклонно-направленных скважин, резкое снижение аварий с бурильными трубами и др. Поэтому в 1934 г. в стране была создана специальная конструкторская организация – Экспериментальная контора турбинного бурения (ЭКТБ), ведущие специалисты которой – П.П. Шумилов, Р.А. Иоаннесян, М.Т. Гусман и Э.И. Тагиев, активно занялись усовершенствованием конструкций турбобуров. Дальнейшее развитие техники турбинного бурения пошло по пути создания безредукторных турбобуров, оснащенных многоступенчатыми турбинами осевого типа. Применение этих турбобуров позволило осуществить крупномасштабное строительство вертикальных и наклонно-направленных скважин в Урало-Поволжском, Западносибирском и других нефтегазовых регионах страны. Современные турбобуры, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, были разработаны в 60-х – 90-х годах во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники (ВНИИБТ). Работы проводились в двух подразделениях. Лаборатории высокомоментных турбобуров под руководством профессора Р.А. Иоаннесяна – Ю.Р. Иоанесян, В.С. Лаповок, Б.В. Кузин, Д.Г. Малышев и др. Отделе турбобуров под руководством профессора М.Т. Гусмана – Г.М. Никитин, Г.А. Любимов, В.П. Шумилов, Б.Д. Малкин, А.И. Агеев и др. Сегодня новыми разработками в области турбинной техники и технологии занимаются научно-конструкторские коллективы РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ООО «ВНИИБТ-БИ», ЗАО «НГТ», ООО «Бурсервис», ООО "ГЗД Технология". За рубежом – американские компании Smith Neyrfor, Halliburton. В 1935—50 применялся безредукторный турбобур с многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В многоступенчатом турбобуре общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый турбобур — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800—1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300—450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300—400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобурах применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150— 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.
|
