Гидравлические забойные двигатели реферат

Обновлено: 03.07.2024

Реферат на тему:
“Винтовые забойные двигатели”.

Выполнил студент: Банцеев Н.П.

Москва 2019

Введение

История создания винтовых забойных двигателей

СССР является родиной турбинного бурения. Первый промышленный образец был изготовлен еще в 1922—1923 гг. Это был редукторный турбобур с одноступенчатой турбиной, начиная с 40-х годов основных техническим средством для бурения скважин являлся многоступенчатый турбобур. Широкое распространение турбинного бурения позволило получить высокие темпы роста добычи нефти и газа.

Однако с увеличением средних глубин скважин, совершенствования долот и технологии роторного бурения отечественная нефтяная промышленность стала отставать по показателю проходки за рейс от мирового уровня. Так в 1981—1982 годах средняя проходка за рейс в США составляла 350 м, в то время как в СССР она не превышала 90 м. Такое отставание от США было связано с характеристикой турбобуров, которые не позволяли получать частоту вращения менее 400—500 об/мин с обеспечением необходимого крутящего момента и уровня давления насосов, и как следствие было невозможно применять современные низкооборотные шарошечные долота. И перед нефтяной промышленностью СССР встал вопрос о переходе на технологию низкооборотного бурения.

Роторное бурение хоть и применялось, но технологически сильно отставало от мирового уровня: не имелось бурильных труб и буровых станков высокого технического уровня. Таким образом было принято решение о создании низкооборотного забойного двигателя для замены турбобуров. Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (ВЗД) начались в США и СССР в середине 60-х годов. В США первые ВЗД были альтернативой турбобурам для наклонно-направленного бурения, а в СССР они служили средством для привода низкооборотных долот.

В последние годы в технике и технологии бурения скважин произошли значительные изменения: появились новые технологии в наклонно-направленном бурении (бурение горизонтальных участков, бурение дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин), распространение долот типа PDС, новейшие телеметрические системы для контроля забойных параметров во время бурения и др. И если раньше ВЗД рассматривались только как альтернативу турбобурам и их перспектива оценивалась неоднозначно, то сейчас в силу свои уникальных характеристик ВЗД стали основной частью современных технологий. В 2010 году в России выполнено ¾ всего объема бурения и ремонта скважин при помощи ВЗД, и они были взяты на вооружение практически всеми российскими и зарубежными нефтегазовыми и сервисными компаниями.

Конструкция ВЗД

Двигательный узел

Двигательная секция ВЗД - основной силовой компонент двигателя и поэтому определяет его основные технические характеристики, такие как мощность, крутящий момент, КПД и частота вращения ротора. Состоит из роторного механизма в виде корпуса (статора), внутри которого закреплена эластомерная вставка с винтовой поверхностью, за которую зацепляется ротор и затем под давлением подаваемой жидкости начинает вращаться.

Эластичная оболочка позволяет разделить две полости камер с высоким градиентом давления. Она изготавливается из износостойкой резины, которая пластична, но в то же время способна выдерживать значительные силы трения при попадании абразивных частиц на её поверхность.

Ротор имеет конструкцию похожую на сверло, но с высокопрочным износостойким покрытием, так как предназначен для передачи крутящего момента. Его изготавливают из высокопрочной легированной стали.

Количество зубьев у него меньше на одну единицу, чем у статора. Двигательный узел выполняют с определённым натяжением зубчатого зацепления, который зависит от параметров рабочей жидкости, свойств эластомера, температуры эксплуатации, а также других характеристик. От того, насколько точно они будут подобраны зависит прочность двигателя в целом и его ресурс работы.

Присутствие в рабочей жидкости абразивных твёрдых частиц и дополнительных примесей.
Использование в составе жидкости веществ, которые разъедают эластомер или изменяют его механические свойства. К ним относятся: соли, жидкость с высоким содержанием нефтепродуктов, хлориды, кислоты и соли.
Превышение допустимых норм по температурным условиям в точке забоя, которые могут влиять на эластомер.
Недостаточный прогрев рабочей пары при старте двигателя.
Использование неправильного натяжения статор-ротор.

Рабочие органы ВЗБ

Шпиндельный узел является вторым по важности конструктивным элементом двигателя. Он предназначен для передачи крутящего момента от рабочей пары рабочему инструменту для разрушения плотных пород грунта. При этом он способен выносить значительные осевые нагрузки, вызванные не только необходимостью передачи крутящего момента, а и силу трения о стенки креплений при угловом или горизонтальном бурении.

Шпиндельный узел представляет собой корпус с двумя опорами (радиальной и осевой), на которых закреплён вал. Вращение ротора передаёт крутящий момент посредством торсиона или карданного вала на вал шпиндельного узла, который начинает вращаться и передавать момент уже рабочей части.

Открытом, когда рабочие узлы смазываются рабочей жидкостью.
Закрытом или герметизированном. Все рабочие элементы находятся в масляной ванне под давлением до 20 атм., которое выбирается таким, чтобы значительно превышало давление окружающей их среды.

По сути, он немного напоминает по конструкции карданный вал, но из-за тяжёлых условий эксплуатации и необходимости обеспечения определённой функциональности он был существенно усложнён. Все детали изготавливаются из прочной твердосплавной стали, с выполнением армирования поверхностного слоя.

ВВЕДЕНИЕ
При углублении скважины порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай – разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударно-вращательное (практически неприменяемое) и дробовое (применяется редко) бурение.
Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этомспособе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым раствором (газом, газированной жидкостью). При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия отвращающего момента.
Различают: роторное бурение, – когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности; турбинное бурение и бурение с использованием электробура, – когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом. Поток бурового раствора, кроме известных функций, выполняет функции источника энергии.
Роторное и турбинное бурениеявляются основными способами проводки скважин и используются повсеместно. Особенно широко используется турбинный способ бурения в России.

ЗАБОЙНЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ДВИГАТЕЛИ

ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ. ТУРБОБУРЫ

В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий моменттруб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото.

Турбобур - забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924—34) применялся турбобур , изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом. В этом турбобуре высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор.

В 1935—50 применялся безредукторный турбобурс 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.

В разведочном бурении для отбора керна в полом валу турбобура размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют турбобур с вращающимся корпусом.

В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капе-люшников разработал (совместно с СМ. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюш-никова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и

М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.

Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время1.

Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными мас-лонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stra-topax.

Современный турбобур должен обеспечивать:

1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости

не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения меньше 7 с"1 для шаро

шечных и 7 — 10 с"1 для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.

4. Срабатывание перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до

наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и тем

пературы окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вра

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в

любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и

освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента.

15. Экономию приведенных затрат на 1 м проходки скважины по

сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время для одного и того же диаметра целесообразно иметь возможно меньшее количество типов турбобуров.

В начале 50-х гг. в связи с увеличением глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух — трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивали с помощью конической резьбы, а их валы соединяли сначала

конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевую опору вынесли в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.

Секционные шпиндельные турбобуры типа ЗТСШ в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометалличе-ская пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что в свою очередь снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым и Ю.Р. Иоанеся-ном была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура типа 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами Минхиммаша с диаметрами корпуса 164, 195 è 240 ìì.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения около 2,5… 5 с"1 [2]. Это привело к созданию целого ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полным валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.

Среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

ГЗД соединены с бурильной колонной, чтобы вращать и направлять буровое долото.
Бурильная колонна не участвует в процессе передачи крутящего момента долоту, оставаясь либо неподвижной, либо совершая малоинтенсивное вращение с цель снятия сил трения при поступательном движении инструмента.
Вращение обеспечивается силовой секцией, которая обычно является двигателем прямого вытеснения, который приводится в движение циркуляцией бурового раствора.
Осевые и радиальные нагрузки бурения реагируют на бурильную колонну подшипниками в герметичном подшипниковом узле.

снижения аварийности с бурильными трубами за счет облегчения условий их работы;
проводки наклонно направленных скважин и корректирования траектории ствола скважины;
повышения показателей отработки долот за счет реализации рациональных параметров режима их нагружения (отношения крутящего момента к частоте вращения М/n).

динамические забойные двигатели (турбобуры), рабочим органом которых является многоступенчатая осевая турбина;
объемные забойные двигатели (ВЗД), рабочие органы которых выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма.

высокий уровень крутящего момента, позволяющий обеспечить эффективную работу породоразрушающего инструмента;
частоту вращения выходного вала в диапазоне 80–200 об/мин для шарошечных долот, 300–800 об/мин для алмазных долот; 200–300 об/мин для долот типа PDC;
высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности буровых насосов;
пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления с целью эффективного управления режимом бурения.

использование в случае технической необходимости бурового раствора любой плотности и вязкости, в тч с содержанием тампонирующих материалов, предотвращающих потерю циркуляции, и агрессивных добавок;
эксплуатацию двигателя при температуре до 150–180°С и давлении окружающей среды до 100 МПа;
стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы и полной отработки современных долот;
возможность управления углом искривления корпуса двигателя при наклонно направленном и горизонтальном бурении;
возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин;
возможность использования в газожидкостных технологиях (на аэрированных буровых растворах, воздухе и пене).

проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритные;
эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин с различной интенсивностью искривления, при этом корпус и резьбовые соединения должны выдерживать изгибающие нагрузки, возникающие при прохождении через искривленные участки профиля;
использование стандартного ловильного инструмента.

В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются 3 вида гидравлических забойных двигателей:
-турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения (Т);
-винтовые забойные двигатели типа Д (ВЗД);
-турбинно-винтовые забойные двигатели (ТВЗД).

Кроме того, выпускаются агрегаты РТБ (реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры), которые комплектуются серийными турбинными и винтовыми забойными двигателями, или электробурами.
Заводами серийно изготавливаются (*) или по заказу потребителей могут быть изготовлены (**) (по договорной цене) следующие типы гидравлических забойных двигателей:

1. Турбинные забойные двигатели (турбобуры) (Т):

-односекционные бесшпиндельные типа Т 12*;

-односекционные бесшпиндельные унифицированные типа ТУ-К*;

-односекционные со вставным шпинделем типа ТВШ*;

-односекционные с независимым креплением роторов типа ТНК*;

-секционные бесшпиндельные типа ТС**;

-секционные шпиндельные типа ТСШ**;

-секционные шпиндельные унифицированные типа ТСШ1*; 2Т-К*; 3Т-К*;

-секционные шпиндельные для бурения алмазными долотами типа ТСША*;

-секционные шпиндельные с наклонной линией давления типа АШ*;

-секционные шпиндельные со ступенями гидродинамического торможения типа АГТШ*;

-с плавающими статорами типа ТПС*;

-редукторные типа ТР*;

-турбинные отклонители типа ТО**;

-турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинной секции типа ТО2*;

-шпиндель-отклонитель типа ШО1**;

-для отбора образцов пород (керна) - колонковые трубодолота типа КТД*;

-керноприемное устройство типа УКТ**.

2.Винтовые забойные двигатели (ВЗД):

-односекционные типа Д, Д1*;

-секционные типа ДС*, ДЗ*;

-секционные с полым ротором с торсионом типа Д2*, ДГ*.

3. Турбинно-винтовые забойные двигатели (ТВЗД):

-модульные типа ТВД*;

-универсальные типа ТПС-У*;

-унифицированные модульные типа 2ТУ-КД*-

4.Роторно-турбинные и реактивно-турбинные

-роторно-турбинные буры типа IРТБ*, **;

-реактивно-турбинные буры типа IIРТБ**, **.

Турбинные забойные двигатели (турбобуры)

выпускаются с турбинами:

-металлическими цельнолитыми (отливка в земляные формы);

-металлическими составными точного литья (ТЛ);

-пластмассовыми составными (металлические ступицы и пластмассовые проточные части);

-качения (шаровыми, в т. ч. как с уплотнениями, так и без них - проточные).

В связи с постоянным внесением разработчиками НИИ и конструкторами СКБ заводов-изготовителей различных конструктивных усовершенствований и улучшений в технологию изготовления существующих типоразмеров турбобуров и ВЗД возможны некоторые несоответствия исполнения турбобуров и ВЗД, приведенных на рисунках, их энергетическим характеристикам (табл. 101).

Каждый типоразмер турбобура и ВЗД имеет свои характерные конструктивные особенности, отличается размерами и некоторыми деталями, в связи с чем разработаны технические описания и инструкции по сборке и эксплуатации турбобуров ВЗД, ТВЗД и РТБ, поставляемые заводами-изготовителями заказчикам-потребителям в комплекте с ГЗД.

ГОСТ

Забойный двигатель — это погружная машина, которая преобразует электрическую, пневматическую, гидравлическую или электрическую энергию в механическую работу инструмента во время процесса бурения скважины.

Существует три основных вида забойных двигателей:

Винтовой.
Турбинный.
Электрический.

Винтовой забойный двигатель

Основными рабочими органами винтового забойного двигателя являются замыкатели - винты, которые выполняют роль уплотнителя двигателя (мешают перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления); статор двигателя, который соединен с концами камер низкого и высокого давления; ротор-винт, через который передается крутящий момент.

Почти любой винтовой забойный винтовой двигатель условно можно разделить на три основных секции (узла). Расположение данных секций показано на рисунке ниже.

Рисунок 1. Винтовой забойный двигатель. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Двигательная секция винтового забойного двигателя предназначена для преобразования в вращательное движение потока жидкости. Эта секция состоит из статора и ротора, изготовленного из стали.

Шпиндельная секция передает осевую нагрузку и крутящий момент на долото, а также воспринимает гидравлическую осевую нагрузку и реакцию забоя. Шпиндель изготавливается в виде монолитного полого вала, соединенного с долотом при помощи наддолотного переводника в нижней части и при помощи муфты в верхней.

Функция регулятора угла заключается в перекосе осей секций двигателя и его самого, относительно бурильной колонны. Он может устанавливаться над винтовым забойным двигателем или между шпиндельной и двигательной секцией.

Готовые работы на аналогичную тему

Турбинный забойный двигатель

Турбинный забойный двигатель — это гидравлический забойный двигатель, в котором в механическую энергию вращения вала преобразуется движение промывочной жидкости, а рабочим органом является турбина осевого типа.

Турбинный забойный двигатель состоит из:

Турбинного вала.
Корпуса.
Вала осевой опоры, внутри которого находится цилиндрическая полость.
Роторов турбин.
Гайки турбинного вала.
Радиальных опор.
Осевой опоры.
Ниппеля.
Канала (минимум одного), который организовывает гидравлическую связь между цилиндрической полости вала осевой опоры и последним ротором турбины.

Турбинный забойный двигатель устанавливается над инструментов, который разрушает горную породу. Источником энергии и крутящего момента является давление потока жидкости, которая двигается под напором насоса. Поток промывочной жидкости подается в первую ступень турбинного забойного двигателя. Далее в статоре формируется направление потока жидкости, что делает его направляющим элементом турбины. Потом из каналов статора поток жидкости перемещается на лопасти турбины под заданным углом, что оказывает воздействие на ротор. Это становится причиной создания силы, которая стремится повернуть ротор, связанный с валом турбины. На лопастях направляющего элемента вновь формируется направление жидкости, а также ее передача на лопасти второй ступени, где также возникает крутящий момент. Пройдя все ступени турбинного двигателя жидкость подводится к инструменту-разрушителю горной породы. В процессе работы турбины на статоре создается реактивный момент противоположный по своему направлению. Потом этот реактивный момент передается бурильным колоннам, где осуществляется их закручивание.

Электрический буровой забойный двигатель

Электрический забойный двигатель представляет собой забойный агрегат с электрическим трехфазным двигателем. Электроэнергия передается к нему с поверхности при помощи кабеля, который размещают внутри бурильных колонн. Такие забойные двигатели используют при бурении скважин глубиной до 5000 метров. Многолетний опыт использования электрических буровых двигателей показывает, что наиболее оптимально их использовать при бурении горизонтальных, наклонно-направленных, опорно-технологических скважин, а также при бурении глубоких скважин с применением утяжеленных буровых растворов.

Преимуществами электрического забойного двигателя являются постоянство частоты вращения, высокая перегрузочная способность, возможность контроля кривизны и отклонения ствола скважины, а также независимость частоты вращения и других показателей от объема используемой жидкости, глубины скважины, а также химико-физических свойств воды и горных пород. К недостаткам можно отнести сложность конструкции и необходимость в подаче к забою двух видов энергии — гидравлической и электрической. Пример схемы электрического бурового забойного двигателя изображен на рисунке.

Рисунок 2. Пример схемы электрического бурового забойного двигателя. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 — контактный стрежень; 2 — верхний переводник; 3 — лубрикатор; 4 — корпус статора; 5 — нижняя часть сальникового уплотнителя; 6 — обмотка; 7 — ротор; 8 — пакет магнитной стали; 9 — пакет немагнитной стали; 10 — вал; 11 — короткозамкнутый ротор; 12 — кабель; 13 — нижний подшипник; 14 — верхняя часть сальникового уплотнителя; 15 — зубчатая муфта; 16, 20 — радиальные подшипники; 17 — многорядная пята; 18 — цилиндрический корпус; 19 — кольцевой лубрикатор; 21 — сальник; 22 — шпиндель.

Читайте также: