турбобур

Формула изобретения

1. ТУРБОБУР, включающий корпус, установленные в корпусе на радиальных и осевых опорах, связанные между собой посредством редуктора частоты вращения и имеющие турбины верхний и нижний валы, при этом нижний вал связан с породоразрушающим инструментом, отличающийся тем, что углы входа и выхода лопаток турбин верхнего и нижнего валов выполнены различными по величине, причем угол входа лопаток турбины, установленной на нижнем валу, находится в диапазоне 45 - 90^o в зависимости от передаточного числа редуктора и угол тем меньше, чем больше передаточное число редуктора, а угол входа лопаток турбины, установленной на верхнем валу, больше угла входа лопаток турбины, установленной на нижнем валу, на величину более 40^o.

2. Турбобур по п.1, отличающийся тем, что угол выхода лопаток турбины, установленной на нижнем валу, находится в диапазоне 30 - 70^o.

3. Турбобур по п.1, отличающийся тем, что разность величин угла входа и угла выхода лопаток турбины, установленной на верхнем валу, находится в диапазоне 0 - 45^o, и эта разность тем больше, чем меньше передаточное число редуктора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к буровой технике, более точно к турбобурам.

Известен турбобур (патент US N 2908534), включающий в себя корпус, в котором на радиальных и осевых опорах установлен вал и на нем смонтирована турбина. Нижняя часть вала присоединяется к породоразрушающему инструменту. Верхняя часть корпуса соединяется к бурильной колонне. При подаче в бурильную колонну раствора он поступает в турбобур и приводит во вращение турбину, которая в свою очередь вращает вал и породоразрушающий инструмент. Из-за того, что турбина развивает при работе высокую частоту вращения, породоразрушающий инструмент быстро выходит из строя, процесс бурения становится неэффективным.

Известен также турбобур (патент US N 3728040), включающий корпус, внутри которого на радиальных и осевых опорах установлен вал, на котором смонтированы турбины двух типов. Угол входа лопаток одной из турбин больше угла входа лопаток другой турбины. Одна из турбин, которая используется как гидротормоз, имеет лопатки с одинаковыми углами входа и выхода. Другая турбина используется для генерирования вращающего момента, используемого для привода долота. При работе такого турбобура гидротормоз снижает частоту вращения вала до заданного режима работы, однако для этого требуется большое количество гидротормозов, что снижает эффективность применения такого турбобура.

Известен также турбобур, в корпусе которого установлены верхний и нижний валы, каждый соответственно на радиальных и осевых опорах. Верхний и нижний валы связаны между собой посредством редуктора частоты вращения. Верхний вал снабжен турбиной, нижний вал связан с породоразрушающим инструментом, например долотом.

Редуктор используется для снижения частоты вращения нижнего вала и породоразрушающего инструмента до заданного режима работы. Частота вращения снижается пропорционально передаточному числу редуктора, которое показывает, во сколько раз верхний вал вращается быстрее, чем нижний. Вращающий момент нижнего вала наращивается в соответствии с передаточным числом редуктора.

Однако из-за того, что редуктор установлен между турбиной и породоразрушающим инструментом, вращающий момент нагружает механизм редуктора, действует на него во время работы постоянно и разрушает его. Особенно этот недостаток сказывается при работе с долотами моментоемкими типа "Stratapax".

Ограниченные диаметральные габариты турбобура и редуктора, постоянно действующие высокие нагрузки вызывают необходимость разрабатывать более сложные, а значит, менее надежные конструкции, а также применять новые дорогостоящие материалы.

Кроме того, по мере увеличения глубины скважины, перехода на сверхглубины турбобур затрачивает на свою работу все больший перепад давлений, что не обеспечивает эффективного бурения.

В основу настоящего изобретения положена задача создать турбобур, конструктивное выполнение которого обеспечивало бы снижение нагрузок на механизм редуктора и одновременно снижение гидравлической мощности, в результате чего значительно повысилась бы его эксплуатационные качества.

Эта задача решается в турбобуре, в корпусе которого установлен верхний и нижний валы, каждый соответственно на радиальных и осевых опорах, связанные между собой посредством редуктора частоты вращения, при этом верхний вал снабжен турбиной, а нижний связан с породоразрушающим инструментом, и в котором угол входа лопаток турбин, установленных на нижнем валу, находится в диапазоне от приблизительно 45^о до приблизительно 90^о в зависимости от передаточного числа редуктора, этот угол тем меньше, чем больше передаточное число редуктора, а угол входа лопаток турбины, установленной на верхнем валу, больше угла входа лопаток турбины, установленной на нижнем валу, на величину более 40^о.

Благодаря тому, что на нижнем валу установлена турбина, на породоразрушающий инструмент передается через редуктор только часть вращающего момента, поэтому снижаются нагрузки на механизм редуктора.

Так как углы входа лопаток турбин, установленных на верхнем и нижнем валу, связаны с передаточным числом редуктора, снижаются вредные потери и гидравлическая мощность, затрачиваемая на работу турбобура, существенно увеличивается КПД турбобура.

В результате снижения затрачиваемой гидравлической мощности удается использовать турбобур на больших глубинах бурения и, следовательно, поднять эффективность его применения.

Целесообразно, чтобы угол выхода лопаток турбины, установленной на нижнем валу, находился в диапазоне от приблизительно 30^о до приблизительно 70^о. Это позволяет максимально снять нагрузки с механизма редуктора (70-85%) за сет генерирования максимальной величины вращающего момента на турбинах, установленных на нижнем валу.

Целесообразно также, чтобы угол входа лопаток турбины, установленной на верхнем валу, отличался от угла выхода этих же лопаток на величину от приблизительно 0^о до приблизительно 45^о, и эта разница должна быть тем больше, чем меньше передаточное число редуктора.

Таким образом удается эффективно организовать работу турбины на режимах, близких к режиму холостого хода, а также предотвращать внезапные остановки турбобура.

На фиг. 1 изображен турбобур, общий вид; на фиг. 2 сечение по линии II-II на фиг. 1, согласно изобретению; на фиг. 3 сечение по линии III-III на фиг. 1, согласно изобретению.

Турбобур содержит корпус 1 (фиг. 1), в котором на радиальных 2, 3 и осевых 4, 5 опорах закреплены верхний 6 и нижний 7 валы. Верхний вал 6 несет по меньшей мере одну турбину, ротор 8 которой закреплен на валу 6, а статор 9 соответственно в корпусе 1. Нижний вал 7 также несет по меньшей мере одну турбину, роторы 10 которой закреплены на валу 7, а статоры 11 соответственно в корпусе 1. Как на верхнем валу 6, так и на нижнем валу 7 обычно устанавливается несколько турбин, каждая из которых имеет собственный ротор и статор.

В корпусе 1 между валами 6 и 7 установлен редуктор 12, быстроходный вал 13 которого соединен с валом 6, а тихоходный вал 14 с нижним валом 7. Другой конец вала 7 закреплен с породоразрушающим инструментом, например долотом 15. Связь вала 6 с валом 13 и вала 7 с валом 14 осуществлена посредством соединений соответственно 16 и 17, обеспечивающих возможность передачи вращающих моментов и частот вращения как с вала 6 на вал 7 в режиме тормоза (при неподвижном роторе 8), так и обратно с вала 7 на вал 6 на холостом режиме (при отсутствии контакта долота 15 с породой). Соединения 16 и 17 выполнены резьбовыми, но возможно использовать и другие соединения, например муфтовые.

Корпус 1 верхней частью подсоединен к бурильной колонне 18, внутри которой имеется канал 19 для подачи бурового раствора в турбобур. Для выхода бурового раствора из турбобура в долото 15 предусмотрен в нижнем валу 7 канал 20.

На нижнем валу 7 установлена по меньшей мере одна турбина 21, ротор 10 которой закреплен на валу 7, а статор 11 в корпусе 1. Турбина 21 снижает нагрузки на узлы редуктора 12, так как генерируемый ею вращающий момент передается на долото 15, минуя узлы редуктора 12, и тем самым повышает эксплуатационные качества турбобура.

С целью более полного снижения давления, затрачиваемого для привода турбины 21, она выполнена так, что угол входа ₁ (фиг. 2) лопаток B этой турбины находится в диапазоне от приблизительно 45^о до приблизительно 90^о, причем этот угол принимает меньшие значения, если передаточное число редуктора большое (от 3 до 14). При указанных значениях углов ₁ турбина затрачивает на свою работу меньшее давление, а следовательно, увеличивается ее КПД.

Входные ₁, ₂ и выходные ₁, ₂ углы профиля лопаток турбин измеряются между касательной к средней линии их профилей и плоскостью, перпендикулярной оси валов 6 и 7.

Угол вход ₂ лопаток D турбины 22 (фиг. 3) выполнен большим, чем угол входа ₁ (фиг. 2) лопаток B турбины 21 на величину не менее 40^о. Такое выполнение обеспечивает более полное снижение давления, затрачиваемого для привода турбины 22, а в режиме холостого хода переводит турбину 22 в режим насоса, которая "подтягивает" буровой раствор в турбобур, снижая нагрузку на буровую установку.

Углы выхода ₂ (фиг. 3) лопаток турбины 22 находятся в диапазоне от приблизительно 30^о до приблизительно 70^о, при этом этот угол тем меньше, чем больше передаточное число редуктора. Такое выполнение лопаток обеспечит наиболее экономичные режимы работы турбобура при учете нескольких параметров (передаточного числа, углов входа и выхода турбин).

Кроме того, турбина 22 выполняется так, что углы профиля ₂ и ₂ лопаток D (фиг. 3) отличаются на величину от приблизительно 0^о до приблизительно 45^о, и эта разница тем больше, чем меньше передаточное число редуктора.

Выполняя углы входа ₂ и выхода ₂ лопаток D турбины 21 в указанном диапазоне и связывая эти значения с передаточным числом редуктора К, обеспечивается максимальное значение КПД в зоне, приближенной к холостым оборотам этой турбины. При этом максимальные значения КПД турбин 21 и 22 находятся в соотношении

n ₂₂=Kn₂₁, где n₂₁ частота вращения в режиме максимального КПД турбины 21, установленной на нижнем валу,

n₂₂ частота вращения в режиме максимального КПД турбины 22, установленной на верхнем валу.

Частота вращения n₂₁ турбины 21, установленной на нижнем валу, должна соответствовать или быть близкой к частоте вращения долота 15. В практике бурения частота вращения долота 15 задается при проектировании режимов проводки скважины, она связана со многими параметрами, например типом долота, характером буримой породы.

Турбобур работает следующим образом.

Перед спуском в ствол скважины производится монтаж турбобура. К валу 7 присоединяют долото 15. Корпус 1 присоединяют к бурильной колонне 18.

Работа турбобура в скважине осуществляется следующим образом. Через канал 19 бурильной колонны 18 подают буровой раствор в турбобур. При попадании бурового раствора в статоры 9 и роторы 8 турбины 22, установленные на верхнем валу 6, вал 6 приходит во вращение. Радиальные 2 и осевые 4 опоры воспринимают соответственно радиальные и осевые нагрузки. Далее буровой раствор попадает на статоры 11 и роторы 10 турбины 21, установленной на нижнем валу 7, приводя во вращение вал 7. Радиальные 3 и осевые 5 опоры воспринимают соответственно радиальные и осевые нагрузки. В отличие от опоры 4 опора 5 воспринимает как нагрузку от веса вала турбин, так и нагрузку, передаваемую через корпус 1 на долото 15.

Отработанный в турбинах 21 и 22 буровой раствор через канал 20 в валу 7 поступает в долото 15.

Из-за того, что на нижнем валу 7 установлены турбины 21, вращающий момент подается на долото 15 не только через редуктор 12 от турбин 22, но и от турбин 21. При такой компоновке узлы редуктора освобождаются от значительной части вращающих нагрузок, что обеспечивает его высокую надежность и долговечность.

Так как на механизм редуктора снижаются нагрузки, упрощается его конструкция, уменьшаются требования к материалам, повышаются эксплуатационные качества.

Так как угол входа ₁ (фиг. 2) лопаток турбины 21 находится в диапазоне от приблизительно 45^о до приблизительно 90^о и этот угол связан с передаточным числом редуктора, создаются благоприятные условия для снижения вредных потерь при обтекании буровым раствором турбин 21. Такое выполнение турбобура приводит к существенному снижению перепада давления бурового раствора в турбинах за счет увеличения КПД и обеспечивает высокую долговечность и надежность турбобура при работе в скважине.

Предлагаемый турбобур наиболее успешно может применяться при бурении долотами с поликристаллическими алмазными пластинами, которые требуют для эффективной работы больших вращающих моментов.

Изобретение с наибольшим успехом может быть использовано в турбобурах, предназначенных для бурения глубоких и сверхглубоких нефтяных, газовых скважин, а также на скважинах, которые бурятся на суше и в море для исследования земной коры.

Кроме этого, изобретение может эффективно использоваться в очень коротких турбобурах, предназначенных для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин.