Турбобур, забійний гідравлічний двигун для буріння глибоких свердловин переважно на нафту і газ. На першому етапі турбінного буріння (1924-34) застосовувався турбобур, винайдений в СРСР в 1922 М. А. Капелюшникова спільно з М. А. Корнєвим і С. М. Волохом. У цьому турбобур високооборотних одноступінчата турбіна передавала обертання долоту через планетарний, заповнений маслом редуктор.
У 1935-50 застосовувався безредукторний турбобур з багатоступінчатою турбіною, вал якої безпосередньо обертає долото (автори П. П. Шумілов, Р. А. Іоаннесян, Е. І. Тагієв, М. турбобур Гусман). У багатоступеневому турбобур загальний перепад тисків диференціюється по щаблях турбіни, а момент на валу визначається сумою моментів, що розвиваються кожної ступенем. Багатоступінчастий турбобур - машина відкритого типу, вал його обертається в радіальних і осьових гумово підшипниках, мастилом і охолоджувальною рідиною для яких є циркулююча промивна рідина - глинистий розчин. Для отримання максимальних значень ккд лопатки турбіни профілюють так, щоб ненаголошений режим їх обтікання збігався з максимумом потужності турбіни. Виконують турбіни суцільнолитими, загальне число ступенів турбіни досягає 120, робочі діаметри турбобур для буріння глибоких і надглибоких свердловин - 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота обертання валу турбіни від 150 до 800-1000 об / хв. Робочий момент на валу турбобур залежить від його діаметру і становить від 1 до 5-6 КНМ (1 нм = 0,1 кгсм). З 1950 для збільшення обертального моменту на валу застосовують багатосекційні турбобур, в яких послідовно з'єднуються 2-3 секції турбін турбобур із загальним числом ступенів 300-450 (рис. 1). Це дозволило поряд зі збільшенням обертаючого моменту знизити частоту обертання валу турбіни до 300-400 об / хв (для більш ефективної роботи шарошкових доліт). У цих турбобур кульова осьова опора винесена в спеціальний шпиндель, що приєднується до нижньої секції турбобур У шпинделі є також радіальні опори і сальника, що дозволяє використовувати гідромоніторним долота. З 1970 для подальшого зниження частоти обертання валу турбіни в турбобур застосовують щаблі гідродинамічного гальмування, що дозволили бурити при 150 - 250 об / хв. З початку 70-х рр.. впроваджуються турбобур з незалежною підвіскою секції і з демпфуючими пристроями, які володіють збільшеним терміном міжремонтний роботи і покращують умови роботи шарошкових доліт за рахунок зниження вібрації бурильної колони. Для роботи з гідромоніторним долотами, без додаткового навантаження бурових насосів, розпочато застосування турбобур з розділеним потоком на нижній секції (рис. 2), який відрізняється тим, що перепад тисків, спрацьовує в його нижній секції, дорівнює перепаду тисків у штуцерах гідромоніторного долота. При цьому нижня секція турбобур працює на частини потоку, що подається в свердловину.
У розвідувальному бурінні для відбору керна в підлогою валу турбобур розміщується знімна грунтоноска. Для буріння в умовах боротьби з кривизною стовбура свердловини використовують турбобур з корпусом, що обертається.
Ведуться роботи (1975) зі створення комплексного інструменту "турбобур - шарошечне долото", який дозволить значно підвищити частоту обертання долота.
Список літератури
Іоаннесян Р. А., Основи теорії і техніки турбінного буріння, М. - Л., 1953
Ioannesian RA, Les voix dernieres du developement de la technique du forage a la turbine, в кн.: Proceedings of the 7-th World petroleum congress, v. 3, Essex - Amst. - NY, 1967
Joannesian RA, Joannesian YR, Gusman М. турбобур, Development of deep well turbodrilling techniques, в кн.: Proceedings of the 8-th World petroleum congress, v. 3, L., 1971.
Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://www.nashstroy.ru