Взаимосвязь параметров режима бурения при турбинном способе бурения
Основным режимным параметром является интенсивность промывки. Изменение Q влечет за собой изменение F и n. При турбинном способе бурения расход Q должен достигать значений, при которых ГЗД мог развивать момент Мд, при котором двигатель бы смог вращать долото при заданном осевом усилии F, но рост F повышает момент Мд, при этом величина n снижается. Осевое усилие и частота вращения растет с ростом Q и скорости истечения жидкости из насадок долота Vв.
3. Идеальное тело Ньютона: механическая модель, уравнение состояния, деформационная кривая.
Механической моделью тела Гука является перфорированный поршень, находящийся в цилиндрическом сосуде с жидкостью. Главной особенностью является появление вязкой деформации при любой величине касательного напряжения.
Уравнения состояния для ньютоновской жидкости имеют вид:
Где 
— коэффициент динамической вязкости, dim 
= Па*с, является важным реологическим параметром.
4. Геометрия (как изменяется механизм разрушения (клин, конус, сфера))
Экзаменационный билет №3.
1. Алмазный буровой инструмент: особенности разрушения горных пород при бурении.
Профиль секторов алмазных долот может выполняться гладким, ступенчатым или с торовидными выступами.
С гладким профилем предназначены для разрушения СТ и Т со средней абразивностью пачек г.п. (радиальное).
С негладким предназначены для разрушения малоабразивных мягких и средних пород (ступенчатое).
Спиральные предназначены для турбинного способа бурения малоабразивных и среднеабразивных горных пород.
Особенности бурения алмазными долотами обусловлены конструкцией рабочих элементов и свойствами алмазов. Алмазы выступают из матрицы на незначительную величину и разрушают горную породу микрорезанием и истиранием. Поэтому с увеличением осевой нагрузки на долото внедрение алмазов быстро достигает предельного значения. Дальнейшее повышение нагрузки не приведет к росту интенсивности разрушения горной породы, а возрастающая при этом работа трения может вызвать опережающий износ матрицы, оголение и выпадение алмазов.
Источник
Особенности режима бурения турбинным способом
Способы бурения
| Вращательный | Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создаётся непрерывным вращением породоразрушающего инструмента с приложением осевой нагрузки |
| Роторный | Вращательное бурение, при котором буровой снаряд вращается станком с вращателем роторного типа |
| Турбинный | Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается турбобуром |
| Объёмный | Вращательное бурение, при котором породообразующий(?) инструмент вращается винтовым (объёмным) двигателем |
| Электробуром | Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается электробуром |
| Алмазный | Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным алмазами |
| Твердосплавный | Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным твёрдыми сплавами |
| Дробовой | Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается дробью |
| Ударный | Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создаётся воздействием ударов породоразрушающего инструмента |
| Ударно-канатный | Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передаётся породоразрушающему инструменту канатом |
| Ударно-штанговый | Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передаётся породоразрушающему инструменту бурильными трубами |
| Ударно-вращательный | Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создаётся в результате совместного воздействия ударов и вращения породоразрушающего инструмента |
| Гидроударный | Ударно-вращательное бурение, при котором удары сообщаются породоразрушающему инструменту гидроударником |
| Вибрационный | Механическое бурение, при котором внедрение бурового снаряда осуществляется виброударником |
| Гидродинамический | Бурение, при котором горная порода разрушается высоконапорной струёй жидкости |
| Термический | Бурение, при котором горная порода разрушается тепловым воздействием |
| Электрофизический | Бурение, при котором разрушается горная порода под воздействием сил, возникающих в результате электрического разряда |
| Взрывоударный | Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате взрыва |
| Химический | Бурение, при котором горная порода разрушается под действием реагентов, вступающих с ней в химическую реакцию |
| С промывкой | Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком промывочной жидкости |
| С продувкой | Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком газа |
Особенности режима бурения роторным способом
При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга.
Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого параметра в отдельности.
При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.
Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.
Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента.
Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора.
Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена.
Особенности режима бурения турбинным способом.
Перепад давления на турбине должен быть в пределах, допускаемых насосными установками, применяемыми при бурении глубоких скважин, и для избежания толчков давления в системе не должен существенно изменяться при изменении режима работы турбины.
Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.
При режиме работы турбобура, характеризуемым точкой В, частота вращения вала составляет 800 об/мин, а развиваемый им крутящий момент 1 Н • м.
При тормозном режиме, т.
С увеличением частоты вращения КПД возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, с дальнейшим увеличением частоты вращения начинает уменьшаться и при режиме холостого хода вновь становится равным нулю.
Режим работы турбобура, при котором его КПД достигает своего максимального значения, называется оптимальным.
Частота вращения вала на оптимальном режиме примерно в два раза меньше скорости вращения вала турбины на холостом ходу, а крутящий момент в два раза меньше тормозного момента.
При переходе от режима холостого хода к тормозному перепад давления на турбине несколько увеличивается.
Рабочая характеристика турбобура позволяет правильно подобрать режим его работы при данной подаче буровых насосов.
Применение в турбобурах опор качения и турбин, перепад давления на которых при постоянном расходе жидкости уменьшается от холостого к тормозному режиму, дает возможность работать на низких оборотах, улучшает запуск турбобура на высокоабразивных и утяжеленных глинистых растворах, обеспечивает способность турбобура работать на повышенных нагрузках на долото.
Для этого турбобур соединяют с ведущей трубой и проверяют плавность его запуска при производительности насосов, соответствующей нормальному режиму его работы.
При постоянной производительности насосов перепад давления в турбобуре с изменением режима его работы почти не меняется.
Источник
Турбинное бурение
Турбинное бурение — вращательное бурение специальной машиной — турбобуром. Принципиальным отличием от роторного бурения является то, что при турбинном бурении вращается только вал турбобура с присоединенным к нему долотом. При роторном бурении — вращается вся бурильная колонна. На рисунке показана теоретическая схема турбобура.
Турбобур состоит из неподвижного статора закрепленного на бурильной колонне и ротора к которому присоединяется породоразрушающий инструмент. Поток буровой жидкости под давлением проходит через каналы к лопастям турбобура, давит на лопасти, тем самым заставляя вращаться вал турбобура. Вал передает вращение на долото. Таким образом гидравлическая энергия буровой жидкости преобразуется в механическую энергию вращения долота. Для предотвращения проворачивания буровой колонны под воздействием реактивных сил турбобура, ведущую трубу квадратного сечения застопаривают в роторе.
Турбобур впервые был использован в 1924г. в Азербайджане. Он состоял из одноступенчатой турбины и редуктора.
Преимущества турбинного бурения обусловленные установкой турбобура над долотом и отсутствием вращения бурильной колонны:
— отсутствует трата мощности на вращение бурильной колонны;
— уменьшается износ бурильных труб;
— уменьшается износ эксплуатационной колоны;
— большая скорость вращения долота;
— отсутствие вращения бурильной колонны позволяет использовать турбобур для бурения направленных скважин;
— в виду отсутствия вращения ротора снижается шум и улучшаются условия труда буровой команды.
Источник
Эпопея российского турбобура
В июне нынешнего года исполняется 120 лет изобретению, которое еще на рубеже веков при благоприятном стечении обстоятельств могло обеспечить российской нефтяной промышленности мощный технологический рывок. В 1895 году департамент торговли и промышленности Министерства финансов выдал инженеру-технологу Кузьме Симченко привилегию № 5892 «на систему бурения кругловращательными машинами», где основу составлял ротационный гидравлический забойный двигатель. Однако внедрение этой инновационной идеи в буровое дело последовало только через несколько десятилетий — и уже в рамках нового государства, Советского Союза
Роторный гамбит
Внедрение технологии механического роторного бурения, при котором вращение долота вместе со всей колонной бурильных труб осуществлялось станком с поверхности, стало одним из знаковых событий на этапе промышленного переворота в нефтяной промышленности в начале ХХ века. До этого наиболее распространенным методом был ударно-канатный. Впервые новую технологию применили американские бурильщики на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году, а его производительность удалось существенно повысить после изобретения спустя семь лет (также в Штатах) шарошечного долота.
В России впервые роторное бурение было применено на Апшеронском полуострове в 1911 году, когда подрядчик фон Габер использовал на промысле в Сураханах два станка производства американской Oil Well Supply Co. Они представляли собой несложные механические устройства, в которых осевое усилие создавалось дифференциально-винтовыми, цепными и рычажными системами от парового двигателя. Высокая производительность нового оборудования произвела впечатление на русских нефтепромышленников, и этому примеру последовали инженеры лидера российской нефтяной промышленности «Товарищества нефтяного производства братьев Нобель», закупившие в США несколько роторных буровых станков, чуть позже к процессу подключились «Каспийско-Черноморское нефтепромышленное и торговое общество», подрядная фирма «Молот» и другие.
В 1913 году на промыслах Апшеронского полуострова работало 20 роторных станков
В 1913 году на промыслах Апшеронского полуострова работало уже 20 роторных станков. Однако вскоре выявились и недостатки этого способа бурения, проявлявшиеся на больших глубинах. Главная проблема — большое отклонение ствола скважины от вертикали, в связи с чем обсадные колонны часто не доходили до проектной глубины. Это заметно приостановило развитие направления.
С установлением советской власти и национализацией отрасли в стране началась реализация госпрограммы технического перевооружения нефтяной промышленности. К 1929 году роторное бурение стало бесспорным лидером: 86,7% применения на Апшеронском полуострове и 73,2% — в Грозненском районе. Буровые станки уже оснащались гидравлической подачей и системами плавного регулирования частоты вращения. Изменения в конструкции оборудования и технологии бурения привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ. Однако параллельно с массовым внедрением роторного бурения на советских нефтяных промыслах начались испытания еще более прогрессивного способа бурения скважин, призванного стать открытием новой эпохи в развитии нефтяной промышленности. Ведущая роль в этом процессе принадлежала талантливому российскому инженеру-механику Матвею Капелюшникову.
Турбобур инженера Капелюшникова
Матвей Капелюшников окончил механическое отделение Томского технологического института в 1914 году и был приглашен на работу в британскую компанию «Бакинское общество русской нефти» на Апшеронском полуострове. Уже после национализации нефтяной промышленности, в начале 1922 года инженер Капелюшников был назначен заместителем начальника Технического бюро объединения «Азнефть», и с того времени основным направлением его деятельности стало совершенствование буровой техники. Занявшись исследованием проблем роторного бурения, вскоре он весьма точно определил существенный недостаток этого способа: при значительной длине масса колонны бурильных труб внушительна, и всю эту тяжесть двигатель-ротор, находящийся на поверхности, должен вращать только для того, чтобы сообщить движение небольшому долоту, разрушающему породу на большой глубине. Таким образом, на полезную работу идет лишь малая часть энергии, а большая пропадает бесполезно. Вращаются сами трубы, при этом их наружные стенки истираются от породы, а внутренние повреждаются песком, всегда имеющимся в глинистом буровом растворе, конструкция быстро изнашивается, ломается, скручивается и требует частой замены. Выходом из технологического тупика стала бы разработка надежного и высокопроизводительного забойного двигателя. То есть применение на практике идеи Кузьмы Симченко.
Турбобур конструкции Капелюшникова
Напряженная работа инженера Капелюшникова и его помощников Семена Волоха и Николая Корнева принесла необходимый результат: впервые в мировой инженерной практике была успешно решена задача создания работоспособного забойного двигателя — редукторного турбобура. Первая опытная конструкция весила около тонны. В цилиндрическом кожухе помещался двигатель — одноступенчатая турбина, приводимая в движение глинистым раствором, накачиваемым насосом через полости бурильных труб. Она была соединена с долотом через зубчатый редуктор, при помощи которого уменьшалось число оборотов долота.
Первую в мире скважину с использованием нового метода пробурили в 1924 году на Сураханском промысле — ее глубина составила около 600 м. Преимущества турбобура стали очевидны практически сразу: при бурении вращается только долото, а тяжелая колонна труб лишь перемещается вдоль скважины по мере ее углубления. Что, соответственно, значительно сокращает количество аварий, особенно при работе на больших глубинах. Сообщение о выдаче патента «на изобретение гидравлического аппарата для бурения скважин вращательным способом при неподвижных трубах» на имя инженера Матвея Капелюшникова было опубликовано в центральной печати 31 августа 1925 года с указанием, что действие патента распространялось от 15 сентября 1924 года на 15 лет.
Изобретение турбобура в СССР вскоре привлекло пристальное внимание иностранного инженерного сообщества. В 1928 году американский журнал Petroleum пригласил Матвея Капелюшникова выступить с докладом о турбобуре на Международной выставке нефтяного оборудования в Талсе (штат Оклахома). В то же время крупные нефтяные компании Standard Oil Company of New York и Texaco Inc. обратились к руководству советской внешнеторговой организации «Амторг» с просьбой продемонстрировать работу турбобура Капелюшникова на американских нефтяных промыслах. Пожелание заокеанских коллег было удовлетворено, и в США отправилась советская буровая бригада во главе с инженером Капелюшниковым и с двумя турбобурами редукторного типа. Показательное турбинное бурение скважины прошло недалеко от городка Эрлсборо, на промысле компании Texas Oil Co. В одних и тех же условиях, на глубине около 700 м, при подаче глинистого раствора 16,5 л в секунду турбобур показал скорость бурения на 60% выше, чем роторный станок, потребляя втрое меньше энергии.
Результаты работы буровой бригады инженера Капелюшникова на американских нефтяных промыслах произвели большое впечатление на мировое деловое и инженерное сообщество, и вскоре ряд зарубежных фирм предложил советским торговым представителям и непосредственно Матвею Капелюшникову продать лицензию на турбобур. Однако советское правительство предпочло самостоятельно совершенствовать технологию, оставляя за собой право исключительного пользования. Правда, вскоре работа зашла в тупик.
Шумиловский прорыв
Главным недостатком турбобура конструкции Капелюшникова было ограничение эффективной работоспособности оборудования всего несколькими часами, и средняя коммерческая скорость турбинного бурения значительно отставала от роторного бурения в тех же условиях. Высокая скорость течения бурового раствора между лопатками турбины вызывала интенсивный эрозионный износ ее проточной части. Низкой была и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Его трущиеся части от большого удельного давления и попадания глинистого раствора в картер двигателя сильно изнашивались, и их приходилось менять очень часто. Наработка на отказ турбобура в среднем не превышала 10 часов. Поэтому первый турбобур по основным технико-экономическим показателям все же уступал доминировавшему в то время роторному способу бурения.
Несовершенство оборудования привело к тому, что к началу 1930-х годов в СССР турбинное бурение стало терять сторонников среди практиков-буровиков и инженеров. Способствовал этому и очевидный прогресс в роторном бурении, которое благодаря применению мощных насосов, модернизации долот РХ («рыбий хвост») с наплавками из твердых сплавов существенно улучшило основные технико-экономические показатели. Изменить положение дел мог только технический прорыв. Этот прорыв обеспечила в первую очередь творческая группа специалистов Государственного исследовательского нефтяного института (ГИНИ) под руководством Петра Шумилова. Выпускника физико-механического факультета МГУ Шумилова сразу после получения им диплома, в 1928 году, на работу в ГИНИ пригласил академик Иван Губкин. Молодой инженер быстро прошел путь от научного сотрудника до заведующего отделом промысловой механики. В начале 30-х годов ХХ века Петр Шумилов принял активное участие в написании первого полного курса нефтяной гидравлики, который на долгие годы стал базовым учебником для специалистов-нефтяников. В этот же период он занялся главным делом жизни — созданием многоступенчатого турбобура.
Проанализировав работу турбобура Капелюшникова, Петр Шумилов пришел к принципиально новому в нефтяном машиностроении решению — применению многоступенчатой аксиальной турбины. На основании оригинальных теоретических исследований ученый разработал основные принципы теории безредукторного турбобура с многоступенчатой осевой гидравлической турбиной. Результаты этой работы стали основанием для создания в Баку «Экспериментальной конторы турбинного бурения» (ЭКТБ) во главе с самим автором новых подходов.
Реализацию концепции турбинного бурения Петр Шумилов видел в обеспечении максимальной мощности на долоте — забое. Итогом масштабной работы стала разработка конструкции многоступенчатого безредукторного турбобура Т6-150, первое испытание которого состоялось в 1935 году на Апшеронском полуострове на нефтепромысле имени Кагановича. Идеальной конструкция сразу не получилась: например, не была решена проблема надежности бурового долота на повышенных частотах вращения, необходимо было также решить ряд технологических задач, связанных и с режимами бурения, и с промышленным производством турбобура.
В 1940 году коллектив ЭКТБ создал опытный образец турбобура Т10-100 с новой многоступенчатой турбиной, оснащенной одноярусным редуктором усиленного типа, обеспечивающим необходимое для бурения число оборотов непосредственно на валу. К началу Великой Отечественной войны турбобурами ЭКТБ было пробурено несколько опытных скважин на промыслах Азербайджана, Башкирии, Бугуруслана, что позволило найти технические решения, существенно повышающие надежность оборудования, оптимизирующие технологии его изготовления.
Пермский машиностроительный завод в 1950-е был одним из центров серийного производства турбобуров
В 1942 году Петру Шумилову и трем его соратникам была присуждена Сталинская премия «за изобретение многоступенчатой гидравлической турбины для бурения глубоких скважин». Этот год стал последним годом жизни ученого — он погиб на полигоне во время испытания нового типа противотанкового оружия. В 1943 году вышло посмертное издание Петра Шумилова «Теоретические основы турбинного бурения», по существу, подтвердившее наступление нового этапа становления турбинного бурения — теперь уже как самостоятельной области знания со своей научной базой, принципами конструирования, специфическими задачами и возможностями.
Дело Петра Шумилова достойно продолжили специалисты «Экспериментальной конторы турбинного бурения». В годы Великой Отечественной войны ЭКТБ было эвакуировано из Баку в Молотовскую (Пермскую) область. Здесь и произошло важное событие в истории отечественного бурового дела. На Краснокамском нефтяном месторождении под руководством главного инженера конторы Степана Аликина была разработана и успешно внедрена в производство технология наклонно-направленного турбинного бурения. Сложность бурения наклонных скважин на месторождении определялась необходимостью получать отклонение забоя на 400 м и более при глубинах скважин около 1 тыс. м, причем максимальная кривизна ствола пробуренных скважин должна была составлять В 1943 году 90% всех скважин в Прикамье были пробурены наклонно-направленным способом, что позволило уже в первом квартале года увеличить добычу нефти на 31%, повысить интенсивность бурения на 40%, производительность труда — на 24%. Успешный опыт наклонно-направленного турбинного бурения дал возможность пермским нефтяникам впервые в мире начать промышленное внедрение кустового бурения. При этом методе на одной площадке бурилось несколько наклонных скважин, забои которых направлялись в разные точки нефтяного пласта. Убедительный пример пермских нефтяников положил начало активному применению наклонно-направленного бурения в других районах «Второго Баку», что также решало и одну из серьезнейших проблем, замедлявших нефтедобычу в стране, — дефицита обсадных труб.
На месторождениях «Второго Баку»
После окончания войны в процессе создания новой топливно-энергетической базы страны — «Второго Баку», — Татарская и Башкирская АССР, Куйбышевская и Пермская области стали районами массового применения турбинного бурения, одновременно с которым активно проводились мероприятия по форсированию режима работы. Все это позволило увеличить коммерческую и механическую скорости проходки в раз и за 15 лет (с по объем буровых работ в стране вырос с 927 тыс. м до 6,7 млн м. За это время доля турбинного бурения выросла с 23% до 87%. Локомотивом процесса развития технологии стал Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по бурению нефтяных и газовых скважин (ВНИИбурнефть), созданный 28 февраля 1953 года. С первых дней своего образования ВНИИбурнефть активно включился в освоение новых месторождений Волго-Уральской нефтегазовой провинции. Новым достижением ученых стало создание секционного турбобура ТС-1, состоящего из нескольких самостоятельных корпусов и валов с насаженными на них турбинами. Корпуса секций соединялись между собой при помощи замковой резьбы. Валы секции были взаимно связаны конусными фрикционными муфтами, что позволяло полностью передать гидравлическую нагрузку верхнего ротора на пяту нижней турбины. Испытания турбобура на месторождениях в Башкирской АССР продемонстрировали рост механической скорости бурения на 20% почти при той же проходке на долото. Причем в связи с уменьшением количества прокачиваемой жидкости энергетические затраты на 1 м проходки снижались до 40%.
Для бурения скважин малого диаметра в институте ВНИИбурнефть были спроектированы и изготовлены малогабаритные трехсекционные турбобуры ТС4. К этому же периоду относится разработка коротких турбобуров Т122М2К для направленного бурения, преимущества которых быстро оценили нефтяники.
В 1957 году ВНИИБУРнефть был переименован во Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (ВНИИБТ), в институте появились два крупных научно-конструкторских подразделения — «Отдел турбобуров» и «Лаборатория высокомоментных турбобуров». Опытные образцы новых турбобуров изготавливались на «Экспериментальном заводе ВНИИБТ» в подмосковных Люберцах и «Опытном заводе ВНИИБТ» в Котово Волгоградской области. Серийным производством турбобуров, в свою очередь, занимались Кунгурский, Пермский и Павловский машиностроительные заводы в Пермской области. Качество, надежность и высокую производительность советских турбобуров по достоинству оценило и международное сообщество буровиков. В 1958 году на Брюссельской международной выставке турбобур ТС4-5 был удостоен серебряной медали. Вскоре лицензии на изготовление и применение нескольких типов турбобуров были проданы в США, Канаду, Великобританию, Францию, ФРГ, Бельгию, Японию.
В Сибирь
В начале 1960-х годов началось создание новой топливно-энергетической базы Советского Союза в Западной Сибири. Уже к 1970 году на территории Тюменской области было открыто более 80 нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений. Среди них были и крупнейшие в мире: Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское нефтяные месторождения, и Уренгойское, Медвежье, Заполярное — газовые. В крайне тяжелых природных и климатических условиях региона работать обычными методами было крайне сложно, а порой и невозможно. Начался поиск качественно новых подходов к эксплуатации техники, технологии, организации производства. Значимое место в этом процессе заняло и турбинное бурение. Например, в 1970 году бригада бурового мастера Михаила Сергеева, применяя форсированный режим при турбинном бурении, пробурила эксплуатационную скважину глубиной 1500 м с коммерческой скоростью 20 081 м/ст. — мес., что превысило средний показатель по Главтюменнефтегазу почти в семь раз.
14 апреля 1971 году в Западной Сибири впервые в стране было создано специализированное буровое объединение «ЗапСиббурнефть», что дало новый импульс развитию нефтедобычи в регионе. В числе основных направлений работы предприятия значилось и внедрение горизонтального и разветвтленно-горизонтального бурения с использованием турбобуров.
К этому времени в ВНИИБТ впервые в мире был разработан и испытан винтовой забойный двигатель, в котором в качестве рабочих органов был использован многозаходный винтовой героторный механизм. Свое применение в Западной Сибири и в других регионах нашли и секционные шпиндельные турбобуры 3ТСШ. Важная особенность их конструкции — принцип унификации, предусматривающий возможность использования в турбобуре турбин и опор любого типа соответствующего габаритного размера. Кроме того, в ВНИИБТ были разработаны турбобуры с высоколитражными турбинами точного литья 3ТСШ1-195 ТЛ, которые стали основным техническим средством, позволившим в СССР достичь наивысших скоростных показателей бурения скважин.
В 1980-е годы совершенствование техники и технологии турбинного бурения привело к появлению ряда новых направлений в конструировании турбобуров и соответствующих им технических средств. В целом к началу 90-х годов ХХ века в СССР с помощью турбинного бурения проходилось более 32 млн м скважин в год. Да и сейчас в России более 75% объема бурения ведется именно турбобуром.
Источник
