История развития турбинного бурения

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

Изобретение турбобура

Американские разработки турбобура

Второй этап развития конструкции турбобура

30-е годы ХХ в

40-е годы ХХ в

50-е годы ХХ в

60-е годы ХХ в

70-80-е годы ХХ в

ГЗД

Современная конструкция турбобура

Послесловие

Вывод

Введение

В течение многих десятилетий применение турбинного способа составляло около 80 процентов от общего объема проходки. Известные преимущества турбинного бурения заключались в значительном росте скорости бурения по сравнению с другими способами, а также в существенной экономии затрат на дорогостоящие высокопрочные бурильные и утяжеленные трубы.

Ещё в 70-х гг. 19 в. появились предложения по созданию забойных двигателей, то есть размещению двигателя непосредственно над буровым долотом у забоя буримой скважины. Созданием забойного двигателя занимались крупнейшие специалисты во многих странах, проектируя его на принципе получения энергии от гидравлического потока, позднее -- на принципе использования электрической энергии. В 1873 американский инженер Х. Г. Кросс запатентовал инструмент с гидравлической одноступенчатой турбиной для бурения скважин. В 1883 Дж. Вестингауз (США) сконструировал турбинный забойный двигатель. Эти изобретения не были реализованы, и проблема считалась неосуществимой. В 1890 бакинский инженер К. Г. Симченко запатентовал ротационный гидравлический забойный двигатель. В начале 20 в. польский инженер Вольский сконструировал быстроударный забойный гидравлический двигатель (так называемый таран Вольского), который получил промышленное применение и явился прототипом современных забойных гидроударников.

В начале XX века вращательный способ бурения нефтяных скважин практически полностью вытеснил распространенный в то время ударный способ. Долото, похожее на «рыбий хвост», прикреплялось на резьбе к нижней части колонны бурильных труб и приводилось во вращение с поверхности специальным устройством - ротором. Этот способ передачи мощности долоту через длинную и гибкую бурильную колонну позволил значительно увеличить скорость бурения скважин, хотя и имел очевидные недостатки, главным из которых была частая поломка труб. Примерно в то же время возникла идея установить двигатель для передачи вращения непосредственно над долотом. Активные попытки создания гидравлического забойного двигателя для вращательного привода долота при бурении скважин предпринимались как у нас в стране, так и за рубежом. Но к серьезным практическим результатам вначале они не приводили.

Изобретение турбобура

История развития турбинного способа бурения по существу начинается с 1923 г., когда в Советском Союзе М.А. Капелюшниковым, С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым был изобретен, изготовлен и применен на практике одноступенчатый редукторный турбобур, примененный двумя годами позже для бурения в Сураханах. Частота вращения выходного вала этого турбобура составляла от 15 до 30 об/мин (0,25-0,5 с-1). Однако для создания достаточной для бурения величины крутящего момента приходилось срабатывать в одной ступени турбины значительный перепад давления. Поэтому скорость течения бурового раствора между лопатками была очень большой и в зависимости от расхода составляла от 60 до 70 м/с. Это вызывало интенсивный эрозионный износ проточной части турбины и снижало эффективность турбобура. Низкой была также и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Наработка на отказ турбобура Капелюшникова в среднем не превышала 10 ч. Тем не менее, этот турбобур в течение десяти лет довольно успешно конкурировал с начинающим тогда развиваться роторным способом бурения.

Американские разработки турбобура

В 1924 г. инженером американской компании “Standard Oil” С. Шарпенбергом был создан первый многоступенчатый безредукторный турбобур. Он имел турбину осевого типа, состоящую из 20-ти ступеней, с частотой вращения от 1500 до 4500 об/мин (25-75 с-1). Однако результаты промышленных испытаний этого турбобура были отрицательными. В 1938 г. Шарпенберг повторил опыты, но также безуспешно.

В 1927 г. американец Диль разработал и испытал турбобур, представлявший собой аналог советского турбобура Капелюшникова и др. Однако результаты опытного бурения оказались неудовлетворительными. Турбинное бурение проигрывало роторному по стоимостным показателям. С тех пор серьезных попыток создания новых конструкций турбобуров в США не предпринималось.

В то же время, в Советском Союзе проводились интенсивные исследования по совершенствованию редуктора и турбины. Однако в начале XX века они не привели к созданию надежной работоспособной конструкции и к 1933 г. турбинное бурение в нашей стране было полностью вытеснено роторным.

Второй этап развития конструкции турбобура

Началом нового этапа в развитии конструкций турбобуров явилось создание в 1934 - 1935 гг. в Экспериментальной конторе турбинного бурения Азнефти (ЭКТБ) талантливыми советскими инженерами П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной. Принципы, заложенные в эту конструкцию, стали основой для дальнейшего развития турбобуростроения, а теоретические разработки и положения авторов безредукторного многоступенчатого турбобура позволили создать современную теорию турбинного бурения.

Эти турбобуры имели 64, а затем и 100 ступенчатую турбину и осевую опору качения, работающую в смазке. Герметизация картера подшипника осуществлялась резиновыми сальниками. Масло подкачивалось с помощью лубрикаторов. Однако такая конструкция опоры турбобура оказалась недолговечной.

Принципиально новой опорой, также созданной в ЭКТБ, явилась многоступенчатая резинометаллическая пята скольжения, работающая в среде бурового раствора. Наработка турбобура на отказ увеличилась до 50 ч и более. Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале из ковкого чугуна, а затем из стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями. В дальнейшем был создан целый ряд односекционных забойных машин типов Т12, Т14, Т19, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч.

Рассматривая историю появления турбинного способа бурения в Советском Союзе, необходимо иметь в виду, что развитие нефтяной отрасли в то время шло по пути резкого наращивания скоростей бурения при относительно слабом техническом оснащении процесса строительства скважин. В довоенные годы страна не располагала необходимым количеством высокопрочных бурильных и утяжеленных труб, а также другим оборудованием. Низкое качество бурильного инструмента было основной причиной многочисленных аварий, что также способствовало широкому внедрению турбобуров, при использовании которых поломки труб практически исключались. Изобретение тогда же способа проводки наклонно-направленных скважин турбобурами окончательно закрепило лидирующее положение турбинного бурения в СССР.

30-е годы XXв.

С конца 30-х годов, доля высокооборотного турбинного бурения резко увеличивается, а с середины 50-х годов оно занимает доминирующее положение, которое сохраняется и в настоящее время. Низкооборотные способы и средства бурения - роторный и винтовой забойный двигатель, в сумме составляют сегодня около 20 % от общего объема проходки.

Большое влияние на конструкции и характеристики современных турбобуров оказало появление трехшарошечных долот для бурения скважин. Основная причина этого заключалась в том, что моментоемкость трехшарошечных долот была значительно меньше, чем у безопорных долот истирающе-режущего типа, которые в то время были широко распространены. Можно утверждать, что именно сочетание турбобура с маломоментными трехшарошечными долотами, а также открытие и широкая разработка в регионе Урала и Волги большого числа нефтяных месторождений («Второе Баку»), основная часть разреза которых была представлена твердыми карбонатными породами, привели к тому, что турбинный способ стал основным при проводке скважин в СССР.

Первые советские турбобуры имели повышенные частоты вращения - порядка 600 - 1200 об/мин (10-20 с-1). Это позволяло получать высокие значения механических и рейсовых скоростей проходки. При бурении относительно неглубоких скважин (до 2000 м) турбинный способ обеспечивал повышенный темп углубления по сравнению с роторным и даже выигрывал у него по проходке на долото. Последнее обстоятельство объяснялось в основном низкой стойкостью трехшарошечных долот старых конструкций.

40-е годы ХХв.

Появление наклонного бурения относится к 1894, когда С. Г. Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р. А. Иоаннесяна, П. П. Шумилова, Э. И. Тагиева, М. Т. Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания. В 1938--41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом.

В 1941 Н. С. Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение.

50-е годы XXв.

В начале 50-х гг. в связи с ростом глубин бурения стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из 2 - 3 секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции. В дальнейшем, с целью упрощения эксплуатации турбобуров, осевая опора была вынесена в отдельную секцию - шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену наиболее быстро изнашиваемого узла турбобура - его осевой опоры, непосредственно на буровой.

Секционные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ1 в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами нашей страны. Они широко применяются для бурения скважин в Западной Сибири, Урало-Поволжье и других районах массового бурения. Важной особенностью конструкций этих турбобуров является принцип унификации, предусматривающий возможность использования в турбобуре турбин и опор любого типа соответствующего габаритного размера. В турбинных секциях могут быть установлены как быстроходные, так и тихоходные ступени турбин. В шпиндельных секциях резинометаллическая осевая опора скольжения может быть заменена многорядным подшипником качения.

В конце 50-х гг. во Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники - ВНИИБТ, были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или 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. Особенно сильно это проявлялось в районах глубокого бурения и в скважинах с высокими забойными температурами. Турбинное бурение здесь было почти полностью вытеснено роторным.

60-е годы XXв.

В начале 60-х гг. Р.А. Иоаннесяном, Д.Г. Малышевым, Ю.Р Иоанесяном и Б.В. Кузиным была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двустороннего действия. Турбобуры типа АШ диаметром 164, 195 и 240 мм с шаровой опорой серии 128700 в настоящее время серийно выпускаются машиностроительными заводами. Их конструкции также унифицированы с конструкциями серийных турбобуров типа ТСШ1.

В конце 60-х гг. М.Т. Гусманом, Г.М. Никитиным, А.И. Агеевым и др. была создана амортизированная осевая шаровая опора типа ШШО, которая широко применялась в шпинделях серийных турбобуров диаметром 172 и 195 мм.

Огромное значение для дальнейшего развития турбинного бурения имело открытие и начало массового разбуривания нефтегазовых месторождений в Западной Сибири («Третье Баку»). Геологический разрез здесь был представлен в основном мягкими и малоабразивными породами. Продуктивные пласты залегали на небольшой глубине - от 2000 до 3000 м. В связи с внедрением кустового метода разработки месторождений все скважины проектировались наклонно-направленными. Поэтому, специально для этих условий во ВНИИБТ М.Т. Гусманом, Г.М. Никитиным, В.П. Шумиловым, Б.Д. Малкиным и др. были разработаны турбобуры с высоколитражными турбинами «точного литья» 3ТСШ1-195 ТЛ, которые стали основным техническим средством, позволившим достичь наивысших скоростных показателей бурения скважин в нашей стране. Были также разработаны различные типы турбобуров - отклонителей, центраторов, стабилизаторов и другой техники для эффективной проводки наклонных скважин.

Широкое применение турбинного способа бурения при разработке нефтегазовых месторождений Западной Сибири позволило в кратчайшие сроки построить огромное количество работающих скважин и довести добычу нефти в нашей стране до 650 млн. тонн в год. Показатели турбинного бурения также впечатляли: средняя механическая скорость проходки составляла более 50 м/ч, коммерческая скорость бурения по лучшим буровым бригадам - более 10000 м.ст/мес, проходка на одну буровую бригаду - более 100 тысяч метров в год.

70-80-е годы XXв.

Основной метод бурения на нефть и газ в СССР (1970) -- турбобурами (76% метража пробуренных скважин), электробурами пройдено 1,5% метража, остальное роторным бурением. В США преимущественно распространение получило роторное бурение; в конце 60-х гг. при проведении наклонно-направленных скважин начали применяться турбобуры. В странах Западной Европы турбобуры применяются в наклонном бурении и при бурении вертикальных скважин алмазными долотами. В 60-е гг. в СССР заметно возросли скорости и глубина бурения на нефть и газ. Так, например, в Татарии скважины, бурящиеся долотом диаметром 214 мм на глубину 1800 м, проходятся в среднем за 12--14 дней, рекордный результат в этом районе 8--9 дней. За 1963--69 в СССР средняя глубина эксплуатационных нефтяных и газовых скважин возросла с 1627 до 1710 м. Самые глубокие скважины в мире -- 7--8 км -- пробурены в 60-е гг. (США). В СССР в районе г. Баку пробурена скважина на глубину 6,7 км и в Прикаспийской низменности (район Аралсор) на глубину 6,8 км. Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе «Верхняя мантия Земли». В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной до 15 км. Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методом турбинного бурения.

Основное направление совершенствования бурения на нефть и газ в СССР -- создание конструкций турбобуров, обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры, позволяющие осуществить оптимизацию режимов Б. шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 в мин) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10 Мн/м2 (100 атм) вместо 1--1,5 Мн/м2 (10--15 атм). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800--100 об/мин) для бурения алмазными долотами, обеспечивающими при глубоком бурении многократное увеличение проходки и механической скорости бурения за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны, позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса бурения. Конструируются турбины с наклонной линией давления, которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс бурения.

Дальнейшее совершенствование техники и технологии турбинного бурения в 70 - 80 гг. привело к появлению ряда новых направлений в конструировании турбобуров и других технических средств:

турбобуры с системой гидродинамического торможения. Эти турбобуры имели пониженные в 1,5 - 2,5 раза частоты вращения по сравнению с обычными быстроходными машинами, но требовали увеличения секций турбобура.

высокоциркулятивные турбины с клапаном-регулятором расхода бурового раствора. Эффективный способ понизить частоту вращения вала турбобура на рабочем режиме, надежность которого ограничивалась низкой работоспособностью и износостойкостью клапана в буровом растворе.
методы расчетов и технология изготовления турбин, позволившие освоить производство турбин методом точного литья по выплавляемым моделям и в результате улучшить характеристику и повысить КПД турбины.

пластмассовые турбины. Эти турбины позволяли существенно удешевить эксплуатацию турбобуров и в свое время массово применялись в турбинном бурении.

турбины пропеллерного типа. Очень интересная турбина для целей создания телеконтроля и автоматизации процесса турбинного бурения.

системы демпфирования вибраций турбобура и долота. Позволили существенно снизить уровень вибраций в турбинном бурении и увеличить показатели отработки долот с турбобурами.

резинометаллические опоры скольжения. Постоянное совершенствование конструкций и материалов этих опор привело к созданию ряда надежных типоразмеров, широко применяемых в турбинном бурении.

шаровые опоры качения. Это направление все еще не получило должного развития и не привело к созданию надежного и долговечного шарикоподшипника для турбобура.

турбобуры с разделенным потоком жидкости, полым валом и с вращающимся корпусом. Одно из наиболее интересных и эффективных направлений, позволяющих создать турбобуры для условий глубокого бурения в осложненных горно-геологических условиях.

турбобуры с плавающей системой статора и плавающей системой ротора. Турбобур с плавающим статором был успешно внедрен и широко применялся при бурении геологоразведочных скважин, особенно в условиях значительной отдаленности буровой от базы обслуживания.

эксцентриковые соединения для турбобуров. Позволяют существенно упростить сборку и регулировку многих узлов турбобура.

герметизированные маслонаполненные шпиндели. Очень хорошие результаты промысловых испытаний, тем не менее, не привели к созданию и внедрению промышленно приемлемой конструкции.

системы маслозащиты шпинделя, которые нашли применение в основном в конструкциях редукторов для турбобуров.

специальные турбобуры для бурения без подъема труб. Способ и технические средства не нашли широкого промышленного применения.

реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры. Один из самых надежных и эффективных способов проходки интервалов скважин большого диаметра, к тому же обеспечивающий высокую степень вертикальности ствола.

системы телеметрии для турбобуров. Гидротурботахометр типа ИЧТ позволяет измерять частоту вращения вала турбобура при бурении и управлять процессом турбинного бурения.

резьбовые соединения турбобуров. Без их исследования и разработки широкое развитие турбобуров и турбинного бурения было бы невозможно.

Все эти направления были рассчитаны на повышение технико-экономических показателей турбинного способа бурения шарошечными и алмазными долотами. Однако не все выдержали сравнительные испытания с более дешевой серийной техникой. Определенное распространение получили лишь турбобуры со ступенями гидродинамического торможения А7ГТШ, А9ГТШ и турбобур с плавающим статором ТПС-172, который вытеснил унифицированный турбобур 3ТСШ1-172 из бурения геологоразведочных скважин, а также усовершенствованные резинометаллические и шаровые опоры.

Гидравлические забойные двигатели

Развитие гидравлических забойных двигателей (ГЗД) в последние десятилетия прошлого века тесно связано с появлением новых высокопроизводительных трехшарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот потребовались низкие частоты вращения - от 60 до 300 об/мин (1-5 с-1). Однако серийно выпускаемые быстроходные турбобуры не могли обеспечивать такие режимы работы. Потребовалось создание новых забойных двигателей с низкой частотой вращения выходного вала.

В 1970 г. М.Т. Гусманом, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочневым и С.С. Никомаровым был предложен турбовинтовой двигатель (ТВД), представляющий собой сочетание низкооборотного винтового механизма с быстроходной турбиной. В дальнейшем эти работы были продолжены А.И. Агеевым, В.А. Литвяком и др. Конструкции ТВД разрабатывались также С.Ю. Брудным-Челядиновым, В.С. Будянским и др. Турбовинтовой двигатель, обеспечивая частоту вращения долота ненамного превышающую частоту вращения винтового двигателя, обладает более стабильной во времени энергетической характеристикой и большей долговечностью.

Другим важным направлением развития низкооборотных ГЗД является редукторный турбобур. История создания надежного редуктора для турбобура насчитывает много десятилетий. Как уже отмечалось, первый советский турбобур Капелюшникова имел зубчатый многоярусный редуктор. Большой вклад в развитие конструкций редукторов для турбобуров внесли Г.А. Любимов, М.Т. Гусман, Р.А. Иоаннесян, Ю.Р. Иоанесян, Н.Д. Деркач, В.П. Шумилов, Б.В. Кузин, Д.Г. Малышев и др. С тех пор было разработано немало конструкций, прошедших стендовые и промысловые испытания, но широкого промышленного применения тогда они не нашли. Тем не менее, учитывая важность проблемы, работы по созданию работоспособной и эффективной конструкции редуктора для турбобура никогда не прекращались. И наконец в последние годы в Пермском филиале ВНИИБТ под руководством Н.Д. Деркача и Э.Н. Крутика был разработан целый ряд редукторных турбобуров с наружными диаметрами 105, 142, 145, 178, 195 и 240 мм, которые в настоящее время успешно применяются при бурении скважин как шарошечными, так и безопорными долотами разных типоразмеров.

турбинный бурение турбобур

Послесловие

Рассматривая историю турбинного бурения, следует также сказать и об организации работ по разработке и производству конструкций турбобуров. Необходимо отметить, что развитие турбинного способа бурения скважин было бы невозможным без огромного внимания и поддержки государственных органов власти. Начиная с 1953 г. все работы по турбобурам были сосредоточены во вновь созданном Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники (ВНИИБТ) в Москве. В институте были созданы два крупных научно-конструкторских подразделения - Отдел турбобуров под руководством профессора М.Т. Гусмана и Лаборатория высокомоментных турбобуров под руководством профессора Р.А. Иоаннесяна. Эти подразделения имели в своем составе десятки высококвалифицированных специалистов - конструкторов, исследователей, технологов машиностроителей и буровиков. Многие были изобретателями, имели ученые степени докторов и кандидатов наук. Большинство непосредственных исполнителей теоретических и экспериментальных исследований были аспирантами и соискателями. Оба коллектива разрабатывали свои конструкции независимо друг от друга, но всегда действовали в одном направлении, создавая новые еще более эффективные образцы турбобуров и другой турбинной техники для повышения показателей турбинного бурения. В институте постоянно поддерживался творческий дух соревнования и здоровой конкуренции.

Изготовление опытных образцов новых турбобуров проводилось на двух экспериментальных производствах: Экспериментальном заводе ВНИИБТ в г. Люберцы Московской области и Опытном заводе ВНИИБТ в г. Котово Волгоградской области. Стендовые испытания турбин и турбобуров проводились на специальных стендах в г. Люберцы и в п. Поваровка Московской области. Работы по созданию низкооборотных ГЗД в основном были сосредоточены в Пермском филиале ВНИИБТ, который имел свои производственные мощности и стендовую базу. ВНИИБТ располагал широкой сетью отделов внедрения новой техники и технологии во многих нефтегазовых регионах. С помощью этих отделов проводились промысловые испытания, и осуществлялось внедрение новой турбинной техники при бурении скважин.

После разработки и промышленных испытаний новых турбобуров, их производство осваивалось на предприятиях, выпускающих серийную продукцию: Кунгурский машиностроительный завод, Завод им. Ленина (Мотовилиха) и Павловский машиностроительный завод, расположенных в Пермской области.

Таким образом, можно констатировать, что турбинное бурение в СССР никогда бы не получило такого мощного развития и распространения без сильной государственной поддержки.

Вывод

История развития турбинного способа бурения начинается с 1923 г., когда в Советском Союзе М.А. Капелюшниковым, С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым.

В 1924 г. инженером американской компании “Standard Oil” С. Шарпенбергом был создан первый многоступенчатый безредукторный турбобур. Однако результаты промышленных испытаний этого турбобура были отрицательными.

В 1927 г. американец Диль разработал и испытал турбобур, представлявший собой аналог советского турбобура Капелюшникова и др. Однако результаты опытного бурения оказались неудовлетворительными.

Началом нового этапа в развитии конструкций турбобуров явилось создание в 1934 - 1935 гг. безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной.

Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р. А. Иоаннесяна, П. П. Шумилова, Э. И. Тагиева, М. Т. Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения.

В 70-80-е годы ХХв. совершенствование техники и технологии турбинного бурения привело к появлению ряда новых направлений в конструировании турбобуров и других технических средств.

Пусть в течение многих десятилетий применение турбинного способа составляло около 80 процентов от общего объема проходки. Известные преимущества турбинного бурения заключались в значительном росте скорости бурения по сравнению с другими способами, а также в существенной экономии затрат на дорогостоящие высокопрочные бурильные и утяжеленные трубы.

Я считаю, что главным преимуществом турбинного способа бурения является - скорость проходки на долото, не смотря на недостатки турбобура можно сказать, что это эффективный способ бурения. А также огромное значение в СССР имело выделение государственных средств на дальнейшие разработки конструкции турбобуров, так как без финансовой поддержки было бы невозможно совершенствование техники и технологии турбинного бурения. Любые, даже незначительные разработки, требуют материальных затрат.

Размещено на Allbest.ru