Узел забойной турбины

Узел забойной турбины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Бурение нефтяных и газовых скважин обычно включает применение нескольких различных измерительных и телеметрических систем для предоставления данных о глубинной формации, пробитой стволом скважины, и данных о состоянии различной бурильной техники в процессе бурения. Например, в приборах измерения во время бурения (ИВБ) данные получают с помощью различных датчиков, расположенных в бурильной колонне вблизи бурового долота. Эти данные либо хранятся в карте памяти скважины, либо передаются на поверхность с помощью подходящих средств телеметрии, таких как гидроимпульсные или электромагнитные телеметрические устройства. Такие датчики нуждаются в электропитании, и поскольку нецелесообразно прокладывать электрический кабель с поверхности земли через бурильную колонну к датчикам, требуемую электроэнергию часто генерируют в скважине.

В некоторых случаях, например, датчики могут получать электропитание от элементов питания, установленных в бурильной колонне в месте расположения датчиков или вблизи от них. Однако такие элементы питания имеют ограниченный срок службы и усложняют конструкцию бурильной колонны, требуя наличие переводника/корпуса, где размещаются элементы питания и соответствующие платы датчиков. Кроме того, элементы питания занимают значительное пространство в бурильной колонне и поэтому могут вызвать нежелательные ограничения потока во время циркуляции бурового раствора. В других случаях датчики могут питаться от генератора электрической мощности, встроенного в бурильной колонне. Например, типичный генератор энергии на основе потока бурового раствора задействует вал ротора, содержащий множество роторов, проходящих радиально от него. Роторы помещаются в проток бурового раствора для преобразования гидравлической энергии бурового раствора во вращение вала ротора. Когда вал ротора вращается, электрическая мощность может генерироваться в соответствующем индукционном генераторе. В других вариантах применения энергия вращения вала ротора может быть передана, если требуется, к различным скважинным устройствам.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Следующие фигуры включены для иллюстрации некоторых аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться как исчерпывающие варианты реализации изобретения. Раскрытый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения, комбинации и эквиваленты по форме и функциям, в пределах объема настоящего изобретения.

На Фиг. 1 проиллюстрировано схематическое изображение типовой системы бурения, которая может применять принципы настоящего изобретения.

На Фиг .2 проиллюстрирован вид сбоку в поперечном разрезе типового узла забойной турбины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретения, как правило, относится к забойным сборным узлам, а более конкретно к узлам забойных турбин, предназначенных для выработки электроэнергии и/или приведения устройств в действие.

Варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, предусматривают узлы забойных турбин, которые сводят к минимуму перекрытие подшипников, так что уменьшают зазор между подшипниками и полярность роторов, следовательно, упрощают управление ими. Узлы забойных турбин могут включать ступенчатый вал ротора, который помогает избежать перекрытий посредством ступеней турбины, что позволяет уменьшить зазоры между подшипниками. Подшипниковые узлы, расположенные на одном или обоих торцах вала ротора, могут содержать корпус подшипника, который предусматривает первичный проточный канал и вторичный проточный канал, причем один или более радиальных подшипников и один или более упорных подшипников могут быть расположены во вторичном проточном канале. Часть флюида, циркулирующего через корпуса подшипников, может протекать через вторичный проточный канал, чтобы смазывать и охлаждать радиальные и/или упорные подшипники. Кроме того, подшипниковые узлы устанавливают с натягом на вал ротора, напротив лопаток ротора. В результате минимизируют осевое перемещение турбины, а лопатки ротора могут быть удлинены, к тому же зазоры между смежными по оси лопатками ротора и лопатками статора могут быть уменьшены, тем самым формируя более эффективный узел забойной турбины.

Узлы забойных турбин, описанные в данном документе, могут быть модульными, а в ином случае, обслуживаться в качестве одного переносного блока. Модульная конструкция и точная посадка подшипников позволяют легко собирать узлы забойных турбин, описанных в данном документе, без необходимости проведения специальных и длительных процедур, измерений или подгонки. Следует иметь в виду, что это может помочь снизить затраты на сборку, поскольку исключается необходимость в специальных процедурах, выполняемых, как правило, в обычных узлах турбин, и уменьшается вероятность ошибки оператора.

Как проиллюстрировано на Фиг. 1, типовая система бурения 100 может применять один или более принципов настоящего изобретения. Скважины могут быть сформированы путем бурения земной коры 102 с применением системы бурения 100. Система бурения 100 может быть выполнена с возможностью приведения в действие комплекта низа бурильной колонны (далее КНБК) 104, смонтированной или иным образом расположенной на дне бурильной колонны 106, проходящей в земную кору 102 от вышки 108, установленной на земной поверхности 110. Вышка 108 включает ведущую бурильную трубу 112 и талевый блок 113, который применяется для опускания и подъема ведущей бурильной трубы 112 и бурильной колонны 106.

КНБК 104 может содержать буровое долото 114, функционально соединенное с буровым снарядом 116, который может перемещаться в осевом направлении в пробуренной скважине 118, будучи прикрепленным к бурильной колонне 106. В процессе эксплуатации буровое долото 114 проходит в земную кору 102 и тем самым бурит скважину 118. КНБК 104 обеспечивает управление направлением бурового долота 114 по мере его продвижения в земную кору 102. Буровой снаряд 116 может быть оснащен на полупостоянной основе различными измерительными инструментами (не показаны), такими как, но, не ограничиваясь ими, инструменты измерения во время бурения (далее ИВБ) и инструменты каротажа во время бурения (далее КВБ), которые способны проводить скважинные измерения условий бурения. В других вариантах реализации изобретения измерительные инструменты могут быть представлены автономными внутри бурового снаряда 116, как проиллюстрировано на Фиг. 1.

Флюид или «буровой раствор» из резервуара для бурового раствора 120 может быть закачана в скважину с помощью бурового насоса 122, приводимого в действие расположенным поблизости источником энергии, таким как первичный привод или электродвигатель 124. Буровой раствор может быть закачан из резервуара для бурового раствора 120 через буровой стояк 126, который подает буровой раствор в бурильную колонну 106 и переправляет его буровому долоту 114. Буровой раствор выходит через одну или более форсунок, расположенных в буровом долоте 114, и при этом охлаждает буровое долото 114. После выхода из бурового долота 114, буровой раствор прокачивается обратно к поверхности 110 через кольцевое затрубное пространство, образованное между скважиной 118 и бурильной колонной 106, и при этом поднимает буровой шлам и обломки породы к поверхности. Смесь шлама и бурового раствора пропускается через сточный трубопровод 128 и подвергается переработке, так что очищенный буровой раствор может быть снова направлен в скважину через буровой стояк 126.

Как проиллюстрировано, система бурения 100 может дополнительно содержать забойную турбину 130, расположенную в бурильной колонне 106, а, более конкретно, в буровом снаряде 116. Забойная турбина 130 может содержать вал ротора с одним или более роторами, расположенными радиально по отношению к нему. Роторы могут быть размещены в канале потока бурового раствора, когда он циркулирует через бурильную колонну 106 и, таким образом, преобразует гидравлическую энергию бурового раствора во вращение вала ротора. В некоторых вариантах реализации изобретения вращение вала ротора может обеспечить энергию вращения, используемую для приведения в действие или поворота иным образом расположенного рядом скважинного устройства или механизма. В других вариантах реализации изобретения вращение вала ротора может генерировать электрическую энергию в соответствующем индукционном генераторе, а электрическая энергия может применяться для питания смежных устройств, потребляющих электричество, таких как датчики, связанные с измерительными инструментами ИВБ и/или КВБ, или инструмента для наклонно-направленного бурения роторным способом.

Хотя система бурения 100 проиллюстрирована и описана относительно роторной бурильной системы на Фиг. 1, специалисты в данной области легко поймут, что для реализации вариантов изобретения могут применяться многие типы систем бурения. Например, буровые инструменты и буровая установка, используемые в вариантах реализации настоящего изобретения, могут использоваться как на суше (как показано на Фиг. 1), так и для подводного бурения (не показано). Морские нефтяные установки, которые могут использоваться в соответствии с вариантами реализации изобретения, содержат, например, плавучие буровые основания, стационарные основания, основания морской гравитационной платформы, буровые суда, полупогружные платформы, самоподъемные буровые установки, морские буровые платформы с опорами в виде растяжек и тому подобное. Следует иметь в виду, что варианты реализации изобретения могут быть применены к любым буровым установкам, начиная от небольших размеров и портативных, заканчивая громоздкими и неподвижными.

Кроме того, хотя в данном документе описаны варианты реализации изобретения, относящиеся к бурению нефтяных скважин, различные варианты реализации изобретения могут применяться во многих других областях применения. Например, описанные способы могут применяться при бурении для разведки полезных ископаемых, исследования окружающей среды, добычи природного газа, подземного монтажа, горных работ, водозаборных скважин, геотермальных скважин и тому подобное. Кроме того, варианты реализации изобретения могут применяться в узлах нагрузки упаковщиков, в подвесных устройствах для спуска хвостовика, в подвесных колоннах заканчивания скважин и т. д., в пределах объема изобретения.

На Фиг. 2 проиллюстрировано вид сбоку в поперечном сечении типового узла забойной турбины 200 для скважины в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Узел забойной турбина 200 (далее «узел турбины 200») может быть в некоторых отношениях схож с забойной турбиной 130 на Фиг. 1 и, следовательно, может составлять часть бурового снаряда 116 (Фиг. 1), а в ином случае может применяться в системе бурения 100 (Фиг. 1).Как проиллюстрировано, узел турбины 200 может иметь первый или верхний торец 202а и второй или нижний торец 202b. Поток флюида через узел турбины 200 может проходить, как правило, от первого торца 202а ко второму торцу 202b.

Вал ротора 204 может проходить между первым и вторым торцами 202a,b. Вал ротора 204 может быть ступенчатым, и образовывать или иным образом предусматривать первую секцию 206а и вторую секцию 206b. Первая секция 206a может иметь первый диаметр 208a, а вторая секция 206b может иметь второй диаметр 208b, который меньше первого диаметра 208a.Как проиллюстрировано, соответствующие участки первой секции 206а могут быть предусмотрены на каждом торце 202а,b вала ротора 204, так что вторая секция 206b, как правило, расположена между двух первых секций 206а. На верхнем торце 202a первая секция 206a может заканчиваться у верхнего плеча подшипника 210a, расположенного на валу ротора 204. Аналогично, на нижнем торце 202b первая секция 206a может заканчиваться у нижнего плеча подшипника 210b, расположенного на валу ротора 204. Вторая секция 206b может заканчиваться на уступе ротора 212, расположенном на валу ротора 204. Как проиллюстрировано, в некоторых вариантах реализации изобретения верхнее плечо подшипника 210а может переходить во вторую секцию 206b на верхнем торце 202a или вблизи него.

Вал ротора 204 может быть расположен с возможностью вращения внутри корпуса статора 214, который проходит, как правило, между верхним и нижним торцами 202а,b узла турбины 200. Множество лопаток статора 216 могут быть расположены внутри корпуса статора и направлены радиально внутрь от корпуса статора 214. В некоторых вариантах реализации изобретения лопатки 216 статора могут быть закреплены в корпусе статора 214 посредством запорного кольца 218 статора, которое насаживает с натягом лопатки статора 216 на уступ статора 220, расположенный на внутренней радиальной поверхности корпуса статора 214. В некоторых вариантах реализации изобретения запорное кольцо статора 218 может быть ввинчено в корпус статора 214 и, таким образом, может прикладывать сжимающую нагрузку на лопатки статора 216, когда они прижаты в осевом направлении к уступу статора 220. В результате лопатки статора 216 могут быть зафиксированы против проворачивания относительно корпуса статора 214 в процессе эксплуатации узла турбины 200.

Узел турбины 200 также может содержать множество лопаток ротора 222, расположенных на второй секции 206b вала ротора 204 в радиальном направлении от секции 206b. Лопатки ротора 222 могут чередоваться с лопатками статора 216, таким образом предусматривается множество ступеней турбины, где каждая ступень турбины включает лопатку статора 216 и следующую смежную в осевом направлении лопатку ротора 222. В некоторых вариантах реализации изобретения лопатки ротора 222 могут быть закреплены ко второй секции 206b вала ротора 204 с помощью запорного кольца ротора 224, которое может быть ввинчено на вал ротора 204 и, таким образом, прикладывать сжимающую нагрузку на лопатки ротора 222, когда они прижаты в осевом направлении к уступу ротора 212. В результате лопатки ротора 222 могут быть зафиксированы против проворачивания относительно вала ротора 204.

В дополнение к применению запорного кольца ротора 224 или в качестве альтернативы, лопатки ротора 222 могут быть закреплены, а в ином случае функционально соединены с валом ротора 204 с помощью множества других средств или способов, в пределах объема изобретения. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения одна или более лопаток ротора 222 могут быть зацеплены с валом ротора 204, например, через шпонку (или подобное устройство), которое проходит от заданной лопатки ротора 222 в соответствующий паз (или аналогичное отверстие), выполненного на валу ротора 204. В других вариантах реализации изобретения вал ротора 204 может иметь форму многоугольного поперечного сечения, где вал ротора 204 является, например, шестиугольным, а лопатки ротора 222 могут быть выполнены с возможностью состыковки с валом ротора 204 шестигранной формы или иным способом размещаться на нем. Следует иметь в виду, что вал ротора 204 многоугольной формы может предотвращать проворачивание лопаток ротора 222 относительно вала ротора 204. Еще в других вариантах реализации изобретения смежные в осевом направлении соответствующие стыковочные поверхности лопаток ротора 222 могут взаимно блокироваться или иным способом быть способными предотвращать относительное вращение или проскальзывание. Например, смежные в осевом направлении соответствующие стыковочные поверхности заданной пары лопаток ротора 222 могут быть шлицованы для предотвращения относительного вращения. В дополнительных вариантах реализации изобретения лопатки ротора 222 могут быть закреплены на валу ротора 204 посредством усадки муфты на вал посредством одного или более механических крепежных средств (например, винтов, болтов, штифтов, стопорных колец и т. д.), с применением сварки или пайки или любого сочетания вышеописанных способов и/или средств.

По меньшей мере в одном варианте реализации изобретения лопатки статора 216 и/или лопатки ротора 222 могут быть синхронизированы. В таких вариантах реализации изобретения аксиально последовательные лопатки статора 216 и/или лопатки ротора 222 могут быть смещены под углом друг к другу так, что будут расположены в шахматном порядке относительно друг друга. Синхронизация лопаток статора 216 и/или лопаток ротора 222 может оказаться целесообразной для повышения эффективности узла турбины 200.

Узел турбины 200 может дополнительно включать первый или верхний подшипниковый узел 226а и второй или нижний подшипниковый узел 226b. Как проиллюстрировано, верхний подшипниковый узел 226a может быть расположен у верхнего торца 202a, а нижний подшипниковый узел 226b может быть расположен у нижнего торца 202b. Каждый подшипниковый узел 226а, b может содержать корпус подшипника 228, показанный как первый или верхний корпус подшипника 228а, и второй или нижний корпус подшипника 228b. Каждый корпус подшипника 228а,b может иметь перемычки, а в ином случае предусматривать первичный проточный канал 230а и вторичный проточный канал 230b.Первичный и вторичный проточные каналы 230а,b могут быть выполнены с возможностью приема потока флюида, как показано стрелками. Флюид может включать буровую жидкость или «буровой раствор», который может циркулировать в узле турбины 200 от бурильной колонны 106 (Фиг. 1).

Каждый из верхних и нижних подшипниковых узлов 226а,b может содержать радиальный подшипник 232 для восприятия радиальных нагрузок, испытываемых валом ротора 204, и упорный подшипник 234 для восприятия осевых нагрузок, испытываемых валом ротора 204. Каждый радиальный подшипник 232 может содержать составной элемент вала ротора 236а и составной элемент 236b корпуса подшипника. Аналогично, каждый упорный подшипник 234 может содержать составной элемент 238а вала ротора и составной элемент корпуса подшипника 238b. Составные элементы вала ротора 236а, 238а радиального и упорного подшипников 232, 234 соответственно могут быть выполнены с возможностью вращения вместе с валом ротора 204. С другой стороны, составные элементы корпуса подшипника 236b, 238b могут быть прикреплены к корпусу подшипника 228 и выполнены с возможностью зацепляться или иным образом взаимодействовать с составными элементами вала ротора 236а, 238а соответственно, в процессе эксплуатации.

Как проиллюстрировано, составные элементы вала ротора 236a, 238a радиальных и упорных подшипников 232, 234 соответственно могут быть прикреплены к валу ротора 204 посредством механического крепежного элемента 240, показанного в виде первого или верхнего механического крепежного элемента 240a, расположенного у верхнего торца 202a, и второго или нижнего механического крепежного элемента 240b, расположенного у нижнего торца 202b. В некоторых вариантах реализации изобретения верхняя механическая крепежная деталь 240а может быть навинчена на вал ротора 204 на верхнем торце 202a, а нижняя механическая крепежная деталь 240b может быть навинчена на вал ротора 204 на нижнем торце 202b. Поскольку верхний механический крепежный элемент 240а навинчивается на вал ротора 204 на верхнем торце 202а, составные элементы вала ротора 236а, 238а верхнего подшипникового узла 226а могут быть прижаты к верхнему плечу подшипника 210а, фиксируя таким образом элементы вала ротора 236а, 238а верхнего подшипникового узла 226а к валу ротора 204 для вращения вместе с ним. В частности, поскольку верхний механический крепежный элемент 240а навинчен на вал ротора 204, составной элемент вала ротора 238а верхнего упорного подшипника 234 может быть прижат к составному элементу вала ротора 236а верхнего радиального подшипника 232, а составной элемент вала ротора 236а верхнего радиального подшипника 232, в свою очередь, может быть прижат к верхнему плечу подшипника 210а. Аналогичным образом, поскольку нижняя механическая крепежная деталь 240b навинчивается на вал ротора 204 на нижнем торце 202b, составные элементы вала ротора 236а, 238а нижнего подшипникового узла 226b могут быть прижаты к нижнему плечу подшипника 210b, фиксируя таким образом составные элементы вала ротора 236а, 238а нижнего подшипникового узла 226b к валу ротора 204 для вращения вместе с ним. В частности, составной элемент вала ротора 238а упорного подшипника 234 может быть прижат к составному элементу вала ротора 236а радиального подшипника 232 и, в свою очередь, составной элемент вала ротора 236а радиального подшипника 232 может быть прижат к нижнему плечу подшипника 210b.

В других вариантах реализации изобретения составные элементы вала ротора 236а, 238а радиальных и упорных подшипников 232, 234 могут быть установлены с натягом, а в ином случае закреплены на валу ротора 204 другими способами. Например, радиальные и упорные подшипники 232, 234 могут быть установлены с натягом на вал ротора 204 посредством муфты с применением одного или более локальных механических крепежных элементов (например, винтов, болтов, штифтов, запорных колец и т. д.), сварки или пайки твердым припоем, промышленного клея или любой комбинации вышеперечисленных способов и/или средств.

Следует иметь в виду, что фиксация составных элементов вала ротора 236а, 238а относительно верхнего и нижнего плеч подшипников 210а,b может способствовать посадке с натягом радиальных и упорных подшипников 232, 234 на вал ротора 204, в отличие от приложения сжимающих усилий к лопаткам ротора 222. В результате вал ротора 204 может «плавать» между верхним и нижним подшипниковыми узлами 226a,b, в зависимости от того, каким образом осевые нагрузки воспринимаются узлом турбины 200 в процессе эксплуатации, и размер зазора между валом ротора 204 и подшипниковыми узлами 226a,b может быть полностью независимым от отдельных изменений в допустимых отклонениях параметров лопаток статора 216 и лопаток ротора 222. Аналогичным образом, как описано выше, лопатки статора 216 могут быть закреплены в корпусе статора 214 посредством сжимающей нагрузки на уступ статора 220, которая способствует посадке с натягом верхнего и нижнего корпуса подшипников 228a,b и, следовательно, радиальных и упорных подшипников 232, 234, связанных с ним, на кожух статора 214. В результате упорные подшипники 234 могут быть посажены, исключая воздействие лопаток статора 216 на расстояния между опорными поверхностями подшипников.

Соответственно, конструкция узла турбины 200 может быть выполнена с возможностью минимизировать любые ограничения посадки подшипников, прилегающих к отдельным ступеням узла турбины 200, таким образом узел турбины 200 представлен модульным узлом. Другими словами, после полной сборки все вращающиеся элементы и стационарные элементы узла турбины 200 могут обслуживаться как отдельный мобильный узел. Модульная конструкция и точная посадка подшипников позволяют легко собирать узел турбины 200 без необходимости проведения специальных и длительных процедур, или измерений, или подгонки. Следует иметь в виду, что это может помочь снизить затраты на сборку, поскольку исключается необходимость в специальных процедурах, выполняемые, как правило, в обычных узлах турбин, и уменьшается вероятность ошибки оператора. Другое преимущество включает возможность легкой замены узла турбины 200 на узел турбины с другой конфигурацией. Это может быть целесообразным, так как оператору буровой установки предоставляется возможности выбирать и устанавливать узел турбины, предназначенный для работы в конкретных скважинных условиях для выполнения различных операций в скважине.

В некоторых вариантах реализации изобретения, как проиллюстрировано, радиальные и упорные подшипники 232, 234 могут быть расположены во вторичном проточном канале 230b, так что через них может проходить определенное количество флюида. Поток флюида через вторичный проточный канал 230b может быть целесообразным, так как предоставляется возможность для охлаждения, а в ином случае для смазывания радиальных и упорных подшипников 232, 234 в процессе эксплуатации. В качестве радиальных и упорных подшипников 232, 234 могут быть использованы различные типы подшипников. Например, один или оба из радиальных и упорных подшипников могут содержать, но не ограничиваясь этим, шариковые подшипники, игольчатые подшипники, судовые подшипники и тому подобное. В других вариантах реализации изобретения радиальные и упорные подшипники 232, 234 могут содержать судовые подшипники или подшипники с масляной смазкой.

Еще в других вариантах реализации изобретения, как проиллюстрировано, радиальные и упорные подшипники 232, 234 могут содержать подшипники, изготовленные из сверхтвердых материалов, таких как поликристаллический алмазный композит (далее ПАК), поликристаллический кубический нитрид бора или импрегнированный алмаз. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения каждый из радиальных и упорных подшипников 232, 234 изображен как ПАК-подшипник, причем каждый из составных элементов корпуса подшипника 236b, 238b содержит один или более упорных дисков или «шайб» ПАК, соединенные с корпусом подшипника 228a,b. В таких вариантах реализации изобретения упорные диски ПАК могут быть прикреплены (например, припаяны) к раме корпуса подшипника 228a, b или подложке 242, которые могут быть запрессованы в корпус подшипника 228a,b. Подложка 242 может быть выполнена из твердого материала, такого как карбид вольфрама.

Аналогичным образом, составной элемент вала ротора 236а радиального подшипника 232 может содержать один или более ПАК- дисков, припаянных или иным образом прикрепленных к валу ротора 204 или подходящей подложке (например, подложке из карбида вольфрама), которая может быть соединена с ним. В некоторых вариантах реализации изобретения составной элемент вала ротора 236b упорного подшипника 234 может представлять собой кольцевую деталь, выполненную из сверхтвердого материала (например, ПАК, поликристаллического кубического нитрида бора, импрегнированного алмаза и т. д.) или в ином случае может включать один или более слоев из сверхтвердого материала, нанесенных на него. В процессе эксплуатации составной элемент вала ротора 236b упорного подшипника 234 может быть выполнен с возможностью зацепления, а в ином случае взаимодействия с элементом корпуса подшипника 238b, чтобы минимизировать осевые нагрузки, воспринимаемые валом ротора 204.

В проиллюстрированном варианте реализации изобретения первичный или больший поток флюида может циркулировать вокруг радиальных и упорных подшипников 232, 234 через первичный проточный канал 230a, в то время как вторичный или меньший поток флюида может циркулировать по вторичному проточному каналу 230b. Вторичный проточный канал 230b может быть представлен как канал утечки, который позволяет отмеренному количеству флюида протекать через него для охлаждения и смазки радиальных и упорных подшипников 232, 234. Следует иметь в виду, что поскольку вторичный проточный канал 230b обеспечивает более низкий расход флюида, проходящего через радиальные и упорные подшипники 232, 234, любой ущерб, который может возникнуть в результате протекания флюида в течение длительных периодов времени, может быть уменьшен. Скорее даже, корпус самого подшипника 228а,b подвергается большинству повреждений от эрозии (если таковые имеются) в первичном проточном канале 230а, нежели радиальные и/или упорные подшипники 232, 234 во вторичном проточном канале 230b. В случае возникновения эрозионного повреждения корпус(а) подшипников 228a,b может быть извлечен, отремонтирован или иным образом заменен, или же радиальные и/или упорные подшипники 232, 234 могут быть извлечены из корпуса подшипника 228a,b, а составные элементы корпуса подшипника 236b, 238b могут быть заменены или отремонтированы. В некоторых вариантах реализации изобретения подложку корпуса подшипника 242 можно выпрессовать из корпуса (корпусов) подшипника 228a,b и заменить на отремонтированную или новую подложку 242.

Хотя это и не проиллюстрировано, в данном документе предполагается, что, по меньшей мере, в одном варианте реализации изобретения радиальные и/или упорные подшипники 232, 234 расположены в первичном проточном канале 230a.При потенциальном возникновении эрозионных повреждений на радиальные и/или упорные подшипники 232, 234, такой вариант реализации изобретения может оказаться целесообразным, предоставляя возможность увеличить пространства внутри подшипниковых узлов 226а, b для более крупных радиальных и/или упорных подшипников 232, 234, которые имеют большие контактные площади и, тем самым, могут принимать большие нагрузки.

В проиллюстрированном варианте реализации изобретения составной элемент вала ротора 238a упорных подшипников 234 представлен как установленный в качестве внешнего подшипника. Следует иметь в виду, что это позволит узлу турбины 200 нагружать верхний упорный подшипник 234 путем приложения осевой нагрузки в направлении сверху вниз. В таких случаях осевая нагрузка будет приводить вал ротора 204 в состояние натяжения. Однако в других вариантах реализации изобретения положение составного элемента вала ротора 238а упорных подшипников 234 может быть изменено на противоположное, так чтобы они эксплуатировались как внутренние подшипники. В таких вариантах реализации изобретения составной элемент вала ротора 238a упорных подшипников 234 может быть прижат к верхнему и нижнему плечу подшипника 210a,b, фиксируя составные элементы вала ротора 236a,b на вале ротора 204. Следует иметь в виду, что это позволит узлу турбины 200 прикладывать осевые нагрузки на нижние упорные подшипники 234. В таких случаях осевая нагрузка будет приводить к приложению сжатия на вал ротора 204.

Соответственно, в данном документе рассматривается узел турбины 200, содержащий вал ротора 204, который функционирует или в сжатом состоянии, или в натянутом. В зависимости от того, какое условие является благоприятным в данной конструкции, может быть выбрано любое из состояний. Воздействие сжатия или натяжения на вал ротора 204 может или снимать дополнительное напряжение или способствовать закреплению лопаток ротора 222 в зависимости от желаемого эффекта. Следует иметь в виду, что восприятие осевой нагрузки верхним торцом 202а узла турбины 200 может оказаться целесообразным, и тем самым предусматривать более стабильный и менее склонный к кручению и/или другим эксцентрическим эффектам узел турбины 200.

Как проиллюстрировано, узел турбины 200 может быть установлен внутри расходомерной трубы 244. Расходомерная труба 244 может представлять собой любой трубчатый элемент бурильной колонны 106 (Фиг. 1) или бурового снаряда 116 (Фиг. 1).В некоторых вариантах реализации изобретения, например, расходомерная труба 244 может быть частью бурильной трубы или утяжеленной бурильной колонны, образуя часть бурильной колонны 106 и/или бурового снаряда 116. В других вариантах реализации изобретения расходомерная труба 244 может сообщаться по флюиду с бурильной колонной 106 и/или буровым снарядом 116, так что поток бурового раствора может циркулировать через расходомерную трубу 244 и, затем, через узел турбины 200. Размер корпуса статора 214, и верхнего и нижнего корпуса подшипников 228а,b подбирается так, чтобы они могли войти в расходомерную трубу 244 для установки.

Узел турбины 200 может быть закреплен в расходомерной трубе 244 посредством муфты 246, расположенной на нижнем торце 202b узла турбины 200 или вблизи от него. В некоторых вариантах реализации изобретения муфта 246 может быть ввинчена в расходомерную трубу 244. Поскольку муфта 246 ввинчивается в расходомерную трубу 244, сжимающая нагрузка может быть приложена к корпусу статора 214, а также к верхнему и нижнему корпусам подшипников 228a,b, а верхний корпус 228a подшипника может быть прижат к плечу расходомерной трубы 248, расположенного на внутренней поверхности расходомерной трубы 244. Следует иметь в виду, что в некоторых вариантах реализации изобретения положение муфты 246 может быть изменено на обратное, а сжимающая нагрузка может в соответствии с этим вариантом прижимать нижний корпус подшипника 228b к плечу расходомерной трубы 248.

Как указано выше, узел турбины 200 может быть целесообразным для минимизации перекрытия подшипников посредством множества ступеней турбины. Это может быть выполнено путем нагрузки радиальных и упорных подшипников 232, 234 через вал ротора 204, а не через корпус статора 214 и/или лопаток статора 216. Предварительно натягивая радиальные и упорные подшипники 232, 234 в местах верхнего и нижнего плеч 210a,b подшипника, можно регулировать разделительный зазор подшипника. Другие решения для этого могут включать проектирование более длинной в осевом направлении каждой ступени турбины, но с радиально более короткими статорными и роторными лопатками 216, 222. Следует иметь в виду, что это может позволить валу ротора 204 перемещаться дальше и привести к увеличению произвольного зазора подшипника.

Оптимизация посадки подшипников также может способствовать более простому соединению узла турбины 200 с рабочим органом (не показано). Более конкретно, при минимизации осевого перемещения вала ротора 204, один или оба из верхнего и нижнего механических крепежных элементов 240a,b могут быть выполнены с возможностью соединения с рабочим органом, таким как генератор, редуктор, генератор переменного тока, управляющий механизм или любым другим механизмом, который предусматривает необходимость или функционирует на основе крутящего момента. В таких вариантах реализации изобретения один или оба из верхнего и нижнего механических крепежных элементов 240а,b могут содержать выходное соединение, такое как, но не ограничиваясь этим, магнитное соединение, резьбовое соединение или шлицевое соединение, выполненное с возможностью присоединения узла турбины 200 к одному или более рабочим органам на каждом осевом торце.

В некоторых вариантах реализации изобретения один торец вала ротора 204 может проходить в один из рабочих органов, который заполнен маслом или другой рабочей гидравлической жидкостью. В таких вариантах реализации изобретения радиальные и упорные подшипники 232, 234 могут содержать роликовые подшипники или тому подобное, а металлический затвор может предотвращать перетекание масла из рабочего органа на контактную с валом ротора 204 поверхность. Соответственно, при условии минимального осевого перемещения вала ротора 204 существует возможность наличия одного или более герметизированных участков на любом осевом торце вала ротора, а радиальные и/или упорные подшипники 232, 234 могут быть размещены в заполненной маслом полости.

Варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, включают:

A. Узел забойной турбины, содержащий корпус статора, имеющий одну или более лопаток статора, расположенных внутри корпуса статора и направленных радиально внутрь от него, вал ротора, установленный с возможностью поворота в корпусе статора и имеющий первую секцию, имеющую первый диаметр, и вторую секцию, имеющую второй диаметр, больший, чем первый диаметр, причем первая секция включает верхнюю первую часть, предусмотренную на первом торце вала ротора и заканчивающуюся у верхнего плеча подшипника, и нижнюю первую часть, предусмотренную на втором торце вала ротора и заканчивающуюся на нижнем плече подшипника, одна или более лопаток ротора, закрепленных на второй секции для вращения вместе с валом ротора и чередующихся с одной или более лопатками статора, и первый подшипниковый узел, расположенный на первом торце, и второй подшипниковый узел, расположенный на втором торце, первый и второй подшипниковые узлы, каждый содержащий корпус подшипника, один или более радиальных подшипников, и один или более упорных подшипников, где по меньшей мере один из корпусов подшипников предусматривает первичный проточный канал и вторичный проточный канал, а один или более радиальных подшипников и один или более упорных подшипников расположены во вторичном проточном канале.

B. Способ, который включает циркуляцию флюида в узле забойной турбины, причем узел забойной турбины, содержащий корпус статора, имеющий одну или более лопаток статора, расположенных внутри корпуса статора и направленных радиально по отношению к нему, и вал ротора, установленный с возможностью вращения внутри корпуса статора и имеющий первую секцию, имеющую первый диаметр, и вторую секцию, имеющую второй диаметр, больший, чем первый диаметр, причем первая секция включает верхнюю первую часть, предусмотренную на первом торце вала ротора и заканчивающуюся на верхнем плече подшипника, и нижнюю первую часть, предусмотренную на втором торце вала ротора и заканчивающуюся на нижнем плече подшипника, и вращение вала ротора при воздействии флюида на одну или более лоп