Турбобур, забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924—34) применялся Т., изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом. В этом Т. высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор.
В 1935—50 применялся безредукторный Т. с многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В многоступенчатом Т. общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый Т. — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры Т. для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800—1000 об/мин. Рабочий момент на валу Т. зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные Т., в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин Т. с общим числом ступеней 300—450 (рис. 1). Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300—400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих Т. шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции Т. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в Т. применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150— 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются Т. с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение Т. с разделённым потоком на нижней секции (рис. 2), который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция Т. работает на части потока, подаваемого в скважину.
В разведочном бурении для отбора керна в полом валу Т. размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют Т. с вращающимся корпусом.
Ведутся работы (1975) по созданию комплексного инструмента «Т. — шарошечное долото», который позволит значительно повысить частоту вращения долота.
Лит.: Иоаннесян Р. А., Основы теории и техники турбинного бурения, М.— Л., 1953; Ioannesian R. A., 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. — N. Y., 1967; Joannesian R. A.,Joannesian Y. R.,Gusman М. Т., Development of deep well turbodrilling techniques, в кн.: Proceedings of the 8-th World petroleum congress, v. 3, L., 1971.
Р. А. Иоаннесян.