Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Контрольная работа по дисциплине:

Гидравлические машины и гидропневмопривод

на тему: Турбинно-винтовые забойные двигатели

Выполнил: студент группы

ЗССПБ-21.03.01-52(К)Б

Ахметгареев.А.Р

Проверил:К.т.н.,

Зайцев.И.Н

Ижевск 2017

Содержание

Введение

1.Устройство и принцип действия ТВЗД

2.Применение ТВЗД

3.Основные характеристики ТВЗД

4.Расчет ТВЗД

5.Выбор конкретной конструкции ТВЗД

6.Подключение ТВЗД

7.Диагностика ТВЗД

8.Обслуживание ТВЗД

9.Ремонт ТВЗД

10.Преимущество и недостатки ТВЗД

Заключение

Список литературы

Введение

В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обусловлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был взят в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500-600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М.А. Капелюшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турбобуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 12 л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее, благодаря работам ВНИИБТ, турбинное бурение приобрело общее признание.

Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время.

Устройство и принцип действия Турбинно-винтового забойного двигателя

Турбинно-винтовые забойные двигатели делятся на:

- модульные турбинно-винтовые низкооборотные двигатели типа ТНВ;

- универсальные типа ТПС-У;

- унифицированные модульные типа 2ТУ-КД.

Основные характеристики турбинно-винтового забойного двигателя

Таблица 1. Технические параметры турбинно-винтовых двигателей типа ТНВ

Наружный диаметр двигателя, мм	Длина, м*	Масса, кг	Рекомендуемый диаметр долота, мм	Присоединительная резьба: к долоту и к бурильным трубам	Расход жидкости, л/с**	Частота вращения вала, об/мин	Момент силы на валу, Н·м	Перепад давления, МПа
	13,5 20,8	2010 3100	190,5-215,9	З-117 З-147	18-24	80-120 150-180 220-270	2200-4600	6,9-9,1
	13,5 20,8	2580 3980	215,9-244,5	З-117 З-171	20-28	80-120 150-180 220-270	3000-5500	6,5-8,2
	13,5 20,8	3910 6030	269,9-374,6	З-152 З-171	30-40	80-120 150-180 220-270	6000-10000	6,2-7,8

Таблица 2. Технические параметры универсального двигателя типа ТПС-У

Унифицированного модульного типа 2ТУ-КД

Ремонт турбинно-винтовых двигателей

Детали ВЗД в процессе эксплуатации испытывают высокие изгибающие и сжимающие нагрузки.

Ремонт ротора ВЗД методом сварки трением заключается в удалении (отрезании) нижнего конца с изношенной или повреждённой резьбой и приваривании заготовки для последующей механической обработки. Эта операция позволяет значительно увеличить ресурс дорогостоящих деталей двигателя.

Заключение

Турбинно-винтовой забойный двигатель должен обладать определенной скоростью потока моющей жидкости. Чем больше лопастей имеет ротор, тем больший объем промывки требуется в процессе работы оборудования. Однако это приводит и к увеличению износа агрегата.

Когда отсутствует нагрузка на оборудование (при поднятии со скважины), давление внутри падает. Если ротор подвешен, привести оборудование тяжелее. Для этого требуется огромное количество энергии.

Когда нагрузка на ТВЗД увеличивается, в момент начала процедуры наблюдается падение давления. Однако оно восстанавливается при раскручивании ротора.

При работе агрегата необходимо учитывать предельно допустимое давление в рабочем узле. Если установленную черту превысить, эластомер деформируется. Крутящий момент будет потерян. При этом работа не сможет продвигаться дальше, а рабочая жидкость будет вхолостую протекать через двигатель.

Наименьшие потери рабочего давления наблюдаются при увеличении площади сечения долота. Если же его размер уменьшается, происходит быстрый износ подшипников. Поток жидкости не успевает их охлаждать.

Рассмотрев, что собой представляет турбинно-винтовой забойный двигатель, его основные характеристики и условия применения, можно правильно подобрать оптимальную модель оборудования.

Список литературы

1. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф., Кочнев А.М., Никомаров С.С. Забойные

винтовые двигатели для бурения скважин. М.: Недра, 1981. 231 с.

2. Baldenko D.F., Korortaev Y.A., Baldenko F.D. Russuan multilobe PDMs

compete against rotary, turbodrills // Oil &Gas Journal. 2001. Apr., 2. P. 53 – 56.

3. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые гидравлические

машины. Том 2. Винтовые забойные двигатели. М.: ООО «ИРЦ Газпром»,

2007. 470 с.

4. Веревкин А.В., Молодило В.И. О повышении эффективности бурения

нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями //

Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2013. -

№1. - С. 16-19.