1.2 Роторное бурение

При роторном бурении вращение долоту передается от вращающего механизма – ротора, устанавливаемого на устье, через колонну бурильных труб, выполняющих функцию полого вала. При бурении неглубоких, малого диаметра скважин (картировочных, структурно-поисковых, разведочных на твердые полезные ископаемые, вентиляционных стволов) чаще применяют вращатели шпиндельного типа.

Ротор используется и для удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при их спуске, подъеме. Поэтому ротор необходим и при бурении забойными двигателями.

Привод ротора осуществляется от лебедки через карданный вал либо цепную передачу или от индивидуального привода (ПИР). Последний позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения (от 20 до 200 об/мин и более), снижает нагрузку на привод лебедки при подъеме колонны с вращением, уменьшает изнашивание лебедки и ее привода.

Для конкретных условий бурения ротор выбирают по допустимой нагрузке, передаваемой мощности, диаметру проходного отверстия для пропуска долота. Особенность роторного бурения – наличие двух каналов передачи энергии на забой: механический от привода ротора и гидравлический от насосов (компрессоров). Это обусловливает возможность подачи на долото относительно большой механической энергии (мощности ) при благоприятных сочетаниях частоты вращенияn и крутящего момента M, а также гидравлической энергии (мощности ) при благоприятных сочетаниях расходаQ и перепада давлении на долоте .

При роторном способе, в отличие от бурения гидравлическими забойными двигателями, частота вращения долота четко устанавливается бурильщиком с пульта управления. Крутящий момент на долоте не зависит непосредственно от частоты вращения, а зависит от изменения осевой нагрузки, свойств пород, изнашивания зубьев и опор шарошек. Он изменяется от минимального, определяемого трением долота о стенки скважины, до максимального, ограничиваемого подведенной на забой мощность. Достаточный момент на долоте можно иметь и при небольшом диаметре скважины. Поэтому при роторном бурении относительно проще подбирать оптимальный режим бурения, методику отработки долота, изменяя осевую нагрузку и частоту вращения с пульта бурильщка.

В зависимости от вида привода (электрический с асинхронными двигателями, внутреннего сгорания) и передач (механические редукторы, турботрансформатор, турбомуфта, шинно-пневматические муфты) возможны изменения крутящего момента и частоты вращения, смягчение характеристики привода, улучшение показателей роторного бурения. Это относится и к другим способам вращательного бурения, в связи с чем в целом перспективным следует признать использование со временем постоянного тока в бурении.

При вращении бурильной колонны меньше опасности ее прилипания, зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса, близка к фактической, а вынос разбуренной породы обеспечивается при меньшей скорости восходящего потока, меньшей подаче буровых насосов. В то же время каверны, уширения и искривления ствола скважины увеличивают прогиб вращающейся колонны, повышают опасность ее слома.

Необходимо отметить также, что при роторном бурении практически возможно использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом.

Мощность привода ротора

,

где NТ – мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в трансмиссии; NХВР – мощность на холостое вращение бурильной колонны в растворе с трением о стенки ствола скважины; NД – мощность на вращение долота (разрушение породы, трение о стенки и в опорах шарошек).

При применении ПИР NТ может оцениваться по формуле Б. М. Плюща:

NТ =,

где = 0,003 кВт/(об/мин);n – частота вращения ротора, об/мин.

Мощность NХВР зависит от частоты вращения, длины и диаметра бурильной колонны, диаметра и кривизны скважины, свойств пород, раствора и фильтрационной корки, характера вращения бурильной колонны (вокруг собственной оси, перекатыванием или скольжением по стенке скважины), осевой нагрузки, материала труб (стальные, легкосплавные).

По формуле В. С. Федорова

,

где - коэффициент, увеличивающийся от 0,019 до 0,047 при росте зенитного угла оси ствола скважины от 0 до;L и dн – длина и наружный диаметр бурильных труб, м.

Мощность на вращение долота

NД = NР – NТ – NХВР.

Мощность NД может быть оценена по известному из опыта и анализа промыслового материала значению удельного момента, приходящегося на единицу осевой нагрузки, по формуле

NД = (М1 + МудG)n,

где М1 – момент на холостое вращение долота, не зависящий от осевой нагрузки; G – осевая нагрузка на долото.

Удельный момент Муд возрастает с понижением твердости и повышением пластичности горных пород, с увеличением скольжения долота и трения в опорах.

Наиболее надежно NД, NХВР определяются экспериментально по измерениям крутящего момента с помощью глубинных и установленных на поверхности моментомеров. Анализ этих формул и фактические данные измерений показывает сильное отрицательное частоты вращения, диаметра труб, длины колонны на коэффициент передачи мощности на забой

KM = 1 – (NТ + NХВР)/NР.

Так, при установленной на поверхности мощности привода ротора около 300 кВт на забой передается лишь 60 кВт при глубине бурения 3000 м и менее 30 кВт при глубине бурения 5000 м, частоте вращения 60 об/мин и диаметрах бурильных труб 127 и 114 мм и долота диаметром 216 мм. При более высоких частотах (120 об/мин) передается еще меньшая мощность (40 и 25 кВт при тех же глубинах), существенно меньшими будут крутящие моменты и осевые нагрузки на долото. Горные породы будут разрушаться неэффективно истиранием или вследствие усталости.

С ростом глубины в связи с повышением давления всестороннего сжатия больше проявляется пластичность горных пород, требуются большие деформации до разрушения и большая длительность контакта зубьев долота с забоем. Необходимо снижение частоты вращения с 200-100 об/мин при бурении на глубинах 500-2000 м до 60-20 об/мин при бурении на больших глубинах.

При роторном бурении с низкими частотами вращения успешно используются долота со стойкими герметизированными опорами. Благодаря высокому крутящему моменту передается достаточно большая нагрузка на долото и бурение ведется в объемной области разрушения пород. В результате уменьшается скорость изнашивания опор и зубьев, достигается большая проходка на долото, иногда существенно превышающая проходку на долото при турбинном бурении.

Роторное бурение с низкими частотами вращения (20-8- об/мин) и большими крутящими моментами (150-500 ) обеспечивает возможность эффективное разрушение почти всех типов горных пород осадочной толщи при применении различных (в том числе требующих больших удельных моментов) лопастных и алмазных долот с большим скольжением. Эти преимущества, а также создание низкооборотных долот с герметизированными опорами, дающих большую проходку, высокопрочных бурильных и утяжеленных труб с новыми типами резьб, прочных и долговечных вертлюгов обусловили более широкое применение роторного бурения в последние годы.

Основной объем проходки глубоких скважин в мире в настоящее время приходится на роторный способ. Только в США бурится свыше 50 млн. м в год с довольно высокими показателями.

В нашей стране роторным способом бурят, как правило, только нижние интервалы вертикальных скважин, не требующие использования отклонителей.

1.3 Бурение скважин с забойными двигателями