The operation of drilling equipment is examined, and based on an analysis of the information obtained, the rotary nature of the drilling process is determined as the primary one used in the oil and gas industry. Relationships between the rotational speed of the rotor table and the well depth, the type of bit, and the characteristics of the rock at the bottomhole are obtained; an en-gineering method for calculating the rotational speed, power, and maximum torque required for rotation of the drill string during the operation of the bit at the bottomhole is proposed
drilling rig, bit rotation frequency, drill table rotor drive, permissible loads on the bit, power and torque of the drive electric motor
Добыча углеводородов – нефти и газа, является приоритетной задачей по обеспечению энергоносителями объектов энергетики, промышленности и транспорта. Для решения этой задачи необходимо выполнить комплекс мероприятий, включающих в себя поиск (разведку) месторождений, разработку промышленно-значимых участков для извлечения нефти или газа, создание инфраструктуры для добычи углеводородов, с последующей их транспортировкой до конечного потребителя (нефтепереработка, газо-химичес-кое производство, энергетика). Технология проведения таких мероприятий хорошо известна, и имеющееся оборудование вполне соответствует решению поставленных задач по обеспечению энергоносителями всех заинтересованных потребителей.
Основным оборудованием для обеспечения поиска и добычи углеводородов является буровая установка, с помощью которой осуществляется разведывательное и промысловое бурение скважин с заданными технологическими параметрами. Это сложный технический объект, в котором содержатся энергетические, электромеханические, контрольно-измерительные и управляющие элементы, основным назначение которых является реализация бурового процесса. При этом буровое оборудование является достаточно энергоемким, и, в зависимости от параметров буровой установки, установленная мощность составляет в среднем от 3 до 5 МВт. Таким образом, технические мероприятия, направленные на улучшение работы бурового электрооборудования, снижение энергопотребления, повышение надежности и производительности являются актуальными и их решение позволит более эффективно реализовывать буровой процесс.
Механический способ является основным способом бурения, применяемым в нефтегазовой промышленности, и основанном на разрушении горной породы силовым воздействием на нее специального породоразрушающего инструмента – долота. В свою очередь, механическое движение долота подразделяется:
- ударное, породоразрушающий инструмент (долото) совершает возвратно-поступательное движение вдоль оси скважины и наносит периодические удары по забою. Ударное разрушение забоя и вынос частиц породы чередуются. Ударное бурение в зависимости от преобладающего вида движения бурового инструмента делится на ударно-поворотное, ударно-вращательное, вращательно-ударное и вращательное бурение;
- вращательное, разрушение пород на забое скважины производится путем среза, смятия, раздавливания, скалывания и в меньшей степени истирания вращающимся под постоянным осевым давлением буровым инструментом (коронками, долотом, дробью). К вращательным способам относят бурение резцовыми коронками, шарошечное, дробовое, алмазное [1].
Наибольшее распространение в буровых установках получило вращательное бурение с подачей бурового раствора в забой скважины. В зависимости от способа передачи крутящего момента с приводного двигателя на долото различают:
- с поверхности через колонну бурильных труб (роторное бурение);
- от забойного двигателя (турбобура, электробура или винтового двигателя), установленного над долотом.
Таким образом, одним из основных приводов на буровой установке является электромеханическая система для вращения бурового инструмента, долота для разрушения пород в забое скважины. Анализ применяемого бурового оборудования показывает, что серийно выпускаемые комплектные буровые установки для нефтегазовой промышленности реализуют роторный способ бурения скважин [2, 3]. При этом привод ротора буровой установки подвержен противоречивым требованиям. Для предотвращения обрыва колонны при возможных прихватах необходима мягкая характеристика привода, обеспечивающая существенное снижение частоты вращения в аварийных ситуациях. Однако технология бурения требует постоянства скорости вращения породоразрушающего инструмента при изменяющемся моменте для обеспечения оптимального режима работы и высокой производительности. Регулирование частоты вращения двигателя осуществляется с учетом условий постоянства крутящего момента.
По частоте вращения долота n различают три режима работы:
- низкооборотный (роторное бурение) n≤90 мин-1;
- при средних частотах вращения 90≤n≤120 мин-1;
- высокочастотный, при n>120 мин-1.
При бурении с продувкой трехшарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких п не должна превышать 100-200 мин-1, а при бурении сыпучих и мягких пород -- 200-300 мин-1 (при соблюдении других параметров режима бурения) [4, 5]. С ростом глубины скважины (в связи с повышением давления всестороннего сжатия) больше проявляется пластичность пород, требуются большие деформации до разрушения и большая длительность контакта зубьев долота с забоем. Это обусловливает необходимость снижения частоты вращения с ростом глубины (Н). Другая причина снижения частоты вращения долота заключается в том, что мощность N, необходимая для привода ротора, с увеличением n и H повышается вследствие быстрого роста потерь на трение бурильной колонны о стенки скважины.
Роторное бурение с низкими значениями n (20-80 мин-1) и большими крутящими моментами (150-500 кН·м) обеспечивает возможность эффективного разрушения почти всех видов горных пород осадочной толщи при использовании различных, в том числе требующих больших удельных моментов, лопастных алмазных долот с большим скольжением.
На рисунке 1 приведена схема устройства буровой установки с отдельно вынесенным механизмом привода стола ротора [2, 3].
Рисунок 1 – Буровая установка роторного типа с приводом стола ротора
Текущее значение частоты вращения стола ротора определяется по следующему выражению:
где 
- максимальная рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота, принимается в пределах от 0,5 до 1,5 кН·м, что соответствует породам средней твердости и твердым;
- текущее значение Руд для конкретного типа долота, кН·м;
- минимальная частота вращения ротора, которая берется по характеристике для конкретной буровой установки, мин-1.
Мощность ротора должна быть достаточной для вращения бурильной колонны, долота и разрушения забоя скважины:
где 
мощность на холостом вращении бурильной колонны; 
мощность на вращение долота и разрушение забоя; 
- КПД, учитывающий потери в трущихся деталях ротора.
Мощность на холостое вращение бурильной колонны (момент, передаваемый долоту, равен нулю) расходуется на преодоление сопротивлений вращению, возникающих в системе, бурильная колонна - скважина.
Мощность, расходуемая на вращение долота и разрушение забоя скважины, рассчитывается по следующему выражению:
,
где 
- коэффициент трения резцов коронки о породу забоя; 
– осевая нагрузка на долото; 
– средний радиус буровой колонки.
Максимальный вращающий момент (в кН∙м) определяют по мощности и минимальной частоте вращения стола ротора:
.
В результате рассмотрения работы бурового оборудования определено, что основной привод, используемый для вращения бурового инструмента, имеет переменную частоту вращения, зависящую от глубины скважины и породы в забое. Текущая частота вращения бурового стола зависит от допустимой максимальной нагрузки на долоте и минимальной по конструкции частоте вращения стола. Предложена инженерная методика определения мощности и максимального момента, необходимого для реализации процесса бурения. На основании полученных данных осуществляется выбор по частоте вращения и мощности приводного двигателя для вращения ротора бурового стола.
1. Muhin V.M., Korobov A.D. Burenie neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebno-metodicheskoe posobie / V.M. Muhin, A.D. Korobov. — Moskva; Saratov: OAO «Cen-tral'nyy kollektor bibliotek «BIBKOM», 2015 — 44 s.: 21 ris. cv., ch/b. – ISBN 978-5-905563-57-7
2. Bagramov R.A. Burovye mashiny i kompleksy: Uchebnik dlya vuzov. – M.: Nedra, 1988 – 501 s.
3. Burovoe oborudovanie: uchebnoe posobie / V.G. Krec, L.A. Saruev, V.G. Luk'yanov, A.V. Shadrina, V.A. Shmurygin, A.L. Saruev; Tomskiy politehnicheskiy universitet. – Tomsk: Izd-vo Tomskogo politehnicheskogo universiteta, 2011 – 121 s.
4. Arsent'ev, O.V. Osobennosti proektirovaniya chastotnoreguliruemyh asinhronnyh dvigateley / O.V. Arsent'ev, Yu.V. Konovalov // Sbornik nauchnyh trudov Angarskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta. 2007. T.1. № 1. – S. 90-92.
5. Kryukov, A.V. Primenenie intellektual'nyh tehnologiy dlya elektrotehnicheskih kompleksov na neftegazodobyvayuschih predpriyatiyah / A.V. Kryukov, Yu.V. Konovalov // Sbornik nauchnyh trudov Angarskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta. 2018. T.1. № 15. – S. 162-169.
