Рассмотрена работа бурового оборудования. На основе анализа полученной информации определен вращательный характер процесса бурения, применяемого в нефтегазовой промышленности, получены зависимости частоты вращения стола ротора от глубины скважины, типа долота и характеристик породы в забое; предложена инженерная методика расчёта частоты вращения, мощности и максимального момента, необходимых для вращения буровой колонны в процессе работы долота в забое
буровая установка, частота вращения долота, привод ротора бурового стола, допустимые нагрузки на долоте, мощности и моменты электродвигателя привода
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. Мухин В.М., Коробов А.Д. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебно-методическое пособие / В.М. Мухин, А.Д. Коробов. — Москва; Саратов: ОАО «Цен-тральный коллектор библиотек «БИБКОМ», 2015 — 44 с.: 21 рис. цв., ч/б. – ISBN 978-5-905563-57-7
2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1988 – 501 с.
3. Буровое оборудование: учебное пособие / В.Г. Крец, Л.А. Саруев, В.Г. Лукьянов, А.В. Шадрина, В.А. Шмурыгин, А.Л. Саруев; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011 – 121 с.
4. Арсентьев, О.В. Особенности проектирования частотнорегулируемых асинхронных двигателей / О.В. Арсентьев, Ю.В. Коновалов // Сборник научных трудов Ангарского государственного технического университета. 2007. Т.1. № 1. – С. 90-92.
5. Крюков, А.В. Применение интеллектуальных технологий для электротехнических комплексов на нефтегазодобывающих предприятиях / А.В. Крюков, Ю.В. Коновалов // Сборник научных трудов Ангарского государственного технического университета. 2018. Т.1. № 15. – С. 162-169.
