Роторное бурение

РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ (а. rotary drilling; н. Rotarybohren; ф. forage rotary; и. perforacion por rotacion, taladrado rotativo) — разновидность вращательного бурения, когда породоразрушающий инструмент (долото), которым осуществляется углубление забоя в скважине цилиндрической формы, получает вращение через колонну бурильных труб от ротора буровой установки. Впервые роторное бурение было применено в США в конце 80-х гг. 19 века и велось лопастными долотами с промывкой глинистым раствором. В России роторное бурение было впервые использовано в 1902 в Грозном.

Оборудование для роторного бурения включает вышку, буровую установку с приводом, ротор, буровые поршневые насосы, вертлюг (через него насосы подают промывочную жидкость в бурильную колонну), талевую систему, состоящую из кронблока, блока и крюка, на который в процессе бурения подвешены вертлюг и бурильная колонна, систему очистки промывочной жидкостью, включающую вибросита, желоба и гидроциклоны, приёмные и запасные ёмкости. Кроме стационарных имеются передвижные роторные буровые установки, всё оборудование которых (кроме систем очистки) размещено на платформе автомашины или прицепа, что обеспечивает их манёвренность.

Ротор получает вращение от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания через приводной вал. Вращение вала конического зубчатой передачей ротора трансформируется во вращение стола ротора относительно оси скважины. В столе ротора установлены т.н. ведущие вкладыши, которым передаётся вращение стола ротора. Внутри ведущих вкладышей устанавливаются ведущие вкладыши (меньших размеров), внутреннее сечение которых соответствует сечению верхней рабочей трубы бурильной колонны. Форма сечения рабочей трубы бурильной колонны может представлять квадрат, шестигранник, крестовину и т.д. Аналогичную форму должно иметь внутреннее сечение рабочих вкладышей, вращающих верхнюю рабочую трубу бурильной колонны. Основную часть бурильной колонны составляют бурильные трубы. Между ними и долотом устанавливаются утяжелённые бурильные трубы (УБТ), масса которых должна обеспечивать необходимую нагрузку на долото в процессе роторного бурения и работу труб в растянутом состоянии.

Рабочая труба бурильной колонны в своей верхней части присоединяется к вертлюгу, через который по гибкому шлангу подаётся промывочная жидкость в бурильную колонну и далее через насадки долота на забой.

Спуск и подъём бурильной колонны из скважины для смены долота осуществляется свечами, состоящими из нескольких бурильных труб. Длина свечи 25-50 м в зависимости от глубины бурения и высоты буровой вышки. Для ускорения процесса свинчивания и развинчивания свечей бурильные трубы оснащаются замками, имеющими конические соединительные резьбы. Под влиянием осевой нагрузки, создаваемой массой УБТ, долото при вращении разрушает породу. Промывочная жидкость охлаждает долото, очищает забой от шлама разбуренной породы и через кольцевое пространство между бурильной колонной и стенками скважины выносит шлам на поверхность. Промывочная жидкость после очистки от шлама (и дегазации, если в этом есть необходимость) поступает в приёмную ёмкость и вновь подаётся в скважину. Пробурив с поверхности Земли 30-600 м, в ствол скважины спускают первую обсадную колонну для крепления верхнего интервала. Первая обсадная колонна (т.н. кондуктор) предназначена для перекрытия слабых неустойчивых пород или возможного притока воды.

После спуска колонну цементируют, т.е. закачивают цементный раствор в кольцевое пространство между обсадными трубами и стволом скважины. После затвердения цемента роторное бурение продолжают долотом меньшего диаметра, которое проходит внутри обсадной колонны.

В зависимости от геологических условий и сложности проходки скважины ствол её может обсаживаться не одной, а несколькими обсадными колоннами, причём каждая последующая колонна меньшего диаметра опускается на большую глубину. Последняя обсадная колонна в нефтяных, газовых, а также гидрогеологических скважинах называется эксплуатационной. Низ эксплуатационной колонны перфорируется. Через перфорированные отверстия нефть, газ или вода из продуктивного горизонта поступает в эксплуатационную колонну.

В современной практике роторного бурения значительно расширился арсенал промывочных жидкостей. Применяются растворы, обработанные различными химическими методами, полимерные и аэрированные растворы, нефтяные эмульсии, в т.ч. инвертные, вода. В ряде случаев целесообразно вести роторное бурение с продувкой забоя воздухом или газом. Последнее особенно целесообразно при вскрытии продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением. Эффективность роторного бурения особенно повысилась в последние десятилетия с появлением струйных шарошечных долот, долот с шарошками, армированными твердосплавными штырями и долот с герметизированными маслозаполненными опорами шарошек. В практике роторного бурения получают распространение долота режущего типа, оснащённые сверхтвёрдыми композиционными материалами, естественными и синтетические алмазами и двухслойными алмазно-твердосплавными резцами.

Современные режимы роторного бурения скважин шарошечными долотами в твёрдых и крепких породах характеризуются нагрузками до 1 т на 1 см диаметра долота. Шарошечные долота при роторном бурении могут успешно работать в диапазоне частот вращения от 40 до 200 об/мин. В мягких породах частота вращения более высокая, чем в твёрдых, а нагрузка на долото меньше. При применении режущих долот из сверхтвёрдых материалов нагрузка ещё ниже, а частоты вращения максимально возможные по условиям технологии роторного бурения.

Самая глубокая скважина, пробуренная методом роторного бурения в 1974 в Оклахоме (США), имеет глубину 9583 м. Роторное бурение в США используется как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. В CCCP наклонное бурение ведётся только забойными двигателями; в США — комбинированным способом. Прямолинейные участки бурятся роторным способом, а искривления — забойными двигателями.