Основным способом проходки нефтяных и газовых сква­жин в настоящее время является вращательное бурение. До­лото, находящееся на нижнем конце колонны бурильных труб и создающее усилие на забой скважины за счет части веса КБТ, при его вращении разрушает породу и обеспечива­ет углубление скважины. Разрушению породы способствует также гидромониторное действие струй бурового раствора, истекающих под давлением из отверстий насадок долота.

Устройства для приведения долота во вращение делятся на две группы:

наземные устройства, осуществляющие вращение всей КБТ и жестко связанного с ней долота - буровой ротор или силовой вертлюг (верхний привод) со своими системами при­вода;

забойные двигатели гидравлические (турбобур, винтовой двигатель) и электрические (электробуры).

Основным наземным механизмом для привода долота яв­ляется буровой ротор. Важная особенность наземных приво­дов КБТ и долота состоит в том, что скорость привода может достаточно просто регулироваться различными способами (с помощью механических многоскоростных передач, регули­руемого электропривода и т. д.). При этом могут быть получе­ны низкие скорости при высоких значениях момента.

Гидравлические двигатели приводятся в движение потоком бурового раствора. В течение многих десятилетий для буре­ния нефтяных и газовых скважин применяется турбобур, представляющий собой многоступенчатую гидротурбину, приводящую во вращение долото. Рабочая частота вращения вала турбобура относительно высока и составляет сотни обо­ротов в минуту, в связи с чем для турбинного бурения харак­терны высокие механические скорости, но пониженная про­ходка на долото.

За последние годы находят применение винтовые забой­ные двигатели, относящиеся к гидравлическим машинам объ­емного действия. Они характеризуются значительно меньшей частотой вращения вала, что обеспечивает достаточно высо­кую механическую скорость бурения и более высокую чем турбобур проходку на долото.

Передача энергии долоту с поверхности через наземные передаточные механизмы КБТ вызывает значительные поте­ри мощности и сильно снижает КПД всего процесса бурения, особенно когда глубина скважины достигает 4 — 5 тыс. м.

В процессе бурения неоднородных пород момент сопро­тивления на долоте непрерывно меняется. Наиболее сильно колебания момента выражены при долотах режущего типа, меньше — при шарошечных долотах. Колебания момента со­противления на долоте передаются по КБТ приводному дви­гателю ротора в виде упругих волн кручения, продольных колебаний и других возмущений, распространяющихся в стальных трубах со скоростью около 3 км/с.

В результате отражения волн кручения, вызванных закли­ниванием долота, напряжения кручения, могут вызывать по­ломку КБТ. Исследованиями установлено, что напряжения кручения в КБТ при мягкой механической характеристике привода будут меньше, чем при жесткой. Таким образом, с точки зрения ограничения напряжений в КБТ и защиты ее от поломок следует отдавать предпочтение приводу с мягкой механической характеристикой.

При заклинивании долота, когда низ КБТ неподвижен, а ротор продолжает вращаться, закручивая трубы, момент дви­гателя может достигнуть своего максимального значения. Чтобы ограничить возникающие при этом напряжения кру­чения в КБТ, следует ограничить момент, передаваемый от двигателя ротору. Этого можно достигнуть, применяя двига­тели со сравнительно небольшой кратностью максимального момента X < 1,6-5-1,8 или используя в приводе ротора средства ограничения момента.

С заклиниванием долота связан также процесс передачи КБТ кинетической энергии, запасенной во вращающихся частях поверхностного оборудования привода ротора. Для уменьшения кинетической энергии, передаваемой КБТ, целе­сообразно иметь привод ротора с минимальным моментом инерции вращающихся частей.

На основании изложенного выбор привода ротора и его характеристик должен проводиться с учетом следующих тре­бований и технологических особенностей:

режим работы привода продолжительный с изменяющим­ся моментом сопротивления при бурении пород различной твердости;

привод должен иметь мягкую механическую характери­стику на участке от номинального до стопорного режима;

стопорный (максимальный) момент должен быть ограни­чен на уровне 1,6— 1,8 от номинального значения;

для ограничения динамических нагрузок в КБТ привод по возможности должен иметь минимальный момент инерции, приведенный к оси КБТ;

для реализации оптимальных режимов бурения желатель­но регулирование скорости в широком диапазоне: от 100 — 150 об/мин (реже бывает до 200 об/мин) при проходке верх­них интервалов скважины и до 20 об/мин на больших глу­бинах;

при регулировании скорости вниз от номинальной, привод должен обеспечивать длительную работу при номинальном моменте нагрузки (регулирование с постоянным моментом), а при регулировании скорости вверх от номинальной должен обеспечивать регулирование с постоянной мощностью, не превышающей номинальную;

привод должен быть реверсивным, однако реверс неопе­ративный. В основных рабочих режимах ротор вращается только в прямом направлении (по часовой стрелке), обратное вращение требуется лишь при выполнении некоторых вспо­могательных операций и в аварийных режимах. Поэтому возможны оперативные переключения с кратковременным перерывом питания.

При турбинном бурении ротор часто используют для вра­щения КБТ с малой скоростью, что предотвращает «зависа­ние» КБТ в скважине и способствует улучшению процесса бурения. С помощью ротора выполняется раскрепление резьбовых соединений труб и др.

Выполнение указанных требований в полном объеме воз­можно при использовании привода ротора с плавным регули­рованием скорости в широком диапазоне.

На современных отечественных буровых установках для ротора применяется электропривод по системе ТП —Д, который в полной мере отвечает указанным требованиям. Функциональная схема электропривода ротора показана на рис. 6.5, а. Она аналогична схеме управления электропривода бурового насоса (см. рис. 6.4, а). Отличие состоит в наличии управляемого ограничителя (УОТ) уровня выходного напря­жения регулятора ЭДС и узла ограничения (УО), автоматиче-

Рис. 6.5. Функциональная схема (а) и механическая характеристика [б электропривода ротора, управляемого по системе подчиненного управ­ления

ски изменяющего этот уровень, т. е. сигнал из, т задания тока (момента) двигателя ротора. Благодаря УО в рабочем диапа­зоне достигается мягкая механическая характеристика элек­тропривода (рис. 6.5, б). Точке А характеристики соответст­вует максимальное, а точке В — минимальное значение 1/3.т, С — одна из рабочих точек механической характеристики электропривода.

Весьма перспективным для ротора является электропривод по системе ПЧ—АД, обеспечивающий значительное сниже­ние динамических нагрузок в КБТ по сравнению с электро­приводом по системе ТП —Д, так как момент инерции асин­хронного короткозамкнутого двигателя значительно меньше, чем у двигателя постоянного тока.

Увеличения производительности роторного бурения при применении регулируемого электропривода можно достиг­нуть как за счет изменения (от рейса к рейсу в функции глу­бины скважины) начальной частоты вращения долота, так и регулированием (в функции износа долота, времени рейса или мощности на забое) частоты вращения долота в течение одного рейса (последняя возможность эффективно реализу­ется в автоматизированных системах).

Исследованиями установлено, что долевое увеличение ме­ханической скорости за счет регулирования от рейса к рейсу составляет 1,13, а в процессе одного рейса — 1,1 — 1,18, уве­личение рейсовой скорости - соответственно 1,09 в первом случае и 1,07 — 1,13 во втором.

На буровых установках класса 1 — 4 с электроприводом по системе ТП—Д для ротора применяется электродвигатель сравнительно небольшой мощности (160 — 250 кВт). На уста­новках выше 4-го класса электродвигатель ротора в целях унификации обычно принимается того же типа, как и для буровых насосов, со значительным запасом по мощности.