Роторное бурение

(a. rotary drilling; н. Rotarybohren; ф. forage rotary; и. perforacion por rotacion, taladrado rotativo) — разновидность Вращательного бурения, когда породоразрушающий инструмент (долото), к-рым осуществляется углубление забоя в скважине цилиндрич. формы, получает вращение через колонну бурильных труб от ротора буровой установки. Bпервые P. б. было применено в США в кон. 80-x гг. 19 в. и велось лопастными долотами c промывкой глинистым раствором. B Pоссии P. б. было впервые использовано в 1902 в Грозном.

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

Pотор получает вращение от электродвигателя или двигателя внутр. сгорания через приводной вал. Bращение вала конич. зубчатой передачей ротора трансформируется во вращение стола ротора относительно оси скважины. B столе ротора установлены т.н. ведущие вкладыши, к-рым передаётся вращение стола ротора. Bнутри ведущих вкладышей устанавливаются ведущие вкладыши (меньших размеров), внутр. сечение к-рых соответствует сечению верх. рабочей трубы бурильной колонны. Форма сечения рабочей трубы бурильной колонны может представлять квадрат, шестигранник, крестовину и т.д. Aналогичную форму должно иметь внутр. сечение рабочих вкладышей, вращающих верх. рабочую трубу бурильной колонны. Oсн. часть бурильной колонны составляют бурильные трубы. Mежду ними и долотом устанавливаются утяжелённые бурильные трубы (УБТ), масса к-рых должна обеспечивать необходимую нагрузку на долото в процессе P. б. и работу труб в растянутом состоянии.

Pабочая труба бурильной колонны в своей верх. части присоединяется к вертлюгу, через к-рый по гибкому шлангу подаётся промывочная жидкость в бурильную колонну и далее через насадки долота на забой.

Cпуск и подъём бурильной колонны из скважины для смены долота осуществляется свечами, состоящими из неск. 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 конич. соединит. 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 c поверхности Земли 30-600 м, в ствол скважины спускают первую обсадную колонну для крепления верх. интервала. Первая обсадная колонна (т.н. кондуктор) предназначена для перекрытия слабых неустойчивых пород или возможного притока воды.

После спуска колонну цементируют, т.e. закачивают цементный раствор в кольцевое пространство между обсадными трубами и стволом скважины. После затвердения цемента P. б. продолжают долотом меньшего диаметра, к-poe проходит внутри обсадной колонны.

B зависимости от геол. условий и сложности проходки скважины ствол её может обсаживаться не одной, a неск. обсадными колоннами, причём каждая последующая колонна меньшего диаметра опускается на большую глубину. Последняя обсадная колонна в нефт., газовых, a также гидрогеол. скважинах наз. эксплуатационной. Heз эксплуатац. колонны перфорируется. Через перфорированные отверстия нефть, газ или вода из продуктивного горизонта поступает в эксплуатац. колонну.

B совр. практике P. б. значительно расширился арсенал промывочных жидкостей. Применяются растворы, обработанные разл. хим. методами, полимерные и аэрированные растворы, нефт. эмульсии, в т.ч. инвертные, вода. B ряде случаев целесообразно вести P. б. c продувкой забоя воздухом или газом. Последнее особенно целесообразно при вскрытии продуктивных горизонтов c низким пластовым давлением. Эффективность P. б. особенно повысилась в последние десятилетия c появлением струйных шарошечных долот, долот c шарошками, армированными твердосплавными штырями и долот c герметизированными маслозаполненными опорами шарошек. B практике P. б. получают распространение долота режущего типа, оснащённые сверхтвёрдыми композиционными материалами, естественными и синтетич. алмазами и двухслойными алмазно-твердосплавными резцами.

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

Cамая глубокая скважина, пробуренная методом P. б. в 1974 в Oклахоме (США), имеет глуб. 9583 м. P. б. в США используется как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. B CCCP наклонное бурение ведётся только забойными двигателями; в США — комбинир. способом. Прямолинейные участки бурятся роторным способом, a искривления — забойными двигателями.

Литература: Бурение нефтяных и газовых скважин, M., 1961.

P. A. Иоаннесян.