Ved naturgasboring afhænger udvælgelsen mellem down-the-hul hammer (DTH) og rullekegle primært af ** dannelse af litologi, boremetode, omkostningseffektivitet ** og ** operationelle mål **. Nedenfor er en sammenligning af de to og deres typiske applikationer:

1.. Down-the-hul hammer (DTH) 

Arbejdsprincip:  

  Bruger højtryksgas (luft/nitrogen) til at drive et stempel, der påvirker borebiten, der bryder sten gennem en kombination af ** påvirkning + rotation **.  

Fordele:  

Høj effektivitet i hård rock: Hurtig boringshastighed i hårde, sprøde formationer som granit og basalt (2-3 gange hurtigere end rullekeglebits).  

Lavt reservoirskade: Gascirkulation minimerer flydende invasion (egnet til lavtryk eller stramme reservoirer).  

  Retningsfleksibilitet: Effektiv for lodrette brønde eller lavvandede retningsbestemte brønde.  

Ulemper:  

Gasafhængighed: Kræver luftkompressorer eller nitrogengeneratorer, stigende omkostninger.  

 Dybdebegrænsninger: Bedst til lavvandede til mellemstore brønde (

  Uegnet til bløde formationer: tilbøjelig til bit balling i skifer eller mudsten.  

Typisk anvendelse:  

 Lav gasboring i stram gas eller skifergas (f.eks. Luft, skumboring).  

  Udforskningsbrønde eller overfladeboring i hård rock (f.eks. Gruslag, stødende sten).  

 Vand-scarce-regioner: Ingen flydende cirkulation kræves.  

2. rulle kegle bit

Arbejdsprincip:  

  Roterende kegler knuser og forskydningshøjde via rullende og komprimering.  

Fordele:  

  Alsidighed: Tilpasningsdygtig til soft-to-hard formationer (justerbar tand/design og lejetyper).  

  Kompatibilitet i dyb brønde: Velegnet til dybe brønde (> 3.000 meter) og høje temperatur/højtryksmiljøer (HTHP).  

3.000 meter) og høje temperatur/højtryksmiljøer (HTHP).  

  Omkostningseffektiv: Lavere omkostninger, moden teknologi og enkel integration (f.eks. Mudderboring).  

Ulemper:  

  Lav effektivitet i hård rock: hurtig slid i ekstremt hårde formationer, der kræver hyppige udskiftninger.  

  Risiko for reservoirskade: Muddercirkulation kan tilstoppe porer (kræver optimeret borevæske).  

  Retningsudfordringer: mindre præcis kontrol i vandrette brønde sammenlignet med PDC -bits eller DTH.  

Typiske applikationer:  

  Konventionelle lodrette gasbrønde: Rotationsboring i mellemhårede formationer (sandsten, mudsten).  

  Dybe gasreservoirer: parret med mudder med høj densitet for at afbalancere dannelsestrykket.  

  Komplekse formationer: Interbedded eller brudte zoner (forbedret stabilitet via tanddesign).  

3. yderligere noter

PDC -bits: I naturgasboring er polykrystallinske diamantkompact (PDC) bits også vidt brugt, især i skifergashorisontale brønde, der tilbyder overlegen slidstyrke og kontinuerlig skæring.  

Hybridbrug: Forskellige bits kan bruges i trin, f.eks.:  

  DTH for hårde overfladelag, skift til rullekeglebits i blødere dybere formationer.  

   PDC -bits i vandrette sektioner, rullekeglebits i lodrette sektioner.  

DTH Hammer: Prioriteret til hård rock, gasboring, lavt/lavtryksreservoirer, der understreger hastighed og reservoirbeskyttelse.  

Rulle keglebit: bedre egnet til konventionel mudderboring, dybe brønde, blød-til-medium-hårde formationer, afbalanceringsomkostninger og tilpasningsevne.