СТАНДАРТ IADC. СИСТЕМА ОЦЕНКИ
| T | B | G | ПРИМЕЧАНИЯ |
| РЕЖУЩАЯ СТРУКТУРА (ВООРУЖЕНИЕ) | ПОДШИП-НИК (ОПОРА) | НАР. ДИА-МЕТР ДО-ЛОТА | ПРИМЕЧАНИЯ |
| Внутр. Ряды | Наруж. Ряды | Характер износа | Местопо-ложение | Уплотнение подшипника | Износ по ди-аметру 1/16 | Другие ти-пы износа | Причина подьема |
| (I) | (O) | (D) | (L) | (B) | (G) | (O) | (R) |
| (I) – ВНУТРЕННИЕ РЯДЫ(2/3 диаметра долота) | (L) – МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ | |
| (О) – НАРУЖНЫЙ РЯД В колонках (I) и (О) для описания состояния режущей стру-ктуры применяется линейная шкала в диапазоне от 0 до 8. | ДЛЯ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ N-Центральные ряды Номер или номера M-Средние ряды шарошек | |
| ДЛЯ ДОЛОТ С ФРЕЗЕРОВАННЫМИ ЗУБЬЯМИ Измерение уменьшения высоты зуба вследствие абразивного износа или скола | G-Калибрующие ряды 1 2 3 A-Все ряды ДЛЯ ДОЛОТ ПДС | |
| 0-зуб не изношен 8- полный износ | С-Центральный конус N-Торцевая часть | |
| ДЛЯ ДОЛОТ С ТВЕРДОСПЛАВНЫМИ ВСТАВКАМИ Подсчет изношенных, выпавших или сколотых вставок | Т-Боковой конус S-Переходная зона (от бокового Конуса к калибрубщей части) | |
| G-Калибрующая часть А-Все части | ||
| 0- нет выпадения, износа или скола вставок | (B)- ПОДШИПНИКИ/ УПЛОТНЕНИЯ | |
| 8- все вставки изношены, сколоты или выпали | ОТКРЫТАЯ ОПОРА– линейная шкала от 0 до 8 | |
| ДЛЯ ДОЛОТ ТИПА ПДС | применяется для указания моторесурса подшипника | |
| Подсчет выпавших, изношенных или сколотых резцов (от 0 до 8) | 0 –ресурс подшипника не использован 8 – Ресурс подшипника использован полностью | |
| (D)- ТИПЫИЗНОСА И ДРУГИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗНОСА | ГЕРМЕТИЗИРОВАННАЯ ОПОРА E- уплотнения не нарушены | |
| Применяется только для режущей структуры | F- разрушение уплотнений | |
| *BC – Сзлом шарошки | N- невозможно оценить износ | |
| BF – Отслоение породоразрушающих пластин для ПДС | X- долото ПДС (подшипник отсуствует) | |
| BT – Сзлом зубьев и резцов | (G) –НАРУЖНЫЙ ДИАМЕТР ДОЛОТА | |
| BU – Заклинка шарошек глинистым сальником | I – соответствует номинальному размеру 1/16 – 1/16 дюйма отклонение от номинальных размеров | |
| *CC – Трещина в шарошке | 1/8 – 1/8 дюйма отклонение от номинальных размеров | |
| *CD – «Лыски» от заклинки | 1/4-1/4 дюйма отклонение от номинальных размеров | |
| CI – Взаимокасание шарошек | ||
| CR – Слом вершин шарошек | (О) – ДРУГИЕ ТИПЫИЗНОСА (См. коды в колонке D) | |
| CT– Скол (выкрашивание) зубьев | (R) – ПРИЧИНА ПОДЬЕМА | |
| ER– Эрозионный износ | BHA- Смена КНБК | |
| FC– Плоский износ для стальных зубьев | DMF- Отказ забойного двигателя | |
| HC – Температурные трещины на вставках | DTF – Отказ другого забойного оборудования | |
| JD– Работа по металлу | DSF- Поломка элементов бурильной колонны | |
| *LC – Оставление шарошки на забое | DST – Работа испытателя пластов | |
| LN– Выпадение насадки | DP – Разбуривание цементных пробок | |
| LT – Выпадение вставок | CM – Проблемы с параметрами бурового раствора | |
| OC – Эксцентричный износ долота | CP- Проведение отбора керна | |
| PB– Работа в суженном стволе | FM – Изменение породы | |
| PN– Забитая насадка | HP – Проблемы в скважине | |
| RG– Закругление периферийного (калибрующего) ряда | LIN – Оставление элементов КНБК в скважине | |
| RO– Кольцевая канавка на рабочей поверхности ПДС | HR – Выработка ресурса долотом | |
| SD – Разрушение козырька лапы | LOG – Проведение каротажа | |
| SS – Самозатачивание зубьев | PP – Изменение давление | |
| TR – Износ тела шарошки между зубьями | PR – Уменьшение скорости проходки | |
| WO – Размыв корпуса долота | RIG- Ремонт буровой установки | |
| WT– Плоский абразивный износ вставок | TD – Достижение проектного забоя | |
| NO– Отсуствие износа | TW- Обрыв инструмента | |
| TQ – Резкое изменение крутящего момента | ||
| * - Покажите номер или номера шарошек в колонке (L) | WC – Погодные условия | |
|
|
|
|
Определение износа долота по диаметру
Допуски на диаметры алмазных долот.
До 171,4 мм. +0. –0,38 мм.
172,2-228,6 мм. +0. –0,51 мм.
229,4-349,2 мм. +0. –0,76 мм.
350,0-444,5 мм. +0. –1,14 мм.
445,3 мм. и более +0. -1,60 мм.
Износ долота по диаметру:
Код Объяснение
Износ по диаметру замер 2/3 =...мм
0 -1,5 мм – 1/16
1,5-3,1 мм - 2/16
3,1- 4,7 мм - 3/16
Момент свинчивания соединений долота
При использовании соответствующего стандартам API приспособления для отвинчивания шарошечного долота или долота с неподвижными режущими элементами необходимо прикладывать правильный момент свинчивания. Приведенные в следующих таблицах моменты свинчивания для долот рассчитаны в соответствии с рекомендациями API и изготовителями бурильных замков.
Таблица 4 Рекомендуемые моменты свинчивания PDC долота
| Типовое ниппельное соединение API | Рекомендуемый момент свинчивания (фунтс.фут) | Типовой диапазон диаметров PDC долот |
| 2-3/8” | 3150 – 3750 | 3-11/16” – 4-1/2” |
| 2-7/8” | 4650 – 5600 | 4-17/32” – 5” |
| 3-1/2” | 7900 – 9500 | 5-1/32” – 7-3/8” |
| 4-1/2” | 17750 – 21300 | 7-13/32” – 9-3/8” |
| 6-5/8” | 42550 – 51000 | 9-13/32” – 14-1/2” |
| 7-5/8” | 67300 - 80750 | 14-9/16” – 18-1/2” |
Таблица 5 Рекомендуемые моменты свинчивания шарошечного долота
|
|
| Типовой бурильный замок API | Рекомендуемый момент свинчивания (фунтс.фут) | Типовой диапазон диаметров шарошечных долот |
| 2-3/8” | 3000 – 3500 | 4-1/2” |
| 2-7/8” | 4500 – 5500 | 4-3/4” |
| 3-1/2” | 7000 – 9000 | 5-7/8” - 7-3/8” |
| 4-1/2” | 12000 – 16000 | 7-5/8” – 8-3/4” |
| 6-5/8” | 28000 – 32000 | 9-1/2” – 13-3/4” |
| 7-5/8” | 34000 - 40000 | 14-3/4” – 28” |
Помните о том, что момент свинчивания для долот с неподвижными режущими элементами больше момента свинчивания для шарошечных долот. Во избежание наклона долота при его развинчивании с приложением момента свинчивания больше 12-1/4” рекомендуется удерживать УБТ как можно ближе к вертикальному положению. Для вытягивания УБТ из шпилевой катушки с прикладыванием крутящего момента к долоту можно использовать резервную шпилевую катушку.
Гидравлическое выкачивание
Гидравлическое выкачивание – это связанное с циркуляцией бурового раствора явление, особенно присущее долотам с неподвижными режущими элементами с природными алмазами и термостойкими поликристаллическими синтетическими алмазами. В этих долотах используются небольшие режущие элементы, что позволяет разместить торец долота максимально близко к пласту. Буровой раствор, вытекающий под давлением из долота, воздействует на пласт, создавая силу, частично направляемую обратно к долоту. Такой эффект отдачи приводит к снижению нагрузки на долото.
Величину гидравлического выкачивания (НРО) для долот с природными алмазами и термостойкими поликристаллическими синтетическими алмазами можно определить по следующей формуле:
PDC долота отличаются большим расстоянием между торцом долота и пластом, поэтому величина гидравлического выкачивания при использовании этих долот существенно меньше, чем при использовании долот других типов, и для компенсации этой величины не требуется выполнять расчеты.
Пробное бурение
Пробное бурение используется для определения наилучшего сочетания нагрузки на долото и частоты вращения, возможного для данной ситуации. Пробное бурение представляет собой пошаговый процесс изменения этих параметров для достижения максимальной скорости проходки.
Во время пробного бурения следует контролировать показания и других наземных индикаторов, следя за тем, чтобы они находились в заданных пределах. Пробное бурение следует выполнять после каждого установления структуры забоя, а также когда значительно изменяется структура пласта и предполагается, что такое изменение будет продолжаться некоторое время.
Пробное бурение выполняется “пассивно” и служит, главным образом, для определения фиксированных диапазонов значений частоты вращения и нагрузки на долото. Для оптимизации диапазона нагрузки на долото можно выполнить “активное” пробное бурение.
Пассивное пробное бурение
1. Начните бурение с умеренной частотой вращения (80 об./мин.) и максимальной нагрузкой на долото (22 000 фунтс). Заблокируйте тормозную рукоятку.
2. Выполните пробное бурение, снизив нагрузку на долото на определенную величину, в частности на 4000 фунтс, для получения нагрузки 18 000 фунтс. Запишите время, затраченное на бурение со снижением нагрузки на долото до 18 000 фунтс.
3. Продолжайте записывать время, затрачиваемое на пробное бурение со снижением нагрузки на долото на каждые 4000 фунтс, т.е. с 18 000 фунтс до 14 000 фунтс и с 14 000 фунтс до 10 000 фунтс, пока скорость проходки не снизится до неприемлемого уровня.
4. Выберите величину уменьшения нагрузки на долото, требующую наименьшего времени, затрачиваемого на пробное бурение.
5. Повторите описанную процедуру для разных частот вращения в целях определения оптимальной частоты.
Оптимизированное активное пробное бурение
Для получения хороших результатов активное пробное бурение для оптимизации параметров бурения следует выполнять в относительно однородном пласте. Резкие изменения литологии отрицательно сказываются на достоверности результатов пробного бурения.
Выбрав величины частоты вращения и нагрузку на долото, которые использовались при пассивном пробном бурении, при помощи активного пробного бурения можно определить конкретные значения для достижения наилучшей скорости проходки.
Установите частоту вращения 100 об./мин. и для каждой величины уменьшения нагрузки на долото в диапазоне от 18 000 до 14 000 фунтс записывайте показания скорости проходки приблизительно в течение 5 минут. Это позволит более точно определить нагрузку на долото в диапазоне 16 000 – 17 000 фунтс.
“Активное” пробное бурение, которое можно выполнить независимо от “пассивного” пробного бурения, следует периодически выполнять по ходу бурения.
1. Сначала выберите среднюю нагрузку на долото и умеренную частоту вращения. Поддерживайте эти величины нагрузки на долото и частоты вращения примерно в течение 5 минут, записывая показания скорости проходки.
2. Увеличьте нагрузку на долото и повторите описанную процедуру, записывая показания скорости проходки. Затем уменьшите нагрузку на долото и повторите описанную процедуру.
3. Определите два самых больших значения скорости проходки и выберите нагрузку на долото в диапазоне, соответствующем этим двум значениям скорости проходки.
4. Не изменяя выбранную нагрузку на долото, изменяйте частоту вращения точно так же, как это выполнялось для нагрузки на долото, записывая показания скорости проходки для каждого 5-минутного интервала.
5. Выберите частоту вращения между двумя наилучшими показаниями скорости проходки.
Наземные индикаторы
После того как будет оптимизирована скорость проходки и будет продолжен обычный процесс бурения, снимите показания имеющихся наземных индикаторов, чтобы убедиться в том, что по-прежнему получаются оптимальные результаты и отсутствуют проблемы. Изменения и проблемы, возникающие в скважине, можно распознать по показаниям нескольких индикаторов. Перед тем как изменять эксплуатационные параметры на буровой, следует снимать показания всех индикаторов.
Крутящий момент
Крутящий момент, измеряемый в единицах фунтс.фут, создается в бурильной колонне вследствие вращения долота, забойной компоновки и бурильной трубы в стволе скважины. Крутящий момент зависит от частоты вращения и условий в скважине.
Таблица 6 Индикаторы крутящего момента
| Постоянный крутящий момент | Нестабильный крутящий момент | Уменьшение крутящего момента |
| Относительно постоянный крутящий момент считается нормальным. Постоянный крутящий момент низкого уровня указывает на мягкий или пластичный однородный пласт. Постоянный крутящий момент среднего уровня указывает на глинистые сланцы плотностью от средней мягкости до средней твердости и подобные однородные пласты. | Расширение с использованием стабилизаторов. Использование долота диаметра меньше номинального. Пласт с чередующимися пропластками. Наличие твердых обломков в скважине. Уступы в стенке или участки резкого искривления ствола скважины. Избыточная нагрузка на долото. | Изменение структуры пласта. Неоптимизированная нагрузка на долото. Неоптимизированная частота вращения. Уменьшение зенитного угла скважины. Налипание породы на долото. |
Давление циркуляции, нагнетаемое насосом
По показаниям давления, нагнетаемого насосом (РР), или давления в стояке (SPP) определяется давление циркуляции, измеряемое соответственно в насосе или в стояке. В наземной аппаратуре по изменениям показаний давления циркуляции можно выявить многие проблемы в скважине.
Таблица 7 Индикаторы давления
| Несоответствующее давление в стояке (SPP) (при использовании PDC долота) | Увеличение показаний SPP | Уменьшение показаний SPP |
| Налипание породы на долото. Уплотнение затрубного пространства. Изменения расхода бурового раствора. | Увеличение расхода бурового раствора. Ограничение в затрубном пространстве. Кольцевой или осевой износ. Увеличенная плотность или вязкость бурового раствора. Налипание породы на долото. | Размыв (возможное усиление размыва бурильной колонны со временем; падение давления насоса; возможная флокуляция бурового раствора). Уменьшение расхода бурового раствора. Уменьшенная плотность или вязкость бурового раствора. Аэрированный буровой раствор. Выброс газа из скважины (проверить шурфы). Потери бурового раствора или разрушение пласта. Потеря промывочного сопла. |
Частота хода насоса (число ходов в минуту)
Поршни бурового насоса перемещаются возвратно-поступательно несколько раз за одну минуту для прокачивания бурового раствора через систему. Скорость циркуляции, обеспечиваемая насосом, вычисляется путем умножения числа ходов в минуту (SPM) на объем бурового раствора, закачиваемый за один ход.
Таблица 8 Индикаторы частоты хода насоса
| Увеличение показаний SPM / постоянные показания РР | Уменьшение показаний SPM / постоянные показания РР |
| Размыв. Аэрированный буровой раствор. Выброс газа. Потери бурового раствора или разрушение пласта. Уменьшенная плотность или вязкость бурового раствора. Потеря промывочного сопла. | Ограничение в затрубном пространстве. Полностью или частично засоренное долото. Увеличенная плотность или вязкость бурового раствора. Налипание породы на долото. Кольцевой износ. |
Падение давления на долоте (∆Pb)
Это падение давления в системе, возникающее при возникновении препятствий на долоте. Эту величину вычисляют на основе расхода и плотности бурового раствора и полного проходного сечения долота.
Для долот с режущей структурой в виде «вороньей лапы» это падение давления соответствует разности между давлением на забое и давлением над забоем, нагнетаемым насосом.
Таблица 9 Индикаторы падения давления на долоте
| Увеличение ∆Pb | Уменьшение ∆Pb |
| Увеличение расхода бурового раствора. Налипание породы на долото. Засорение промывочных канавок или сопел. Размыв. | Уменьшение расхода бурового раствора. Размыв промывочных канавок или сопел. Уменьшенная плотность или вязкость бурового раствора. |
Скорость проходки
Скорость проходки (PR или P-скорость), определяемая иначе как механическая скорость проходки (ROP), - это скорость, с которой пробуривается новый пласт. Этот параметр может играть важную роль при определении экономических характеристик бурения, а также при определении изменяющихся условий в скважине.
Таблица 10 Индикаторы скорости проходки
| Увеличение показаний ROP | Уменьшение показаний ROP | Изменение показаний ROP |
| Изменение структуры пласта. Уменьшенная плотность или улучшение свойств бурового раствора. Оптимизированная нагрузка на долото. Оптимизированная частота вращения. Оптимизированная очистка долота. | Изменение структуры пласта. Увеличенная плотность или ухудшение свойств бурового раствора. Сработанное или поврежденное долото. Неоптимизированная нагрузка на долото или частота вращения. Неэффективная очистка долота или налипание породы на долото. | Многослойный, чередующийся многослойный или разрушенный пласт. Налипание породы на долото. |
Образцы породы
На вибрационном сите для очистки бурового раствора от шлама скапливаются обломки выбуренной породы, по которым можно определить такую важную информацию о пробуриваемом пласте, как:
· Изменения типа и характеристик пласта
· Зоны давления (по наличию длинных, легко расщепляющихся образцов глинистого сланца)
· Обрушение стенок ствола скважины (по наличию массивных образцов глинистого сланца со скругленными краями)
Налипание породы на долото
Налипание породы на долото наиболее часто наблюдается, когда при бурении пласта гидратируемого глинистого сланца или глинистого известняка применяют буровой раствор на водной основе. Пласт поглощает воду из бурового раствора и превращается в липкий, или вязкий глинистый сланец. Ниже перечислены признаки налипания породы на долото.
· Резкое снижение крутящего момента при бурении.
· Резкое снижение механической скорости проходки. После очистки торца долота может восстановиться нормальная механическая скорость проходки, но вслед за этим может произойти другое резкое падение скорости.
· Значительное повышение давления, нагнетаемого насосом.
Процедура очистки
Очистка торца долота для устранения налипшей породы предусматривает выполнение таких операций, как вращение с переменной частотой, промывка, прочистка с использованием ореховой скорлупы и установка новых параметров.
Вращение с переменной частотой Вращение долота с переменной частотой позволяет максимально увеличить центробежную силу, благодаря чему налипшая на долото порода отваливается с торца долота.
Поднимите долото и опустите его до уровня приблизительно 2 дюйма (5 см) над забоем. Обеспечьте работу насоса с максимальной скоростью циркуляции в течение 15-30 минут, регулируя при этом частоту вращения следующим образом:
На буровых установках с приводом от двигателя внутреннего сгорания в течение одной минуты вращайте долото с максимально допустимой частотой, затем остановите вращение на одну минуту. Периодически повторяйте указанную процедуру.
На буровых установках с регулируемой частотой вращения начните процедуру с вращения долота с частотой, которая была установлена до возникновения проблемы, и в течение одной минуты увеличьте частоту вращения до максимально допустимой. Затем в течение 3 минут уменьшите частоту вращения до исходной. Периодически повторяйте указанную процедуру.
Промывка Эту операцию не следует выполнять, если существует опасность прихвата бурильной колонны вследствие перепада давления в стволе скважины. В противном случае поднимите долото от забоя и в течение приблизительно 2 минут обеспечьте циркуляцию бурового раствора, вращая долото с частотой 150-180 об./мин. Остановите вращение и опустите долото на забой, приложив к долоту осевую нагрузку, равную нагрузке, использовавшейся до возникновения проблемы, плюс 15 000 – 20 000 фунтс.
Обеспечьте циркуляцию бурового раствора с максимальным расходом в течение 5‑15 минут без вращения долота. Поднимите долото на 3-6 дюймов (7,5 – 15 см) над забоем и в течение 1-2 минут вращайте его с максимальной частотой.
Прочистка с использованием ореховой скорлупы Снизьте частоту вращения до 40-60 об./мин., если это будет возможно при установленных крутящем моменте и частоте вращения. Выполните бурение с нагрузкой на долото 2000 – 4000 фунтс. Закачайте в область долота ореховую скорлупу, по возможности мелкую. Когда скорлупа достигнет долота, механическую скорость проходки следует увеличить.
Вращайте долото с частотой на 20% выше частоты, с которой оно вращалось до ввода ореховой скорлупы. При необходимости закачайте дополнительную скорлупу и повторите описанную процедуру.
Установка новых параметров После очистки торцевой поверхности долота требуется установить новые параметры бурения, чтобы предотвратить повторное налипание породы на долото. Ниже перечислены основные операции, которые требуется выполнять, чтобы избежать повторного налипания породы на долото.
· Максимизировать частоту вращения до достижения забоя.
· Максимизировать скорость циркуляции, обеспечиваемую насосом, до достижения забоя.
· Использовать 80% нагрузки на долото, применявшейся до возникновения проблемы.
Бурение с использованием забойного двигателя
Ознакомление с основами эксплуатации забойного двигателя поможет проиллюстрировать, как можно оптимизировать конструкцию двигателя для получения максимальной мощности на долоте, чтобы обеспечить высокую механическую скорость проходки.
Забойные двигатели прямого вытеснения бурового раствора (PDM), работающие на принципе «последовательного заполнения полостей» Моне, преобразуют силу, создаваемую при движении потока бурового раствора, в энергию вращения, в результате чего долото приводится во вращение без вращения бурильной колонны.
Мощность на приводном валу PDM создается за счет гидравлической энергии при перемещении бурового раствора между статором и ротором. Буровой раствор, прокачиваемый через двигатель, заполняет полости, образованные вследствие несогласования по форме частей ротора и статора, в результате чего ротор смещается. Эксцентрическое перемещение при помощи универсального шарнира преобразуется в концентрическое перемещение, передающееся через сборочный узел подшипников ведущему валу, в результате чего создается крутящий момент и долото начинает вращаться.
Рабочий режим
Двумя основными характеристиками двигателя прямого вытеснения бурового раствора являются крутящий момент и частота вращения.
· Частота вращения двигателя пропорциональна расходу бурового раствора.
· Создаваемый крутящий момент пропорционален падению давления бурового раствора на двигателе и напрямую зависит от нагрузки на долото.
Зная указанные зависимости, можно контролировать параметры бурения и регулировать крутящий момент и частоту вращения долота, что позволит продлить срок его службы.
Крутящий момент, создаваемый в двигателе прямого вытеснения бурового раствора, определяется в наземной аппаратуре по перепаду давления на двигателе. Увеличение нагрузки на долото приведет к возрастанию крутящего момента и увеличению перепада давления. Такое увеличение будет продолжаться, пока двигатель не заглохнет. В наземной аппаратуре это состояние можно будет определить по увеличению давления, нагнетаемого насосом.
Это состояние характеризуется тем, что вследствие перегрузки двигатель останавливается, даже если через него прокачивается буровой раствор. При этом частота вращения двигателя снижается до нуля и весь буровой раствор подается в область за уплотнениями ротора и статора. Однако объем подаваемого обратно бурового раствора зависит от перепада давления, а не от полного расхода бурового раствора.
С другой стороны, давление остановки двигателя изменяется в зависимости от расхода бурового раствора, поскольку двигатель заглохнет, только когда весь объем бурового раствора будет подан в область за уплотнениями ротора/статора.
По мере приближения крутящего момента к величине, приводящей к перегрузке и остановке двигателя, возрастают механические напряжения в компонентах двигателя, что приводит к их преждевременному износу. Поэтому для обеспечения максимальной надежности и достижения оптимальных рабочих характеристик следует постоянно контролировать величину крутящего момента по показаниям перепада давления. В этом случае речь идет о “рабочем крутящем моменте” в отличие от “максимального крутящего момента”, который играет менее важную роль при эксплуатации.
КПД двигателя
Двигатели прямого вытеснения бурового раствора позволяют оптимизировать объемный и механический кпд, что дает им возможность работать с оптимальными характеристиками в течение продолжительного срока службы. В зависимости от варианта применения двигателя инженеры определяют оптимальную комбинацию частоты вращения и рабочего крутящего момента двигателя.
Для того чтобы двигатель был экономически выгоден, его частота вращения должна быть оптимальной как для шарошечных долот, так и для долот с неподвижными режущими элементами. Двигатель должен обеспечивать достаточно высокий крутящий момент для долот обоих указанных типов даже в самых неблагоприятных условиях бурения.
Кроме того, расход бурового раствора, прокачиваемого через двигатель, должен быть достаточно большим для очистки долота любого типа, вымывания вверх обломков выбуренной породы и вращения долота с частотой, наилучшим образом соответствующей функциональным возможностям долота.
Например, используемые для бурения прямолинейных скважин забойные двигатели, рассчитанные на работу в режиме с высоким крутящим моментом и низкой частотой вращения, могут быть использованы для бурения протяженных участков в более мягких пластах, в то время как двигатели, рассчитанные на работу в режиме со средними крутящим моментом и частотой вращения, могут быть использованы при бурении таких пластов, как плотный песчаник и глинистый сланец, для проходки которых требуется более высокая частота вращения. Типовые двигатели, рассчитанные на режим работы с низким крутящим моментом и средней частотой вращения, отличаются уменьшенным реактивным крутящим моментом и могут быть более подходящими для наклонно-направленного бурения и корректировки траектории ствола скважины.
Правильно оценив условия бурения и применив вместо вращающейся компоновки двигатели для бурения прямолинейных скважин, операторы нефтяных компаний и подрядчики по буровым работам могут существенно сократить расходы на бурение.