1. 萬米超深孔與連續循環鑽井技術
萬米超深孔面臨著孔底高溫高壓工況（13000m超深孔孔底溫度最高可達360℃，壓力最大可達200MPa），由此帶來泥漿、孔底動力鑽具、井壁穩定性、鑽桿柱等一系列難題。連續循環鑽井系統是世界鑽井界近年來出現的一項新技術和新裝備，該技術在接單根時，仍保持鑽井液的連續循環，可顯著降低鑽孔中溫度，大大提高上述各項技術的適用性，同時，可有效避免接單根時由於停泵和開泵引起的井底壓力波動和岩屑沉降；在整個鑽進期間，實現了穩定的當量循環密度和不間斷鑽屑排出，全面提高了井眼質量和清潔度，可大幅度減少鑽井事故，提高鑽井作業的安全性與經濟性，對萬米超深孔鑽探施工具有十分重要的意義。
連續循環鑽井系統是實現連續循環鑽井技術的關鍵技術，其綜合了機、電、液、控制一體化等多學科技術，主要是利用主機腔體總成閘板的開合，形成和控制主機上下密封腔室的連通與隔離，與分流管匯配合，完成密閉腔室內鑽井液通道的分流切換，實現在接單根中鑽井液的不間斷循環；利用動力鉗、平衡補償裝置和腔體背鉗的協同動作，實現在密封腔室內鑽桿的自動上卸扣操作。
3.1.1 國內外研究現狀
1995年，Laurie Ayling首先提出了連續循環鑽井（CCD）的概念，即在接單根期間保持鑽井液的連續循環，並申請了第一項專利；1999年，荷蘭Shell NAM公司通過定量風險分析得出結論，連續鑽井液循環將使非作業鑽井時間減半，每口井作業成本可節省100萬美元；2000年，連續循環鑽井聯合工業項目開始運行，該計劃由Maris公司管理，並獲得了ITF的資助和由Shell、BP、Total、Statoil、BG和ENI組成的「工業技術聯合組織」的支持；2001年，項目選擇Varco Shaffer作為設備製造與供應商參與研製。2003年，BP公司在美國Oklahoma的陸上井對一種連續循環系統樣機進行了現場測試並取得了成功，隨後開始了工程樣機的設計和製造。2005年，在義大利南部的Agri油田以及埃及海上的PortFouad油田，ENI公司成功實現了連續循環系統的商業化應用。2006年至2008年，Statoil公司在北海油田利用連續循環系統鑽成了6口井，均取得了巨大的成功。經過近10年的發展，目前國外連續循環系統已進入推廣應用階段，在ENI和Statoil公司取得顯著成功後，BP、BG和Shell等公司也正在考慮首次使用此項技術。
國內主要是中石油鑽井工程研究院自2006年起跟蹤這一技術，並展開研究，經過多年的技術攻關，2012年4月9日，在中石油鑽井工程研究院與渤海鑽探鑽井技術服務公司聯合建成的科學試驗井上，該院研發的連續循環鑽井系統樣機模擬試驗過程中，樣機基本動作成功實現，但系統的控制精度、可靠性還存在較大問題，樣機在關鍵技術上還需進一步攻關研究。
3.1.2 關鍵技術
從技術發展的成熟度和現場操作的安全性考慮，研製連續循環系統應該是根據我國萬米深孔鑽探技術特點，發展具有自主知識產權的連續循環鑽井技術。連續循環系統是集機、電、液、控制於一體的先進鑽井技術裝備，要成功實現國產化目標，首先必須對系統的關鍵技術展開深入分析和研究。連續循環系統的關鍵技術及難點主要包括以下幾方面。
（1）高壓動密封技術
在高壓高溫泥漿連續循環和鑽桿運動（軸向、旋轉）工況下，孔口連接系統上半封閘板與鑽桿之間會產生相對轉動和軸向運動，因此閘板的動密封性能是一個關鍵問題，目前國外產品在35MPa壓力下每接40～50次鑽桿就必須更換閘板。
（2）鑽桿精確定位與連接技術
鑽柱與鑽桿接頭在不可直接觀察的壓力腔中完成接、卸操作，鑽桿的位置由頂驅上下運動控制，下部鑽柱的位置則由卡瓦與連接器共同確定，如何保持鑽柱和鑽桿的螺紋接頭處在一個較為合理的位置，便於螺紋對中，是連續循環動作是否能順利完成的關鍵，也是系統提高效率的關鍵。
（3）鑽桿連接螺紋與桿體保護技術
鑽桿本體保護。在上卸扣過程中，極易造成鑽桿本體損傷；尤其是動力卡瓦部分，既要承受鑽柱的重量，又要提供足夠的上卸扣扭矩，使鑽桿本體與卡瓦牙板之間的受力狀態非常復雜，極易引起鑽桿打滑並損傷本體，甚至導致鑽柱滑脫掉入井內。
鑽桿接頭的對接和旋扣均在密封腔內進行，操作人員無法直接觀測到腔內情況，同時腔內的高壓鑽井液使接頭螺紋承受很大的上頂力作用，如果操作不當，極易造成螺紋損傷，因此在接頭對接和旋扣時，必須利用強行起下裝置平衡鑽井液上頂力作用，使螺紋嚙合面上的接觸力保持合適值；另外螺紋潤滑脂必須具有防沖刷能力，避免接頭螺紋發生粘扣。
（4）泥漿切換分流技術
泥漿分流控制的關鍵是保證循環壓力穩定、無擾動，由於立管與旁通管道之間存在壓力差異，因此直接切換容易引起泥漿循環壓力的不穩定，同時高壓泥漿也會對閥件產生沖刷和沖擊作用。因此，在切換前，必須先對低壓一側管道進行充填增壓，消除立管與旁通管道之間的壓力差異，這樣不僅可以保持泥漿循環壓力穩定，同時也消除了對閥件的不利影響，可有效提高閥件使用壽命。
3.1.3 研究內容與簡單方案
實現連續循環鑽井技術的主要裝置是連續循環鑽井系統，連續循環系統控制較為復雜，安全可靠性要求高，在研製過程中必須針對高壓動密封技術、鑽桿精確定位與連接技術、鑽桿連接螺紋與桿體保護技術、泥漿切換分流技術等關鍵技術進行深入分析和研究。
課題的研究可在充分調研國內外研究現狀的基礎上，比較分析典型的連續循環系統的結構，確定項目需開發的連續循環鑽井系統主要由泥漿連接器、分流管匯裝置、鑽桿接卸機械手、控制系統、動力系統等部分組成。
（1）研究內容
主要研究內容如下：①國內外泥漿連續循環技術情報調研與分析；②泥漿連續循環控制流程制定；③泥漿連續循環系統實施方案（包括泥漿連接器、分流管匯裝置、鑽桿接卸機械手、控制系統、動力系統等）；④關鍵部件模擬分析研究；⑤樣機的總體設計與各部分設計研究；⑥樣機的製造與加工；⑦樣機室內實驗研究與現場實驗研究；⑧連續循環配套鑽探工藝技術與優化技術研究。
參考設計參數為：工作壓力≤35MPa，鑽桿外徑，最大扭矩9kN· m，泥漿流量≤1200gpm（75.7L/s）。
（2）研究方案
泥漿連接器可由3個類似防噴器的結構組成，每個結構體內部各帶有一個密封板，其中下結構體中的是反向密封閘板，中間的是盲板。最上部和下部的結構體中帶有旁通和閥門，並連接分流管匯裝置，作為接單根時充壓、卸壓和保持鑽井液循環的通路；鑽桿接卸機械手具有旋扣、緊扣及卸扣功能，同時在強行起下裝置的驅動下能夠上下移動，並帶有動力卡瓦用於承受鑽柱懸重，並提供上卸扣反扭矩；控制系統則為系統各執行部分提供動作驅動力與驅動指令，動力系統主要為液壓站，提供驅動動力源。
針對泥漿聯接器與分流管匯裝置的研究可在三重閘板防噴器基本結構的基礎上，進行技術的改造，增加泥漿分流通道，並注重局部細節設計，新材料選型等解決高壓動密封技術難題，設計新型壓力防沖擊結構設計，解決泥漿分流切換的擾動難題。鑽桿接卸機械手部分則通過優選控制元件、改進控制演算法，保證鑽桿與鑽柱的精確定位、對中與連接；通過改善卡瓦牙板接觸條件與材料，改進螺紋潤滑密封，減少螺紋和桿體的傷害。動力系統採用液壓驅動，模塊化設計，並將手動與自動技術相結合，提高操作便利與可靠性。控制系統的邏輯控制信號主要是壓力和位置檢測，其中壓力檢測包括密封腔壓力立管壓力以及各執行機構工作壓力等，而位置檢測則是指閘板開合、泥漿閥開合、鑽桿接頭位置以及各執行機構動作位置等，通過冗餘設計，確保邏輯控制信號的准確性和可靠性。
3.1.4 研究計劃
課題研究努力爭取多方面支持，特別是爭取國家或行業科研立項支持，計劃用5年時間完成連續循環鑽井技術國內外情報調研分析、總體技術實施方案、關鍵技術與技術難點攻關，樣機加工製造與裝配、現場實驗與優化等工作，通過連續攻關，開發出具有我國自主知識產權的、適應萬米超深孔的連續循環鑽井技術，並達到現場中試使用要求。
2013年1月～2013年6月，完成連續循環鑽井系統的國內外情報調研，對比分析，提出連續循環系統開發的基本思路；
2013年7月～2013年12月，完成連循環鑽井控制流程制定，連續循環鑽井系統總體方案初步設計，並完成部分關鍵子系統設計方案初步研究；
2014年1月～2014年12月，完成連續循環鑽井系統總體設計詳細方案，各部分（泥漿連接器、分流管匯裝置、鑽桿接卸機械手、控制系統、動力系統）詳細設計方案（初稿），各關鍵問題、難點問題（高壓動密封技術、鑽桿精確定位與連接技術、鑽桿連接螺紋與桿體保護技術、泥漿切換分流技術等）詳細解決方案（初稿），完成連續循環系統總圖、各部分圖紙、計算等初稿；
2015年1月～2015年6月，完成連續循環鑽井系統關鍵部分的模擬分析研究，完成連續循環鑽井系統總體設計方案（實施稿），完成各分部分設計方案（實施稿），完成並通過總體方案和分部分方案相關的圖紙、計算書（實施稿）；
2015年6月～2015年12月，完成連續循環鑽井系統樣機的加工，完成連續循環系統的室內實驗方案設計，完成連續循環系統現場實驗方案設計。
2016年1月～2016年12月，完成連續循環鑽井技術相關室內實驗與現場實驗研究，總結問題，提出新的優化和解決方案，完成連續循環配套鑽探工藝研究；
2017年1月～2017年12月，根據優化方案進行整改，並結合多次實驗，實現研究目標，撰寫總結報告。
2. 怎樣寫合理化建議
主要就是4個字：確實可行。要求寫建議的人本身就有很多的了解，並能提出自己的看法，讓意見更能落地。
3. 鑽機的基本技術參數及性能
1）成孔直徑：Φ130～Φ150mm；
2）成孔深度：物探孔50m，反循環300m；
3）最大輸出扭矩：8000～10000N·m；
4）輸出轉速：0～400r/min（無級調速）；
5）有效行程：5400mm（4500m鑽桿）；
6）提升力：200kN；
7）卷揚機：10kN（具有自由落體功能，容繩量150m）；
8）液壓系統：系統壓力30MPa，流量200L/min；
9）空壓機動力140kW，額定壓力1.4MPa，風量17m3/m；
10）鑽機工作動力：194kW；
11）車載底盤採用2250型6×6越野底盤，主要技術參數如表2.1所示。
表2.1 車載底盤主要技術參數
鑽機採用電液控制，通過主控制台和輔控制箱來控制鑽機的各個動作，鑽機液壓系統和動力機的參數採用表盤顯示和數字顯示。為了方便控制，鑽機的主控制台可以從鑽機上移動到方便觀察孔口的位置或其他位置，主控制台可以操控鑽機的鑽進回轉、動力頭上下移動、加減壓、鑽機桅桿升降、滑移、鑽機支腿動作及動力機的工作等。輔控制箱可以輕便地挎在操作人員的身上，隨時移動和控制鑽機的絞車、鑽桿吊架旋轉、液壓夾持器、擰管機和雙通道氣水龍頭心管上下移動等。鑽機桅桿可以傾斜進行斜孔鑽進，桅桿同時具有上下滑移功能，滑移行程2000mm，便於斜孔鑽進時桅桿底座支撐地面。
為了方便鑽桿加接和提下鑽，鑽機桅桿背後設置有繩索絞車，同時配備鑽桿吊裝架，吊裝架可以通過油缸推動齒輪齒條機構旋轉110°，配合地面鑽桿加接支架和動力頭鉸支結構，利用絞車、鑽桿吊裝架、地面鑽桿支架及動力頭鉸接機構，實現鑽桿加接和提下鑽桿功能。
為了降低提鑽時擰卸鑽桿的勞動強度，鑽機桅桿底座設置液壓夾持器和擰管機，擰管機的最大扭矩為鑽機的最大扭矩的兩倍，擰管機具有推開第一扣、快速旋轉卸扣和擰緊功能。
為了滿足不同地層鑽進成果需要，鑽機具有可滿足正、反循環水力及空氣鑽進工藝、螺旋鑽進工藝、潛孔錘跟管鑽進工藝、各種取心鑽進工藝要求的功能。
4. 鑽桿及接頭螺紋設計
繩索取心鑽桿由於壁薄,接頭螺紋設計是非常重要的技術參數,螺紋承載能力的大小直接影響鑽桿的施工深度。深孔鑽探不同於淺孔和中深孔鑽探,要求鑽桿螺紋不僅具有較大的抗扭、抗拉能力,而且要有良好的防脫、密封性能,才能滿足深孔鑽探施工要求。
鑽桿螺紋設計參數有:螺紋錐度、螺距、螺紋的牙形半形、螺紋長度、緊密距、螺紋密封等。通過對國內外用於鑽探實踐的各種螺紋技術性(強度、密封性、磨損後強度變化規律等)、可加工性、經濟性進行綜合研究,將普通梯形螺紋設計為負角度不對稱梯形螺紋結構形式(圖2-25),較好地解決了深孔鑽探繩索取心鑽桿螺紋強度及防脫、密封難題。N、H規格口徑繩索取心鑽桿螺紋設計參數見表2-16。
圖2-25 負角度不對稱梯形螺紋結構
表2-16 繩索取心鑽桿負角度螺紋結構主要參數
注:表中為手擰緊密距。
負角度螺紋結構設計有如下特點。
(1)錐度
鑽桿螺紋的錐度大小決定了螺紋整體受力的均勻性。鑽桿螺紋連接時,公母螺紋大徑端的端面緊密接觸,形成密封並承受螺紋旋緊產生的壓力,預緊力矩越大或工作扭矩越大,產生的附加壓力越大,大約是正常工作力的6～7倍。反作用力都加到了公扣的根部,根部第一牙受力最大,離開公扣根部的螺紋受力逐漸減小。根據普通螺紋強度計算方法,在無端面影響的螺紋第一牙受力為全部載荷的30%,採用變螺距、應力槽等方法都能夠均衡螺紋受力,根據有限元分析,錐度1∶22時應力幅值最小。
(2)螺距
螺距取決於所需強度和自鎖要求,螺旋升角越小,螺紋的自鎖性越好,抗脫扣能力越強。各種規格都使用8mm螺距,剪切強度完全滿足要求,從未出現螺紋剪切損壞。
(3)螺紋的牙形半形
螺紋牙形半形的大小也影響螺紋強度。同樣深度的螺紋,受力面的牙型角度越小,承載能力越好,甚至可以採用負角度承載受力面,一方面可以增加受力,另一方面可以防止鑽桿脫扣。而對於螺紋牙型的非受力面可採用大角度的螺紋半形,增強螺紋根部的受力面積,增大螺紋的承載能力。如圖2-26所示。
圖2-26 負角度、不對稱梯形螺紋受力情況
經過對鑽桿螺紋副的機械性能試驗,Φ71mm的繩索取心鑽桿最大抗拉能力達到660kN,Φ89mm繩索取心鑽桿最大抗拉能力達到1000kN。
(4)鑽桿螺紋長度
為保證鑽桿承載強度,鑽桿螺紋長度設計為50～55mm。對公母螺紋的長度公差進行嚴格控制。一般母螺紋稍長於公螺紋(0～0.3mm),這樣,在正常鑽進時使公母螺紋形成雙止動連接,增強傳扭能力。
(5)緊密距
保證鑽桿公母螺紋擰緊時有一定的手擰緊密距,一般為0.5～1.5mm。通過公母螺紋的內外徑公差和公母螺紋的不同錐度進行控制。公母螺紋擰緊在螺紋大端一定范圍內產生過盈,從而增強螺紋的連接剛性,改善螺紋的受力狀態。
(6)螺紋密封
眾所周知,隨著施工深度加深,對鑽桿的密封要求越高。因此,鑽桿在設計時有15°端部密封,在螺紋根部的大小徑處增加了螺紋密封台階面,使公母螺紋的根部有過盈台階面,在鑽桿擰緊時使台階面因受力而咬合,從而形成螺紋根部大徑的密封,增強了螺紋的綜合密封性能。經實驗室密封試驗,Ф71mm、Ф89mm繩索取心鑽桿承受的靜態密封壓力可達到10～12MPa。
5. 鑽井時用哪種規格的鑽桿，是根據什麼確定的 無比感激！
根據所使用的鑽井設備，所要施工井的井深，採用的鑽具結構等。常規用的是127mmDP的鑽桿，其次是114mm的。
6. 求5寸，3寸半G105和5寸S135鑽桿接頭的加工圖紙，API標準的。
不會吧，你用5分買圖紙！！
7. 3寸和5寸鑽桿的扣型請教高手！急～！！！！！！
139.7mm鑽桿是520 ， 還有常見的165mm單彎螺桿是430*430，215.9鑽頭是431，311.1鑽頭是631，444.5鑽頭是731等，需要自己反復去記憶才能牢固
8. 5寸鑽桿接頭壁厚多少
標准接頭G的18-20mm
9. 鑽桿無損檢測方法分析
5.2.1 鑽桿體檢測
5.2.1.1 鑽桿體探傷
據有關資料，由於積膚效應，渦流檢測法對鑽桿內壁損傷不靈敏，對壁厚＞6mm的管材檢測效果更差。鑽桿壁厚＞6mm時，對鑽桿體的探傷不能選用渦流檢測法。
5.2.1.2 鑽桿管壁測厚
對鑽桿柱的檢測應該包括鑽桿壁厚的檢測。用磁通法測厚其檢測精度很低；當鑽桿偏磨時，其檢測結果誤差更大。原因主要是磁通測量的是平均壁厚，而偏磨是局部壁厚的減小。因此，一般應盡量避免採用。
鑽桿管壁測厚可採用超聲波法。但由於鑽桿體屬於管材類且表面積大，要識別鑽桿的偏磨需要對鑽桿體全程全斷面測量，需要採用多通道超聲自動測厚系統，因此效率較低。
5.2.2 鑽桿兩端和接頭的探傷
對鑽桿兩端絲扣部分的探傷可使用磁粉探傷和超聲波探傷法。前者一般用在檢測中心對鑽桿絲扣或接頭外表面和絲扣部分的探傷，特點是對絲扣的探傷速度快、直觀；缺點是只能探出表面或近表面損傷。後者主要用於現場對絲扣和接頭的探傷，優點是檢測儀輕便、可同時探測內外部缺陷；缺點是超聲波探測絲扣還無統一的標准及現成檢測裝置可用。實際探測時，一般是用戶根據絲扣螺紋形式和錐度選擇同等錐度的超聲探頭，探測過程中應始終保持探頭錐度方向與被測螺紋錐度方向的一致性。另外，作為檢測前的校驗儀器和確定檢測靈敏度用的對比試塊，是不可缺少的量具和程序。另外，超聲波探傷法檢測速度慢，且由於絲扣的特殊結構要求探測工藝較高，經過專門培訓認證的人員才可做到。
5.2.3 鑽柱現場快速檢測可行性分析
5.2.3.1 繩索取心鑽桿
繩索取心技術是我國鑽探領域主要的技術成果之一，大陸科學鑽探先導孔可能部分採用繩索取心鑽桿。對繩索取心鑽柱的檢測成為主要研究對象之一。調研發現，對採油管損傷的漏磁無損檢測技術在國內外都已成熟，既可實現台架檢測也可實現井口下管過程實時監測。繩索取心鑽桿在結構上與採油管有相似之處：即均為兩端帶絲扣、基本外平的細長無縫鋼管。因此，渦流、金屬磁記憶、漏磁無損檢測方法可以適用於對繩索取心鑽桿的損傷檢測。特別是，金屬磁記憶檢測方法對在役鐵鑽桿由於材料不連續性（缺陷）或外力而導致應力集中，以全新的快捷檢測方式，給出設備疲勞損傷的早期診斷，評價鑽桿的使用壽命。
另一方面，與石油鑽柱相比，繩索取心鑽柱的損傷類型與前者是一致的，主要有縱向、橫向裂紋、磨蝕、偏磨、螺紋、接箍損傷、腐蝕斑點以及應力集中等。但結構上兩者差別較大：石油鑽井用鑽桿，其絲扣部分比鑽桿體直徑大，鑽柱的磨損主要集中在鑽桿的絲扣部分和焊接部位及接頭；繩索取心鑽桿的壁厚比同直徑的石油鑽桿薄，其絲扣部分與鑽桿體的內徑或外徑是基本相同的，就是說，繩索取心鑽柱體和接頭的磨損幾率是相等的。因此，對繩索取心鑽柱的檢測，應包括接頭、鑽桿絲扣和整個鑽桿體，其檢測工作量遠比石油鑽柱檢測大很多。對繩索取心鑽柱的檢測，其主要矛盾是如何提高檢測速度，一般應不小於0.20m/s。
對繩索取心鑽柱的損傷進行無損檢測，必須採用自動檢測裝置（繩索取心鑽桿的基本內外平的結構較為適合使用自動檢測方法），以滿足實際檢測對速度的要求。
針對鑽桿接頭、接頭螺紋的檢測，可以用每條螺紋一個檢測渦流和磁記憶通道進行旋轉一周的探傷方式，一次掃查即可同時檢測出接頭螺紋的缺陷與疲勞應力集中狀態，是目前最為有效的接頭及接頭螺紋組合檢測方法。
5.3.2.2 API石油鑽桿
超深井科學鑽探將會使用API石油鑽桿或類似的改進產品。API石油鑽桿的檢測與繩索取心鑽桿不同。
（1）石油鑽桿與繩索取心鑽桿的區別
繩索取心鑽桿一般為內外平的薄壁結構，檢測裝置的通孔直徑只需考慮鋼管外徑即可，但石油鑽桿柱由鑽桿和接頭構成，接頭外徑大於鑽桿外徑，整個鑽桿柱屬於非同徑管材，安裝檢測裝置時其通孔直徑需按鑽桿柱中直徑最大部分（如接頭或穩定器等）的外徑設計，檢測方法的選擇要同時考慮到對接頭外徑、接箍外徑和鑽桿體外徑等的檢測。即使在井口安裝鑽桿柱漏磁檢測裝置，也只能對鑽桿體部分進行探傷，而對鑽桿兩端（包括絲扣）和接頭等部分不能進行有效探傷，這是由於絲扣部分也會產生較大漏磁通的緣故。
（2）繩索取心鑽桿、石油鑽桿與採油管的工況比較
採油管沒有外徑的偏磨和圓周磨損問題，所以採油管不需對管壁進行測厚。由於在鑽進和起下鑽過程中鑽桿柱與孔壁或套管間易產生磨損，當鑽桿柱嚴重彎曲時易產生偏磨現象，對鑽桿柱的檢測必須解決鑽桿壁厚的測厚問題。用磁通法測厚其檢測精度低，這是難以實現在井口對鑽桿進行實時測厚的主要原因。另外，鑽井施工與下油管施工工況不同，一個鑽孔其起下鑽工況需要重復多次，對鑽桿柱檢測也需要重復多次；鑽進過程中有沖洗液循環介質參與；鑽進過程鑽機和鑽柱系統振動顯著。如在井口安裝鑽桿柱檢測裝置，其工作環境是非常惡劣的。特別是，由於漏磁檢測屬於感測器接觸檢測，在人工操作控制起下鑽速度時，要及時改變感測器通孔直徑是困難的。另外，一般測量裝置安裝在轉盤下方、泥漿槽上方，轉盤平面的實際高度可能要增加，給施工帶來不便。實際上，只有起下鑽過程自動化時鑽桿柱井口實時檢測才有可能。下採油管施工過程則工況單一、採油管外平，井口周圍無沖洗液介質，容易在井口安裝採油管檢測裝置並在下管過程中實時檢測採油管損傷狀況。
10. 推廣應用新技術
尤其深部鑽探採用先進的鑽探設備和工藝可以事半功倍。
1)1000m以深鑽孔應用繩索取心鑽探技術可減少提下鑽次數,提高純鑽進時間利用率,減少鑽探輔助時間。比常規鑽探提高台月效率50%以上。
2)應用液動沖擊回轉鑽進技術可在硬岩層中提高鑽進效率約20%～30%,同時具有減少岩心堵塞,延長回次進尺及防止孔斜作用。
3)與立軸式鑽機相比,分體塔式全液壓動力頭鑽機可增加鑽進行程達4.5m,節約倒桿時間,鑽進平穩,減少岩心阻塞,延長回次進尺。
4)應用液壓動力鉗擰卸鑽桿可節約1/3鑽桿擰卸時間,減少鑽桿損壞。
5)復雜地層應用半合管、三重管取心鑽具保證岩礦心採取率和原狀性,避免岩礦心丟失、補心而報廢工作量。
6)應用新型高效長壽命金剛石取心鑽頭,提高提鑽間隔。
7)用受控定向鑽進技術側鑽繞障,可避免鑽孔報廢而造成損失。