1. 万米超深孔与连续循环钻井技术
万米超深孔面临着孔底高温高压工况（13000m超深孔孔底温度最高可达360℃，压力最大可达200MPa），由此带来泥浆、孔底动力钻具、井壁稳定性、钻杆柱等一系列难题。连续循环钻井系统是世界钻井界近年来出现的一项新技术和新装备，该技术在接单根时，仍保持钻井液的连续循环，可显著降低钻孔中温度，大大提高上述各项技术的适用性，同时，可有效避免接单根时由于停泵和开泵引起的井底压力波动和岩屑沉降；在整个钻进期间，实现了稳定的当量循环密度和不间断钻屑排出，全面提高了井眼质量和清洁度，可大幅度减少钻井事故，提高钻井作业的安全性与经济性，对万米超深孔钻探施工具有十分重要的意义。
连续循环钻井系统是实现连续循环钻井技术的关键技术，其综合了机、电、液、控制一体化等多学科技术，主要是利用主机腔体总成闸板的开合，形成和控制主机上下密封腔室的连通与隔离，与分流管汇配合，完成密闭腔室内钻井液通道的分流切换，实现在接单根中钻井液的不间断循环；利用动力钳、平衡补偿装置和腔体背钳的协同动作，实现在密封腔室内钻杆的自动上卸扣操作。
3.1.1 国内外研究现状
1995年，Laurie Ayling首先提出了连续循环钻井（CCD）的概念，即在接单根期间保持钻井液的连续循环，并申请了第一项专利；1999年，荷兰Shell NAM公司通过定量风险分析得出结论，连续钻井液循环将使非作业钻井时间减半，每口井作业成本可节省100万美元；2000年，连续循环钻井联合工业项目开始运行，该计划由Maris公司管理，并获得了ITF的资助和由Shell、BP、Total、Statoil、BG和ENI组成的“工业技术联合组织”的支持；2001年，项目选择Varco Shaffer作为设备制造与供应商参与研制。2003年，BP公司在美国Oklahoma的陆上井对一种连续循环系统样机进行了现场测试并取得了成功，随后开始了工程样机的设计和制造。2005年，在意大利南部的Agri油田以及埃及海上的PortFouad油田，ENI公司成功实现了连续循环系统的商业化应用。2006年至2008年，Statoil公司在北海油田利用连续循环系统钻成了6口井，均取得了巨大的成功。经过近10年的发展，目前国外连续循环系统已进入推广应用阶段，在ENI和Statoil公司取得显著成功后，BP、BG和Shell等公司也正在考虑首次使用此项技术。
国内主要是中石油钻井工程研究院自2006年起跟踪这一技术，并展开研究，经过多年的技术攻关，2012年4月9日，在中石油钻井工程研究院与渤海钻探钻井技术服务公司联合建成的科学试验井上，该院研发的连续循环钻井系统样机模拟试验过程中，样机基本动作成功实现，但系统的控制精度、可靠性还存在较大问题，样机在关键技术上还需进一步攻关研究。
3.1.2 关键技术
从技术发展的成熟度和现场操作的安全性考虑，研制连续循环系统应该是根据我国万米深孔钻探技术特点，发展具有自主知识产权的连续循环钻井技术。连续循环系统是集机、电、液、控制于一体的先进钻井技术装备，要成功实现国产化目标，首先必须对系统的关键技术展开深入分析和研究。连续循环系统的关键技术及难点主要包括以下几方面。
（1）高压动密封技术
在高压高温泥浆连续循环和钻杆运动（轴向、旋转）工况下，孔口连接系统上半封闸板与钻杆之间会产生相对转动和轴向运动，因此闸板的动密封性能是一个关键问题，目前国外产品在35MPa压力下每接40～50次钻杆就必须更换闸板。
（2）钻杆精确定位与连接技术
钻柱与钻杆接头在不可直接观察的压力腔中完成接、卸操作，钻杆的位置由顶驱上下运动控制，下部钻柱的位置则由卡瓦与连接器共同确定，如何保持钻柱和钻杆的螺纹接头处在一个较为合理的位置，便于螺纹对中，是连续循环动作是否能顺利完成的关键，也是系统提高效率的关键。
（3）钻杆连接螺纹与杆体保护技术
钻杆本体保护。在上卸扣过程中，极易造成钻杆本体损伤；尤其是动力卡瓦部分，既要承受钻柱的重量，又要提供足够的上卸扣扭矩，使钻杆本体与卡瓦牙板之间的受力状态非常复杂，极易引起钻杆打滑并损伤本体，甚至导致钻柱滑脱掉入井内。
钻杆接头的对接和旋扣均在密封腔内进行，操作人员无法直接观测到腔内情况，同时腔内的高压钻井液使接头螺纹承受很大的上顶力作用，如果操作不当，极易造成螺纹损伤，因此在接头对接和旋扣时，必须利用强行起下装置平衡钻井液上顶力作用，使螺纹啮合面上的接触力保持合适值；另外螺纹润滑脂必须具有防冲刷能力，避免接头螺纹发生粘扣。
（4）泥浆切换分流技术
泥浆分流控制的关键是保证循环压力稳定、无扰动，由于立管与旁通管道之间存在压力差异，因此直接切换容易引起泥浆循环压力的不稳定，同时高压泥浆也会对阀件产生冲刷和冲击作用。因此，在切换前，必须先对低压一侧管道进行充填增压，消除立管与旁通管道之间的压力差异，这样不仅可以保持泥浆循环压力稳定，同时也消除了对阀件的不利影响，可有效提高阀件使用寿命。
3.1.3 研究内容与简单方案
实现连续循环钻井技术的主要装置是连续循环钻井系统，连续循环系统控制较为复杂，安全可靠性要求高，在研制过程中必须针对高压动密封技术、钻杆精确定位与连接技术、钻杆连接螺纹与杆体保护技术、泥浆切换分流技术等关键技术进行深入分析和研究。
课题的研究可在充分调研国内外研究现状的基础上，比较分析典型的连续循环系统的结构，确定项目需开发的连续循环钻井系统主要由泥浆连接器、分流管汇装置、钻杆接卸机械手、控制系统、动力系统等部分组成。
（1）研究内容
主要研究内容如下：①国内外泥浆连续循环技术情报调研与分析；②泥浆连续循环控制流程制定；③泥浆连续循环系统实施方案（包括泥浆连接器、分流管汇装置、钻杆接卸机械手、控制系统、动力系统等）；④关键部件仿真分析研究；⑤样机的总体设计与各部分设计研究；⑥样机的制造与加工；⑦样机室内实验研究与现场实验研究；⑧连续循环配套钻探工艺技术与优化技术研究。
参考设计参数为：工作压力≤35MPa，钻杆外径，最大扭矩9kN· m，泥浆流量≤1200gpm（75.7L/s）。
（2）研究方案
泥浆连接器可由3个类似防喷器的结构组成，每个结构体内部各带有一个密封板，其中下结构体中的是反向密封闸板，中间的是盲板。最上部和下部的结构体中带有旁通和阀门，并连接分流管汇装置，作为接单根时充压、卸压和保持钻井液循环的通路；钻杆接卸机械手具有旋扣、紧扣及卸扣功能，同时在强行起下装置的驱动下能够上下移动，并带有动力卡瓦用于承受钻柱悬重，并提供上卸扣反扭矩；控制系统则为系统各执行部分提供动作驱动力与驱动指令，动力系统主要为液压站，提供驱动动力源。
针对泥浆联接器与分流管汇装置的研究可在三重闸板防喷器基本结构的基础上，进行技术的改造，增加泥浆分流通道，并注重局部细节设计，新材料选型等解决高压动密封技术难题，设计新型压力防冲击结构设计，解决泥浆分流切换的扰动难题。钻杆接卸机械手部分则通过优选控制元件、改进控制算法，保证钻杆与钻柱的精确定位、对中与连接；通过改善卡瓦牙板接触条件与材料，改进螺纹润滑密封，减少螺纹和杆体的伤害。动力系统采用液压驱动，模块化设计，并将手动与自动技术相结合，提高操作便利与可靠性。控制系统的逻辑控制信号主要是压力和位置检测，其中压力检测包括密封腔压力立管压力以及各执行机构工作压力等，而位置检测则是指闸板开合、泥浆阀开合、钻杆接头位置以及各执行机构动作位置等，通过冗余设计，确保逻辑控制信号的准确性和可靠性。
3.1.4 研究计划
课题研究努力争取多方面支持，特别是争取国家或行业科研立项支持，计划用5年时间完成连续循环钻井技术国内外情报调研分析、总体技术实施方案、关键技术与技术难点攻关，样机加工制造与装配、现场实验与优化等工作，通过连续攻关，开发出具有我国自主知识产权的、适应万米超深孔的连续循环钻井技术，并达到现场中试使用要求。
2013年1月～2013年6月，完成连续循环钻井系统的国内外情报调研，对比分析，提出连续循环系统开发的基本思路；
2013年7月～2013年12月，完成连循环钻井控制流程制定，连续循环钻井系统总体方案初步设计，并完成部分关键子系统设计方案初步研究；
2014年1月～2014年12月，完成连续循环钻井系统总体设计详细方案，各部分（泥浆连接器、分流管汇装置、钻杆接卸机械手、控制系统、动力系统）详细设计方案（初稿），各关键问题、难点问题（高压动密封技术、钻杆精确定位与连接技术、钻杆连接螺纹与杆体保护技术、泥浆切换分流技术等）详细解决方案（初稿），完成连续循环系统总图、各部分图纸、计算等初稿；
2015年1月～2015年6月，完成连续循环钻井系统关键部分的仿真分析研究，完成连续循环钻井系统总体设计方案（实施稿），完成各分部分设计方案（实施稿），完成并通过总体方案和分部分方案相关的图纸、计算书（实施稿）；
2015年6月～2015年12月，完成连续循环钻井系统样机的加工，完成连续循环系统的室内实验方案设计，完成连续循环系统现场实验方案设计。
2016年1月～2016年12月，完成连续循环钻井技术相关室内实验与现场实验研究，总结问题，提出新的优化和解决方案，完成连续循环配套钻探工艺研究；
2017年1月～2017年12月，根据优化方案进行整改，并结合多次实验，实现研究目标，撰写总结报告。
2. 怎样写合理化建议
主要就是4个字：确实可行。要求写建议的人本身就有很多的了解，并能提出自己的看法，让意见更能落地。
3. 钻机的基本技术参数及性能
1）成孔直径：Φ130～Φ150mm；
2）成孔深度：物探孔50m，反循环300m；
3）最大输出扭矩：8000～10000N·m；
4）输出转速：0～400r/min（无级调速）；
5）有效行程：5400mm（4500m钻杆）；
6）提升力：200kN；
7）卷扬机：10kN（具有自由落体功能，容绳量150m）；
8）液压系统：系统压力30MPa，流量200L/min；
9）空压机动力140kW，额定压力1.4MPa，风量17m3/m；
10）钻机工作动力：194kW；
11）车载底盘采用2250型6×6越野底盘，主要技术参数如表2.1所示。
表2.1 车载底盘主要技术参数
钻机采用电液控制，通过主控制台和辅控制箱来控制钻机的各个动作，钻机液压系统和动力机的参数采用表盘显示和数字显示。为了方便控制，钻机的主控制台可以从钻机上移动到方便观察孔口的位置或其他位置，主控制台可以操控钻机的钻进回转、动力头上下移动、加减压、钻机桅杆升降、滑移、钻机支腿动作及动力机的工作等。辅控制箱可以轻便地挎在操作人员的身上，随时移动和控制钻机的绞车、钻杆吊架旋转、液压夹持器、拧管机和双通道气水龙头心管上下移动等。钻机桅杆可以倾斜进行斜孔钻进，桅杆同时具有上下滑移功能，滑移行程2000mm，便于斜孔钻进时桅杆底座支撑地面。
为了方便钻杆加接和提下钻，钻机桅杆背后设置有绳索绞车，同时配备钻杆吊装架，吊装架可以通过油缸推动齿轮齿条机构旋转110°，配合地面钻杆加接支架和动力头铰支结构，利用绞车、钻杆吊装架、地面钻杆支架及动力头铰接机构，实现钻杆加接和提下钻杆功能。
为了降低提钻时拧卸钻杆的劳动强度，钻机桅杆底座设置液压夹持器和拧管机，拧管机的最大扭矩为钻机的最大扭矩的两倍，拧管机具有推开第一扣、快速旋转卸扣和拧紧功能。
为了满足不同地层钻进成果需要，钻机具有可满足正、反循环水力及空气钻进工艺、螺旋钻进工艺、潜孔锤跟管钻进工艺、各种取心钻进工艺要求的功能。
4. 钻杆及接头螺纹设计
绳索取心钻杆由于壁薄,接头螺纹设计是非常重要的技术参数,螺纹承载能力的大小直接影响钻杆的施工深度。深孔钻探不同于浅孔和中深孔钻探,要求钻杆螺纹不仅具有较大的抗扭、抗拉能力,而且要有良好的防脱、密封性能,才能满足深孔钻探施工要求。
钻杆螺纹设计参数有:螺纹锥度、螺距、螺纹的牙形半角、螺纹长度、紧密距、螺纹密封等。通过对国内外用于钻探实践的各种螺纹技术性(强度、密封性、磨损后强度变化规律等)、可加工性、经济性进行综合研究,将普通梯形螺纹设计为负角度不对称梯形螺纹结构形式(图2-25),较好地解决了深孔钻探绳索取心钻杆螺纹强度及防脱、密封难题。N、H规格口径绳索取心钻杆螺纹设计参数见表2-16。
图2-25 负角度不对称梯形螺纹结构
表2-16 绳索取心钻杆负角度螺纹结构主要参数
注:表中为手拧紧密距。
负角度螺纹结构设计有如下特点。
(1)锥度
钻杆螺纹的锥度大小决定了螺纹整体受力的均匀性。钻杆螺纹连接时,公母螺纹大径端的端面紧密接触,形成密封并承受螺纹旋紧产生的压力,预紧力矩越大或工作扭矩越大,产生的附加压力越大,大约是正常工作力的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,离开公扣根部的螺纹受力逐渐减小。根据普通螺纹强度计算方法,在无端面影响的螺纹第一牙受力为全部载荷的30%,采用变螺距、应力槽等方法都能够均衡螺纹受力,根据有限元分析,锥度1∶22时应力幅值最小。
(2)螺距
螺距取决于所需强度和自锁要求,螺旋升角越小,螺纹的自锁性越好,抗脱扣能力越强。各种规格都使用8mm螺距,剪切强度完全满足要求,从未出现螺纹剪切损坏。
(3)螺纹的牙形半角
螺纹牙形半角的大小也影响螺纹强度。同样深度的螺纹,受力面的牙型角度越小,承载能力越好,甚至可以采用负角度承载受力面,一方面可以增加受力,另一方面可以防止钻杆脱扣。而对于螺纹牙型的非受力面可采用大角度的螺纹半角,增强螺纹根部的受力面积,增大螺纹的承载能力。如图2-26所示。
图2-26 负角度、不对称梯形螺纹受力情况
经过对钻杆螺纹副的机械性能试验,Φ71mm的绳索取心钻杆最大抗拉能力达到660kN,Φ89mm绳索取心钻杆最大抗拉能力达到1000kN。
(4)钻杆螺纹长度
为保证钻杆承载强度,钻杆螺纹长度设计为50～55mm。对公母螺纹的长度公差进行严格控制。一般母螺纹稍长于公螺纹(0～0.3mm),这样,在正常钻进时使公母螺纹形成双止动连接,增强传扭能力。
(5)紧密距
保证钻杆公母螺纹拧紧时有一定的手拧紧密距,一般为0.5～1.5mm。通过公母螺纹的内外径公差和公母螺纹的不同锥度进行控制。公母螺纹拧紧在螺纹大端一定范围内产生过盈,从而增强螺纹的连接刚性,改善螺纹的受力状态。
(6)螺纹密封
众所周知,随着施工深度加深,对钻杆的密封要求越高。因此,钻杆在设计时有15°端部密封,在螺纹根部的大小径处增加了螺纹密封台阶面,使公母螺纹的根部有过盈台阶面,在钻杆拧紧时使台阶面因受力而咬合,从而形成螺纹根部大径的密封,增强了螺纹的综合密封性能。经实验室密封试验,Ф71mm、Ф89mm绳索取心钻杆承受的静态密封压力可达到10～12MPa。
5. 钻井时用哪种规格的钻杆，是根据什么确定的 无比感激！
根据所使用的钻井设备，所要施工井的井深，采用的钻具结构等。常规用的是127mmDP的钻杆，其次是114mm的。
6. 求5寸，3寸半G105和5寸S135钻杆接头的加工图纸，API标准的。
不会吧，你用5分买图纸！！
7. 3寸和5寸钻杆的扣型请教高手！急～！！！！！！
139.7mm钻杆是520 ， 还有常见的165mm单弯螺杆是430*430，215.9钻头是431，311.1钻头是631，444.5钻头是731等，需要自己反复去记忆才能牢固
8. 5寸钻杆接头壁厚多少
标准接头G的18-20mm
9. 钻杆无损检测方法分析
5.2.1 钻杆体检测
5.2.1.1 钻杆体探伤
据有关资料，由于积肤效应，涡流检测法对钻杆内壁损伤不灵敏，对壁厚＞6mm的管材检测效果更差。钻杆壁厚＞6mm时，对钻杆体的探伤不能选用涡流检测法。
5.2.1.2 钻杆管壁测厚
对钻杆柱的检测应该包括钻杆壁厚的检测。用磁通法测厚其检测精度很低；当钻杆偏磨时，其检测结果误差更大。原因主要是磁通测量的是平均壁厚，而偏磨是局部壁厚的减小。因此，一般应尽量避免采用。
钻杆管壁测厚可采用超声波法。但由于钻杆体属于管材类且表面积大，要识别钻杆的偏磨需要对钻杆体全程全断面测量，需要采用多通道超声自动测厚系统，因此效率较低。
5.2.2 钻杆两端和接头的探伤
对钻杆两端丝扣部分的探伤可使用磁粉探伤和超声波探伤法。前者一般用在检测中心对钻杆丝扣或接头外表面和丝扣部分的探伤，特点是对丝扣的探伤速度快、直观；缺点是只能探出表面或近表面损伤。后者主要用于现场对丝扣和接头的探伤，优点是检测仪轻便、可同时探测内外部缺陷；缺点是超声波探测丝扣还无统一的标准及现成检测装置可用。实际探测时，一般是用户根据丝扣螺纹形式和锥度选择同等锥度的超声探头，探测过程中应始终保持探头锥度方向与被测螺纹锥度方向的一致性。另外，作为检测前的校验仪器和确定检测灵敏度用的对比试块，是不可缺少的量具和程序。另外，超声波探伤法检测速度慢，且由于丝扣的特殊结构要求探测工艺较高，经过专门培训认证的人员才可做到。
5.2.3 钻柱现场快速检测可行性分析
5.2.3.1 绳索取心钻杆
绳索取心技术是我国钻探领域主要的技术成果之一，大陆科学钻探先导孔可能部分采用绳索取心钻杆。对绳索取心钻柱的检测成为主要研究对象之一。调研发现，对采油管损伤的漏磁无损检测技术在国内外都已成熟，既可实现台架检测也可实现井口下管过程实时监测。绳索取心钻杆在结构上与采油管有相似之处：即均为两端带丝扣、基本外平的细长无缝钢管。因此，涡流、金属磁记忆、漏磁无损检测方法可以适用于对绳索取心钻杆的损伤检测。特别是，金属磁记忆检测方法对在役铁钻杆由于材料不连续性（缺陷）或外力而导致应力集中，以全新的快捷检测方式，给出设备疲劳损伤的早期诊断，评价钻杆的使用寿命。
另一方面，与石油钻柱相比，绳索取心钻柱的损伤类型与前者是一致的，主要有纵向、横向裂纹、磨蚀、偏磨、螺纹、接箍损伤、腐蚀斑点以及应力集中等。但结构上两者差别较大：石油钻井用钻杆，其丝扣部分比钻杆体直径大，钻柱的磨损主要集中在钻杆的丝扣部分和焊接部位及接头；绳索取心钻杆的壁厚比同直径的石油钻杆薄，其丝扣部分与钻杆体的内径或外径是基本相同的，就是说，绳索取心钻柱体和接头的磨损几率是相等的。因此，对绳索取心钻柱的检测，应包括接头、钻杆丝扣和整个钻杆体，其检测工作量远比石油钻柱检测大很多。对绳索取心钻柱的检测，其主要矛盾是如何提高检测速度，一般应不小于0.20m/s。
对绳索取心钻柱的损伤进行无损检测，必须采用自动检测装置（绳索取心钻杆的基本内外平的结构较为适合使用自动检测方法），以满足实际检测对速度的要求。
针对钻杆接头、接头螺纹的检测，可以用每条螺纹一个检测涡流和磁记忆通道进行旋转一周的探伤方式，一次扫查即可同时检测出接头螺纹的缺陷与疲劳应力集中状态，是目前最为有效的接头及接头螺纹组合检测方法。
5.3.2.2 API石油钻杆
超深井科学钻探将会使用API石油钻杆或类似的改进产品。API石油钻杆的检测与绳索取心钻杆不同。
（1）石油钻杆与绳索取心钻杆的区别
绳索取心钻杆一般为内外平的薄壁结构，检测装置的通孔直径只需考虑钢管外径即可，但石油钻杆柱由钻杆和接头构成，接头外径大于钻杆外径，整个钻杆柱属于非同径管材，安装检测装置时其通孔直径需按钻杆柱中直径最大部分（如接头或稳定器等）的外径设计，检测方法的选择要同时考虑到对接头外径、接箍外径和钻杆体外径等的检测。即使在井口安装钻杆柱漏磁检测装置，也只能对钻杆体部分进行探伤，而对钻杆两端（包括丝扣）和接头等部分不能进行有效探伤，这是由于丝扣部分也会产生较大漏磁通的缘故。
（2）绳索取心钻杆、石油钻杆与采油管的工况比较
采油管没有外径的偏磨和圆周磨损问题，所以采油管不需对管壁进行测厚。由于在钻进和起下钻过程中钻杆柱与孔壁或套管间易产生磨损，当钻杆柱严重弯曲时易产生偏磨现象，对钻杆柱的检测必须解决钻杆壁厚的测厚问题。用磁通法测厚其检测精度低，这是难以实现在井口对钻杆进行实时测厚的主要原因。另外，钻井施工与下油管施工工况不同，一个钻孔其起下钻工况需要重复多次，对钻杆柱检测也需要重复多次；钻进过程中有冲洗液循环介质参与；钻进过程钻机和钻柱系统振动显著。如在井口安装钻杆柱检测装置，其工作环境是非常恶劣的。特别是，由于漏磁检测属于传感器接触检测，在人工操作控制起下钻速度时，要及时改变传感器通孔直径是困难的。另外，一般测量装置安装在转盘下方、泥浆槽上方，转盘平面的实际高度可能要增加，给施工带来不便。实际上，只有起下钻过程自动化时钻杆柱井口实时检测才有可能。下采油管施工过程则工况单一、采油管外平，井口周围无冲洗液介质，容易在井口安装采油管检测装置并在下管过程中实时检测采油管损伤状况。
10. 推广应用新技术
尤其深部钻探采用先进的钻探设备和工艺可以事半功倍。
1)1000m以深钻孔应用绳索取心钻探技术可减少提下钻次数,提高纯钻进时间利用率,减少钻探辅助时间。比常规钻探提高台月效率50%以上。
2)应用液动冲击回转钻进技术可在硬岩层中提高钻进效率约20%～30%,同时具有减少岩心堵塞,延长回次进尺及防止孔斜作用。
3)与立轴式钻机相比,分体塔式全液压动力头钻机可增加钻进行程达4.5m,节约倒杆时间,钻进平稳,减少岩心阻塞,延长回次进尺。
4)应用液压动力钳拧卸钻杆可节约1/3钻杆拧卸时间,减少钻杆损坏。
5)复杂地层应用半合管、三重管取心钻具保证岩矿心采取率和原状性,避免岩矿心丢失、补心而报废工作量。
6)应用新型高效长寿命金刚石取心钻头,提高提钻间隔。
7)用受控定向钻进技术侧钻绕障,可避免钻孔报废而造成损失。