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② 广东钻达石油化工集团怎么样
广东钻达石油化工集团是2014-11-24在广东省珠海市注册成立的集团，注册地址位于珠海市九洲大道西2021号A座21层03号。
广东钻达石油化工集团的统一社会信用代码/注册号是440400000083107，目前企业处于开业状态。
广东钻达石油化工集团，本省范围内，当前企业的注册资本属于一般。
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③ 研究目的及研究意义
本书是在中国石油化工股份有限公司海相前瞻性研究项目“中上扬子构造地层演化差异性与成藏主控条件”及国家自然科学基金“中国南方中上扬子区叠合盆地沉积充填过程与物质分布规律”等项目研究的基础上完成的。笔者作为该两个课题的主要研究人员，具体参与并完成了子课题的总体研究目标设定、方法思路设计、成果研究等所有内容，因此综合以上课题作为笔者博士论文的基础资料，具有很好的研究基础，同时该选题也具有较大的挑战性和实际的应用价值。本书是以上两个纵向课题的进一步总结与提升。
四川盆地是世界上天然气勘探开发历史最悠久的气区，迄今已有2000多年的开发研究历史。研究区川东南地区位于四川盆地东南缘有利的天然气富集带上，曾经是20世纪四川盆地的主要天然气产区，为四川乃至我国天然气工业的发展作出过重要贡献。
川东南地区从20世纪50～60年代开始勘探研究，大部分钻井达三叠系和二叠系，并在二叠系、三叠系和侏罗系获得工业气流;仅有少部分井钻达志留系、奥陶系。近几十年的油气勘探已经证实，川东南地区在纵向上存在三大勘探领域，即上三叠统-侏罗系碎屑岩、石炭系-三叠系碳酸盐岩以及震旦系-志留系下组合(童崇光，1992;谢增业等，2005;张晓东等，2005)。中生界、古生界在纵向上发育多套生储盖组合，具备油气勘探资源基础，油气勘探前景较好。然而，几十年过去了，上震旦统灯影组-下二叠统气藏除二叠系气藏早已勘探开发，少部分钻井在志留系中有工业气流显示外，并无进一步的突破。目前仍以二叠-三叠系为主要产层，然而经过长期的开采，老区可采储量逐年减少，老层系的勘探发现也越来越困难，因而急需寻找新的勘探领域(老区新层系、新区老层系和新区新层系)，获得新的储量接替。
震旦系-志留系是川东南地区油气勘探的新层系、新领域。下寒武统牛蹄塘组、上奥陶统五峰组、下志留统龙马溪组灰黑色泥岩和页岩是区内主要烃源岩，其中龙马溪组烃源岩最为发育。研究区下志留统小河坝组砂岩标准剖面出露在南川县龙骨溪小河坝，连续沉积厚度为158.8m。其余主要分布于川东、川东南及湘西等地区。小河坝组砂岩之下为龙马溪组黑色笔石泥、页岩作为优质烃源岩，之上有巨厚的韩家店组泥、页岩作为良好的盖层。因此，下古生界志留系具有良好的生储盖组合条件，且大面积被保存下来，埋藏适中，是很有勘探潜力的目的层系。在如此较好的勘探前景下，研究区是否具有较好的油气储集体便成为目前亟待解决的问题。
④ 石油钻井技术
《中国国土资源报》2007年1月29日3版刊登了“新型地质导向钻井系统研制成功”的消息。这套系统由3个子系统组成：新型正脉冲无线随钻测斜系统、测传马达及无线接收系统、地面信息处理与决策系统。它具有测量、传输和导向三大功能。在研制过程中连续进行了4次地质导向钻井实验和钻水平井的工业化应用，取得成功。这一成果的取得标志着我国在定向钻井技术上取得重大突破。
2.3.1.1 地质导向钻井技术
地质导向钻井技术是20世纪90年代发展起来的前沿钻井技术，其核心是用随钻定向测量数据和随钻地层评价测井数据以人机对话方式来控制井眼轨迹。与普通的定向钻井技术不同之处是，它以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。地质导向钻井技术能使井眼轨迹避开地层界面和地层流体界面始终位于产层内，从而可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标。实现地质导向钻井的几项关键技术是随钻测量、随钻测井技术，旋转导向闭环控制系统等。
随钻测量（MWD）的两项基本任务是测量井斜和钻井方位，其井下部分主要由探管、脉冲器、动力短节（或电池筒）和井底钻压短节组成，探管内包含各种传感器，如井斜、方位、温度、震动传感器等。探管内的微处理器对各种传感器传来的信号进行放大并处理，将其转换成十进制，再转换成二进制数码，并按事先设定好的编码顺序把所有数据排列好。脉冲器用来传输脉冲信号，并接受地面指令。它是实现地面与井下双向通讯并将井下资料实时传输到地面的唯一通道。井下动力部分有锂电池或涡轮发电机两种，其作用是为井下各种传感器和电子元件供电。井底钻压短节用于测定井底钻压和井底扭矩。
随钻测井系统（LWD）是当代石油钻井最新技术之一。Schlumberger公司生产的双补偿电阻率仪CDR和双补偿中子密度仪CDN两种测井系统代表了当今随钻测井系统的最高水平。CDR和CDN可以单独使用也可以两项一起与MWD联合使用。LWD的CDR系统用电磁波传送信息，整套系统安装在一特制的无磁钻铤或短节内。该系统主要包括电池筒、伽马传感器、电导率测量总成和探管。它主要测量并实时传输地层的伽马曲线和深、浅电阻率曲线。对这些曲线进行分析，可以马上判断出地层的岩性并在一定程度上判断地层流体的类型。LWD的CDN系统用来测量地层密度曲线和中子孔隙度曲线。利用这两种曲线可以进一步鉴定地层岩性，判断地层的孔隙度、地层流体的性质和地层的渗透率。
旋转导向钻井系统（Steerable Rotary Drilling System）或旋转闭环系统（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常规定向钻井技术使用导向弯外壳马达控制钻井方向施工定向井。钻进时，导向马达以“滑行”和“旋转”两种模式运转。滑行模式用来改变井的方位和井斜，旋转模式用来沿固定方向钻进。其缺点是用滑行模式钻进时，机械钻速只有旋转模式钻进时的50%，不仅钻进效率低，而且钻头选择受到限制，井眼净化效果及井眼质量也差。旋转导向闭环钻井系统完全避免了上述缺点。旋转导向钻井系统的研制成功使定向井钻井轨迹的控制从借助起下钻时人工更换钻具弯接头和工具面向角来改变方位角和顶角的阶段，进入到利用电、液或泥浆脉冲信号从地面随时改变方位角和顶角的阶段。从而使定向井钻井进入了真正的导向钻井方式。在定向井钻井技术发展过程中，如果说井下钻井马达的问世和应用使定向钻井成为现实的话，那么可转向井下钻井马达的问世和应用则大大提高了井眼的控制能力和自动化水平并减少了提下钻次数。旋转导向钻井系统钻井轨迹控制机理和闭环系统如图2.5所示。
目前从事旋转导向钻井系统研制的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。这些公司的旋转导向闭环钻井系统按定向方法又可分为自动动力定向和人工定向。自动动力定向一般由确定钻具前进方向的测量仪表、动力源和调节钻具方向的执行机构组成。人工定向系统定向类似于导向马达定向方法，需要在每次连接钻杆时进行定向。两种定向系统的定向控制原理都是通过给钻头施加直接或间接侧向力使钻头倾斜来实现的（图2.6）。按具体的导向方式又可划分为推靠式和指向式两种。地质导向钻井技术使水平钻井、大位移钻井、分支井钻井得到广泛应用。大位移井钻井技术和多分支井钻井技术代表了水平钻井技术的最新成果水平。
图2.5 旋转导向闭环系统
（1）水平井钻井技术
目前，国外水平钻井技术已发展成为一项常规技术。美国的水平井技术成功率已达90%～95%。用于水平井钻进的井下动力钻具近年来取得了长足进步，大功率串联马达及加长马达、转弯灵活的铰接式马达以及用于地质导向钻井的仪表化马达相继研制成功并投入使用。为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，使用调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。研制了耐磨损、抗冲击的新型水平井钻头。
图2.6 旋转导向钻井系统定向轨迹控制原理
（2）大位移井钻井技术
大位移井通常是指水平位移与井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井顶角≥86°时称为大位移水平井。HD/TVD≥3的井称为高水垂比大位移井。大位移井钻井技术是定向井、水平井、深井、超深井钻井技术的综合集成应用。现代高新钻井技术，随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等在大位移井钻井过程中的集成应用，代表了当今世界钻井技术的一个高峰。目前世界上钻成水平位移最大的大位移井，水平位移达到10728m，斜深达11287m，该记录是BP阿莫科公司于1999年在英国Wytch Farm油田M-16井中创造的（图2.7所示）。三维多目标大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是将原计划用2口井开发该油田西部和北部油藏的方案改为一口井开采方案后钻成的。为了钻成这口井，制定了一套能够钻达所有目标并最大限度地减少摩阻和扭矩的钻井设计方案。根据该方案，把2630m长的水平井段钻到7500m深度，穿过6个目标区，总的方位角变化量达160°。
图2.7 M-16井井身轨迹
我国从1996年12月开始，先后在南海东部海域油田进行了大位移井开发试验，截至2005年底，已成功钻成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。为开发西江24-1含油构造实施的8口大位移井，其井深均超过8600m，水平位移都超过了7300m，水垂比均大于2.6，其中西江24-3-A4井水平位移达到了8063m，创造了当时（1997年）的大位移井世界纪录。大位移井钻井涉及的关键技术有很多，国内外目前研究的热点问题包括：钻井设备的适应性和综合运用能力、大斜度（大于80°）长裸眼钻进过程中井眼稳定和水平段延伸极限的理论分析与计算、大位移井钻井钻具摩擦阻力/扭矩的计算和减阻、成井过程中套管下入难度大及套管磨损严重等。此外大位移井钻井过程中的测量和定向控制、最优的井身剖面（结构）设计、钻柱设计、钻井液性能选择及井眼净化、泥浆固控、定向钻井优化、测量、钻柱振动等问题也处在不断探索研究之中。
（3）分支井钻井技术
多分支井钻井技术产生于20世纪70年代，并于90年代随着中、小曲率半径水平定向井钻进技术的发展逐渐成熟起来。多分支井钻井是水平井技术的集成发展。多分支井是指在一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出若干进入油（气）藏的分支井眼。其主要优点是能够进一步扩大井眼同油气层的接触面积、减小各向异性的影响、降低水锥水串、降低钻井成本，而且可以分层开采。目前，全世界已钻成上千口分支井，最多的有10个分支。多分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多层油气层。多分支井井眼较短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般为砂岩油藏。
多分支井最早是从简单的套管段铣开窗侧钻、裸眼完井开始的。因其存在无法重入各个分支井和无法解决井壁坍塌等问题，后经不断研究探索，1993年以来预开窗侧钻分支井、固井回接至主井筒套管技术得到推广应用。该技术具有主井筒与分支井筒间的机械连接性、水力完整性和选择重入性，能够满足钻井、固井、测井、试油、注水、油层改造、修井和分层开采的要求。目前，国外常用的多分支系统主要有：非重入多分支系统（NAMLS），双管柱多分支系统（DSMLS），分支重入系统（LRS），分支回接系统（LTBS）。目前国外主要采用4种方式钻多分支井：①开窗侧钻；②预设窗口；③裸眼侧钻；④井下分支系统（Down Hole Splitter System）。
2.3.1.2 连续管钻井（CTD）技术
连续管钻井技术又叫柔性钻杆钻井技术。开始于20世纪60年代，最早研制和试用这一技术钻井的有法国、美国和匈牙利。早期法国连续管钻进技术最先进，1966年投入工业性试验，70年代就研制出各种连续管钻机，重点用于海洋钻进。当时法国制造的连续管单根长度达到550m。美国、匈牙利制造的连续管和法国的类型基本相同，单根长度只有20～30m。
早期研制的连续管有两种形式。一种是供孔底电钻使用，由4层组成，最内层为橡胶或橡胶金属软管的心管，孔底电机动力线就埋设在心管内；心管外是用2层钢丝和橡胶贴合而成的防爆层；再外层是钢丝骨架层，用于承受拉力和扭矩；最外层是防护胶层，其作用是防水并保护钢丝。另一种是供孔底涡轮钻具使用的，因不需要埋设动力电缆，其结构要比第一种简单得多。第四届国际石油会议之后，美国等西方国家把注意力集中在发展小井眼井上，限制了无杆电钻的发展。连续管钻井技术的研究也放慢了脚步。我国于20世纪70年代曾开展无杆电钻和连续管钻井技术的研究。勘探所与青岛橡胶六厂合作研制的多种规格的柔性钻杆，经过单项性能试验后，于1975年初步用于涡轮钻。1978年12月成功用于海上柔性钻杆孔底电钻，并建造了我国第一台柔杆钻机钻探船。1979～1984年勘探所联合清华大学电力工程系、青岛橡胶六厂研究所和北京地质局修配厂共同研制了DRD-65型柔管钻机和柔性钻杆。DRD-65型柔管钻机主要有柔性钻杆、Φ146mm潜孔电钻、钻塔、柔杆绞车及波浪补偿器、泥浆泵、电控系统和液控系统等部分组成。研制的柔性钻杆主要由橡胶、橡胶布层、钢丝绳及动力线组成。拉力由柔杆中的钢丝骨架层承担，钢丝绳为0.7mm×7股，直径2.1mm，每根拉力不小于4350N，总数为134根，计算拉力为500kN，试验拉力为360kN。钻进过程中，柔性钻杆起的作用为：起下钻具、承受反扭矩、引导冲洗液进入孔底、通过设于柔性钻杆壁内的电缆向孔底电钻输送电力驱动潜孔电钻运转、向地表传送井底钻井参数等。
柔性钻杆性能参数为：内径32mm；抗扭矩不小于1030N·m；外径85～90mm；单位质量13kg/m；抗内压（工作压力）40kg/cm2，曲率半径不大于0.75m，抗外压不小于10kg/cm2；弯曲度：两弯曲形成的夹角不大于120°；额定拉力1000kN；柔杆内埋设动力导线3组，每组15mm2，信号线二根；柔杆单根长度为40、80m两种规格。
Φ146mm型柔杆钻机由Φ127mm电动机、减速器、液压平衡器和减震器组成。动力是潜孔电钻，它直接带动钻头潜入孔底钻井。Φ146mm孔底电钻是外通水式，通水间隙宽5mm，通水横断面积为2055mm2。
与常规钻井技术相比，连续管钻井应用于石油钻探具有以下优点：欠平衡钻井时比常规钻井更安全；因省去了提下钻作业程序，可大大节省钻井辅助时间，缩短作业周期；连续管钻井技术为孔底动力电钻的发展及孔底钻进参数的测量提供了方便条件；在制作连续管时，电缆及测井信号线就事先埋设在连续管壁内，因此也可以说连续管本身就是以钢丝为骨架的电缆，通过它可以很方便地向孔底动力电钻输送电力，也可以很方便地实现地面与孔底的信息传递；因不需拧卸钻杆，因此在钻进及提下钻过程中可以始终保持冲洗液循环，对保持井壁稳定、减少孔内事故意义重大；海上钻探时，可以补偿海浪对钻井船的漂移影响；避免了回转钻杆柱的功率损失，可以提高能量利用率，深孔钻进时效果更明显。正是由于连续管钻井技术有上述优点，加之油田勘探需要以及相关基础工业技术的发展为连续管技术提供了进一步发展的条件，在经过了一段时间的沉寂之后，20世纪80年代末90年代初，连续管钻井技术又呈现出飞速发展之势。其油田勘探工作量年增长量达到20%。连续管钻井技术研究应用进展情况简述如下。
1）数据和动力传输热塑复合连续管研制成功。这种连续管是由壳牌国际勘探公司与航空开发公司于1999年在热塑复合连续管基础上开始研制的。它由热塑衬管和缠绕在外面的碳或玻璃热塑复合层组成。中层含有3根铜质导线、导线被玻璃复合层隔开。碳复合层的作用是提供强度、刚度和电屏蔽。玻璃复合层的作用是保证强度和电隔离。最外层是保护层。这种连续管可载荷1.5kV电压，输出功率20kW，传输距离可达7km，耐温150℃。每根连续管之间用一种特制接头进行连接。接头由一个钢制的内金属部件和管子端部的金属环组成。这种连续管主要用于潜孔电钻钻井。新研制的数据和动力传输连续管改变了过去用潜孔电钻钻井时，电缆在连续管内孔输送电力影响冲洗液循环的缺点。
2）井下钻具和钻具组合取得新进展。XL技术公司研制成功一种连续管钻井的电动井下钻具组合。该钻具组合主要由电动马达、压力传感器、温度传感器和震动传感器组成。适用于3.75in井眼的电动井下马达已交付使用。下一步设想是把这种新型电动马达用于一种新的闭环钻井系统。这种电动井下钻具组合具有许多优点：不用钻井液作为动力介质，对钻井液性能没有特殊要求，因而是欠平衡钻井和海上钻井的理想工具；可在高温下作业，振动小，马达寿命长；闭环钻井时借助连续管内设电缆可把测量数据实时传送到井口操纵台，便于对井底电动马达进行灵活控制，因而可使钻井效率达到最佳；Sperry sun钻井服务公司研制了一种连续管钻井用的新的导向钻具组合。这种钻具组合由专门设计的下部阳螺纹泥浆马达和长保径的PDC钻头组成。长保径钻头起一个近钻头稳定器的作用，可以大幅度降低振动，提高井眼质量和机械钻速。泥浆马达有一个特制的轴承组和轴，与长保径钻头匹配时能降低马达的弯曲角而不影响定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中进行的现场试验证明，导向钻具组合具有机械钻速高、井眼质量好、井下振动小、钻头寿命长、设备可靠性较高等优点。另外还研制成功了一种连续软管欠平衡钻井用的绳索式井底钻具组合。该钻具组合外径为in上部与外径2in或in的连续管配用，下部接钻铤和in钻头。该钻具组合由电缆式遥控器、稳定的MWD仪器、有效的电子定向器及其他参数测量和传输器件组成。电缆通过连续管内孔下入孔底，能实时监测并处理工具面向角、钻井顶角、方位角、自然伽马、温度、径向振动频率、套管接箍定位、程序状态指令、管内与环空压差等参数。钻具的电子方位器能在钻井时在导向泥浆马达连续旋转的情况下测量并提供井斜和方位两种参数。
其他方面的新进展包括：连续管钻井技术成功用于超高压层侧钻；增加连续管钻井位移的新工具研制成功；连续管钻井与欠平衡钻井技术结合打水平井取得好效果；适于连续管钻井的混合钻机研制成功；连续管钻井理论取得新突破。
2.3.1.3 石油勘探小井眼钻井技术
石油部门通常把70%的井段直径小于177.8mm的井称为小井眼井。由于小井眼比传统的石油钻井所需钻井设备小且少、钻探耗材少、井场占地面积小，从而可以节约大量勘探开发成本，实践证明可节约成本30%左右，一些边远地区探井可节约50%～75%。因此小井眼井应用领域和应用面越来越大。目前小井眼井主要用于：①以获取地质资料为主要目的的环境比较恶劣的新探区或边际探区探井；②600～1000m浅油气藏开发；③低压、低渗、低产油气藏开发；④老油气田挖潜改造等。
2.3.1.4 套管钻井技术
套管钻井就是以套管柱取代钻杆柱实施钻井作业的钻井技术。不言而喻套管钻井的实质是不提钻换钻头及钻具的钻进技术。套管钻井思想的由来是受早期（18世纪中期钢丝绳冲击钻进方法用于石油勘探，19世纪末期转盘回转钻井方法开始出现并用于石油钻井）钢丝绳冲击钻进（顿钻时代）提下钻速度快，转盘回转钻进井眼清洁且钻进速度快的启发而产生的。1950年在这一思想的启发下，人们开始在陆上钻石油井时，用套管带钻头钻穿油层到设计孔深，然后将管子固定在井中成井，钻头也不回收。后来，Sperry-sun钻井服务公司和Tesco公司根据这一钻井原理各自开发出套管钻井技术并制定了各自的套管钻井技术发展战略。2000年，Tesco公司将4.5～13.375in的套管钻井技术推向市场，为世界各地的油田勘探服务。真正意义的套管钻井技术从投放市场至今还不到10年时间。
套管钻井技术的特点和优势可归纳如下。
1）钻进过程中不用起下钻，只利用绞车系统起下钻头和孔内钻具组合，因而可节省钻井时间和钻井费用。钻进完成后即等于下套管作业完成，可节省完井时间和完井费用。
2）可减少常规钻井工艺存在的诸如井壁坍塌、井壁冲刷、井壁键槽和台阶等事故隐患。
3）钻进全过程及起下井底钻具时都能保持泥浆连续循环，有利于防止钻屑聚集，减少井涌发生。套管与井壁之间环状间隙小，可改善水力参数，提高泥浆上返速度，改善井眼清洗效果。
套管钻井分为3种类型：普通套管钻井技术、阶段套管或尾管钻井技术和全程套管钻井技术。普通套管钻井是指在对钻机和钻具做少许改造的基础上，用套管作为钻柱接上方钻杆和钻头进行钻井。这种方式主要用于钻小井眼井。尾管钻井技术是指在钻井过程中，当钻入破碎带或涌水层段而无法正常钻进时，在钻柱下端连接一段套管和一种特制工具，打完这一段起出钻头把套管留在井内并固井的钻井技术。其目的是为了封隔破碎带和水层，保证孔内安全并维持正常钻进。通常所说的套管钻井技术是指全程套管钻井技术。全程套管钻井技术使用特制的套管钻机、钻具和钻头，利用套管作为水利通道，采用绳索式钻井马达作业的一种钻井工艺。目前，研究和开发这种钻井技术的主要是加拿大的Tesco公司，并在海上进行过钻井，达到了降低成本的目的。但是这种钻井技术目前仍处于研究完善阶段，还存在许多问题有待研究解决。这些问题主要包括：①不能进行常规的电缆测井；②钻头泥包问题严重，至今没有可靠的解决办法；③加压钻进时，底部套管会产生横向振动，致使套管和套管接头损坏，目前还没有找到解决消除或减轻套管横向振动的可靠方法；④由于套管钻进不使用钻铤，加压困难，所以机械钻速低于常规钻杆钻井；部分抵消了套管钻进提下钻节省的时间；⑤套管钻井主要用于钻进破碎带和涌水地层，其应用范围还不大。
我国中石油系统的研究机构也在探索研究套管钻井技术，但至今还没有见到公开报道的成果。目前，套管钻井技术的研究内容，除了研制专用套管钻机和钻具外，重点针对上述问题开展。一是进行钻头的研究以解决钻头泥包问题；二是研究防止套管横向振动的措施；三是研究提高套管钻井机械钻速的有效办法；四是研究套管钻井固井办法。
套管钻井应用实例：2001年，美国谢夫隆生产公司利用加拿大Tesco公司的套管钻井技术在墨西哥湾打了2口定向井（A-12和A-13井）。两井成井深度分别为3222×30.48cm和3728×30.48cm。为了进行对比分析，又用常规方法打了一口A-14井，结果显示，同样深度A-14井用时75.5h，A-13井用时59.5h。表层井段钻速比较，A-12 井的平均机械钻速为141ft/h，A-13井为187ft/h，A-14井为159ft/h。这说明套管钻井的机械钻速与常规方法机械钻速基本相同。但钻遇硬地层后套管钻井，钻压增加到6.75t，致使扩眼器切削齿损坏，钻速降低很多。BP公司用套管钻井技术在怀俄明州钻了5口井。井深为8200～9500ft，且都是从井口钻到油层井段。钻进过程中遇到了钻头泥包和套管振动问题。
此外，膨胀套管技术也是近年来发展起来的一种新技术，主要用于钻井过程中隔离漏失、涌水、遇水膨胀缩经、破碎掉块易坍塌等地层以及石油开采时油管的修复。勘探所与中国地质大学合作已立项开展这方面的研究工作。
2.3.1.5 石油钻机的新发展
国外20世纪60年代末研制成功了AC-SCR-DC电驱动钻机，并首先应用于海洋钻井。由于电驱动钻机在传动、控制、安装、运移等方面明显优于机械传动钻机，因而获得很快的发展，目前已经普遍应用于各型钻机。90年代以来，由于电子器件的迅速发展，直流电驱动钻机可控硅整流系统由模拟控制发展为全数字控制，进一步提高了工作可靠性。同时随着交流变频技术的发展，交流变频首先于90年代初成功应用于顶部驱动装置，90年代中期开始应用于深井石油钻机。目前，交流变频电驱动已被公认为电驱动钻机的发展方向。
国内开展电驱动钻机的研究起步较晚。兰州石油化工机器厂于20世纪80年代先后研制并生产了ZJ60D型和ZJ45D型直流电驱动钻机，1995年成功研制了ZJ60DS型沙漠钻机，经应用均获得较好的评价。90年代末期以来，我国石油系统加大钻机的更新改造力度，电驱动钻机取得了较快发展，宝鸡石油机械厂和兰州石油化工机器厂等先后研制成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流电驱动钻机和ZJ20DB、ZJ40DB型交流变频电驱动钻机，四川油田也研制出了ZJ40DB交流变频电驱动钻机，明显提高了我国钻机的设计和制造水平。进入21世纪，辽河油田勘探装备工程公司自主研制成功了钻深能力为7000m的ZJ70D型直流电驱动钻机。该钻机具有自动送钻系统，代表了目前我国直流电驱动石油钻机的最高水平，整体配置是目前国内同类型钻机中最好的。2007年5月已出口阿塞拜疆，另两部4000m钻机则出口运往巴基斯坦和美国。由宝鸡石油机械有限责任公司于2003年研制成功并投放市场的ZJ70/4500DB型7000m交流变频电驱动钻机，是集机、电、数字为一体的现代化钻机，采用了交流变频单齿轮绞车和主轴自动送钻技术和“一对一”控制的AC-DC-AC全数字变频技术。该型钻机代表了我国石油钻机的最新水平。凭借其优良的性能价格比，2003年投放市场至今，订货已达83台套。其中美国、阿曼、委内瑞拉等国石油勘探公司订货达42台套。在国内则占领了近2～3年来同级别电驱动钻机50%的市场份额。ZJ70/4500DB型钻机主要性能参数：名义钻井深度7000m，最大钩载4500kN，绞车额定功率1470kW，绞车和转盘挡数I+IR交流变频驱动、无级调速，泥浆泵型号及台数F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及台面高度：双升式/旋升式10.5m，动力传动方式AC-DC-AC全数字变频。
⑤ 石油钻机的最大钻柱重量与最大钩载的区别
钻井机械第一章 钻井机械
石油钻机是指用来进行石油与天然气勘探、开发的成套钻井设备。盘钻机是成套钻井设备中的基本形式,也称常规钻机。此外,为适应各种地理环境和地质条件加快钻井速度、降低钻井成本、提高钻井综合效益,近年来世界各国在转盘钻机的基础上研制了各种类型的具有特殊用途的钻机,如沙漠钻机、丛式井钻机、顶驱钻机、小井眼钻机、连续柔管钻机等特殊钻机.
现代钻机是一套大型的综合性机组,为了满足油气钻井的需要,整套钻机是由若干系统和设备组成的.本章从整体上,简要介绍关于钻机的基本概念和基本知识。
第一节 钻井工艺对钻机的要求及钻机的特点
一、钻井工艺对钻机的要求
钻机设备的配置与钻井方法密切相关,目前,世界各国普遍采用的钻井方法是旋转钻井法。即利用钻头旋转破碎岩石，形成井身；利用钻柱将
钻头送到井底；利用大钩、游车、天车、绞车起下钻杆柱；利用转盘
或顶部驱动装置带动钻头、钻杆柱旋转；利用钻井泵输送高压钻井液，带
出井底岩屑，如右图
显然，旋转钻井法要求钻井机械设备具有以下三方面基础能力：
（1） 旋转钻进的能力：钻井工艺要求钻井机械设备能为钻具（钻杆柱和钻头）提供一定的转矩和转速，并维持一定的钻压（钻杆柱捉用在钻头上的重力）。
（2） 起下钻具的能力：钻井工艺要求钻井机械设备应具有一定的起重能力及起升速度（能起出或下入全部钻杆柱和套管柱）。
（3） 清洗井底的能力：钻井工艺要求钻井机械设备应具有清洗井底并携带
岩屑的能力，能提供较高的泵压，使钻井液通过钻杆柱中孔，冲击清洗井底，并将岩屑带出井外。
此外，考虑到钻井作业流动性大的特点，钻机设备要容易安装、拆卸和运输。钻机的使用维修工作必须简便易行，钻机的易损零部件应便于更换。
钻机设备的配置和各种设备的工作能力、技术指标都是根据钻井工艺对钻机的以上三项基本要求确定的。在钻机的基本参数中对转盘的转矩与功率、大钩起重及功率、钻井泵的许用泵压与功率提出了要求。在这三组参数中，转盘的转矩，大钩的起重量，钻井泵的许用泵压，都是受到机件强度限制的。
在强度满足使用要求的条件下，转盘应具有一定的转速；大钩应具有一定的提升速度；钻井泵应具有一定的排量，否则钻井作业就不能顺利进行。对转矩与转速，起重量与升速，泵压与排量的联合要求，就是工作机对功率的要求。为了保证一定的转速、升速、排量，应该供给一定的功率。
二、钻机的特点
根据钻井工艺的要求和钻井场所的特殊性，钻机表现出与一般通用机械不同的特点，概括起来如下：
（1） 为了完成钻进与起下钻等钻井作业，钻机必须是一套大功率的重型联合工作机组。
由于发动机是单一的特性，而工作机与井底钻具则要求具有不同的特性，所以从发动机到工作机与井底钻具间就有着不同的能量转换、运动变化和很长的能量传递路线，这就必然造成了钻机的传动机构庞大、整体效率低，控制机机构复杂、自动化程度低。
（2） 钻井作业是不连续的。
在深井钻井中，起下钻这一非生产性质的辅助操作跃居主要地位，所以，起升机组变成了主要工作机组。起钻时必须付出很大的能量，而下钻时所产生的能量又不能回收，造成了很大的能量损耗。
（3） 钻机的工作场所与一般机器不同。
它是在矿场、山区、沙漠、沼泽地带及海洋上进行流动性作业的。这就要求钻机必须具有高度的运移性，即设备拆、装简易，尺寸和重量适于大块装运或整体拖运。为了适应各地区的载运条件，钻机应具有不同的底座机构形式。
第二节 钻机的组成及类型
一、钻机的组成
现代钻机，也就是目前世界各国通用的常规钻机，是一套大型的综合性机组，整套钻机是由动力与传动系统、工作系统、控制系统、辅助系统等若干系统和相应的设备所组成。一般说来，大型的综合性机组应包括：
（1） 动力系统：为整套机组提供能量的设备；
（2） 传动系统：为工作机组传递、输送、分配能量的设备；
（3） 工作系统：按工艺的要求进行工作设备；
（4） 控制系统：控制各系统、设备按工艺要求进行工作的设备；
（5） 辅助系统：协助主系统工作的设备。
钻机也不例外，也应包括这五大系统。所不同的是，钻机的工作系统比较庞大，各机组的工作状况和工作特点各不相同，因而人们按照钻机工作机组的工作特点，把钻机的工作系统分成三部分，即旋转系统、起升系统和循环系统，另外，还把钻机底座单独列为一个系统。这样看来，整套钻机就是由下述八大系统设备组成的，如图1-2所示。
1旋转系统设备
为了转动井中钻具，带动钻头破碎岩石，钻机配备了旋转系统。它主要由转盘、水龙头、钻杆柱及钻头组成。另外，水龙头、钻杆柱和钻头也起着循环高压钻井液的作用。转盘是旋转系统的核心，是钻机的三大工作机之一。
顶部驱动钻机配备了顶部驱动钻井装置，代替转盘驱动钻杆柱和钻头旋转。
2循环系统设备
为了及时清洗井底、携带岩屑、保护井壁，钻机配备了钻井液循环系统。主要有钻井泵、地面高压管汇、钻井液净化设备和钻井液调配装置（固控设备）等。当采用井下动力钻具钻进时，循环系统还担负着提供高压钻井液，驱动井下涡轮钻具或螺杆钻具带动钻头破碎岩石的任务。钻井泵是循环系统的核心，是钻机的三大工作机之一。
3．起钻系统设备
为了起下钻具、下套管、控制钻压及钻头送进等，钻机配备了起升系统，以辅助完成钻井作业。这套设备主要有钻井绞车、辅助刹车、游车系统〔如钢丝绳、天车、游动滑车〕大钩和井架组成。另外，还有用于起下操做的井口工具及机械设备〔如吊环、吊卡、卡瓦、动力大钳、立根移动机构等〕。绞车是起升系的核心，是钻机的三大工作机之一。
上述三大系统设备是直接服务于钻井生产的，是钻机的三大工作系统统。绞车转盘钻井泵称为钻机的三大工作机。
4.动力驱动系统设备
动力驱动系统设备是指为整套机组〔三大工作机组及其他辅助机组〕提供能量的设备，可以是柴油机及其供油设备，或是交流、直流电动机及其供电、保护、控制设备等。
5.传动系统设备
传动系统设备是指连接动力机与工作机，实现从驱动设备到工作机组的能量传递、分配及运动方式转换设备。它包括减速、并车、倒车及变速机构等。
钻机中常用的机械传动副主要是链条、三角胶带、齿轮和万向轴。此外，不少钻机还采用了液力传动、液压传动、电传动等传动形式。
6.控制系统和监测显示仪表
为了指挥控制各机组协调的进行工作，整套钻机配备有各种控制装置，常用的机械控制、气控制、电控制、液控制和电、气、液混合控制。机械驱动钻机，普遍采用集中统一气控制。现代钻机还配备各种钻井仪表及随钻测量系统，监测显示地面有关系统设备的工作状况，测量井下参数，实现井眼轨迹控制。
7.钻机底座
底座包括钻台底座和机房底座，用语安装钻机设备，方便钻机设备的移运。钻台底座用于安装井架、转盘，放置立根盒及必要的井口工具和司钻控制台，多数还要安装绞车。钻台底座应容纳必要的井口装置，因此，必须有足够的高度、面积和刚性。机房底座主要用于安装动力机组及传动系统设备，因此，也要有足够的面积和刚性，以保证机房设备能够迅速安装找正、平稳工作且移运方便。丛式井钻机底座必须满足丛式钻井的特殊要求。
8.辅助设备
成套钻机还必须具有供气设备、辅助发电设备、井口防喷设备、钻鼠洞设备及辅助起重设备，在寒冷地带钻井时还必须配备保温设备。
二、钻机的类型
世界各国的各大石油公司、各钻机制造厂家按照各自的特点，对石油钻机的分类不尽相同。一般来说，可按以下方法对石油钻机进行分类。
1. 按钻井方法分
按钻井方法的不同可把钻机分为：冲击钻机（也称为顿钻钻机，最初用来打水井。1859年，美国人德雷克把它引入石油钻井）、旋转钻机（其代表是转盘旋转钻机，也成为常规钻机，是目前世界各国通用的钻机）。
2. 按驱动钻头旋转的动力来源分
按驱动钻头旋转动力来源的不同可把钻机分为：转盘驱动旋转钻机、井底驱动旋转钻机（转盘旋转钻机加井底动力钻具）、顶部驱动旋转钻机（转盘旋转钻机加顶部驱动钻井装置）。
3. 按驱动设备类型分
按驱动设备类型的不同可把钻机分为：柴油机驱动钻机（柴油机驱动钻机又可分为柴油机驱动—机械转动钻机和柴油机驱动—液力传动钻机）、电驱动钻机（电驱动钻机又可分为直流电驱动钻机和交流电驱动钻机）。
直流电驱动钻机包括：直—直流电驱动钻机（DC—DC）和交—直流电驱动钻机（AC—SCR—DC）。
交流电驱动钻机包括：交流发电机（或工业电网）—交流电动机驱动钻机（AC—AC）和正在发展中的交流变频电驱动钻机，即交流发电机—变频调速器—交流电动机驱动钻机（AC—VFD—AC）。
4. 按工作机分组分
按工作机分组的不同可把钻机分为：统—驱动钻机、单独驱动钻机、分组驱动钻机。
5. 按主传动副类型分
按主传动副类型的不同可把钻机分为：胶带钻机、链条钻机、齿轮钻机。
6. 按钻井深度分
按钻井深度的不同可把钻机分为：浅井钻机（钻井深度不大于1500m）、中深井钻机（钻井深度为1500～3000m）、深井钻机（钻井深度为3000～5000m）、超深井钻机（钻井深度大于5000m）。
7. 按使用地区和用途分
按使用地区和用途的不同可把钻机分为：海洋钻机、浅海钻机（适用与0～5m水深或沼泽地区）、常规钻机、丛式井钻机、沙漠钻机、直升机吊运钻机小井眼钻机、连续柔管钻机等。
第三节 钻机的基本参数及我国钻机系列标准
一、钻机的基本参数
钻机的基本参数指的是反映钻机基本工作性能的技术指标，也称为特性参数。如名义钻井深度、最大钻柱重量、最大钩载等。基本参数是设计、制造、选择、使用、维修和改造钻机的主要技术依据。
钻机的基本参数按系统分类主要由主参数、起升系统参数、旋转系统参数、循环系统参数、驱动系统参数等构成。
1. 主参数
在基本参数中，选定一个最主要的参数作为主参数。主参数应具备以下特征：能最直接的反映钻机的钻井能力和主要性能：对其他参数具有影响和决定作用；可用来标定钻机型号，并作为设计选用钻机的主要技术依据。
我国钻机标准采用名义钻井深度L（名义钻深范围上限）作为主参数。因为钻机的最大钻井深度影响和决定着其他参数的大小。
1）名义钻井深度L
名义钻井深度L是钻机在标准规定的钻井绳数下，使用 127mm（5in）钻杆柱可钻达的最大井深。
2）名义钻深范围Lmin～Lmax
名义钻深范围Lmin～Lmax是钻机可经济利用的最小钻井深度Lmin与最大钻井深度Lmax之间的范围。名义钻井深度范围下限Lmin与前一级的Lmax有重叠，其上限即该级钻机的名义钻井深度。
2. 起升系统参数
1）最大钩载Qhmax
最大钩载Qhmax是钻机在标准规定的最大绳数下，下套管或者进行解卡等特殊作业时，大钩上不允许超过的最大载荷。
Qhmax决定了钻机下 管和处理事故的能力，是核算起升系统零部件静强度及计算转盘、水龙头主轴承静载荷的主要技术依据。
2）最大钻柱质量Qstmax
最大钻柱的质量Qstmax是钻机在标准规定的绳数下，正常钻进或进行起下作业时，大钩所允许承的最大钻柱在空气中的质量。
Qstmax=qst·L
式中： qst —每米钻柱质量，kg；
L —名义钻井深度，m。
标准规定： 127mm（5in）钻杆，接 80～100 m的7in 钻铤，平均取qst= 36kg/m。化整及为系列钻机的 Qstmax值。是计算钻机的起升系统零部件疲劳强度和转盘、水龙头主轴承动载荷的主要技术依据。
Qhmax/Qstmax称为钩载储备系数，用Kh 来表示。一般Kh=1.8～2.08。钩载储备系数越大，表明该 钻机下套管、处理事故能力越强；但钩载储备系数过大会导致起升系统零部件过于笨重，不利用搬运。
3）起升系统钻井绳数Z和最大绳数Zmax
起升系统绳数Z是指正常钻井时游动系统采用的有效提升绳数。最大绳数Zmax是指钻机配备的游动系统轮系所能提供的最大有效绳数，用于下套管或解卡等重载作业。
另外，起升系统参数还包括：绞车各挡起升速度V1、V2、……、Vk；绞车挡数K；绞车最大快绳拉力Pe；钢丝绳直径Dw；绞车额定输入功率Nde；井架有效高度Hm；钻台高度Hdf等；
3. 旋转系统参数
旋转系统参数包括：转盘开口直径Dr；转盘各挡转速n1、n2、……、nk；转盘挡数Kr；转盘额定输入功率Nre等。
4. 循环系统参数
循环系统参数包括：钻井泵额定压力Pe；钻井泵额定流量Qe；钻井泵额定输入功率Npe等。
5. 驱动系统参数
驱动系统参数包括：单机额定功率N；总装机功率Nt等。
二、我国石油钻机标准系列
为了规范钻机的设计、制造与设备供应，以达到生产、使用的经济合理，并有利于开展国际技术交流与合作，根据油气钻井的实际需要，选定主参数，将主参数系列，也就是将钻机分级。再根据此拟定其它基本参数，形成钻机基本系列。
钻机级
别型号
GB1806－79
ZJ20
ZJ32
ZJ45
ZJ60
ZJ80
GB1806－86
15
20
32
45
60
80
1999修订
10／600
15／900
20／1350
30／1700
40／2250
50／3150
70／4500
120／9000
钻
深
H／
m
5英寸*钻杆
GB1806－79
2 000
3200
4500
6000
8000
5英寸*钻杆
GB1806－86
900～1500
1300～2000
1900～3200
3000～4500
4000～6000
5000～8000
5英寸*钻杆
1999修订
500～800
700～1400
1100～1800
1500～2 500
2000～3200
2800～4500
4000～6000
5000～8000
7000～10000
41／2＂
钻杆
500～1000
800～1500
1200～2000
1600～3000
2500～4000
3500～5000
4500～7000
6000～9000
7500～12000
最大
钩载
W／tf
GB1806－79
120
220
300
400
600
GB1806－86
90
135
225
315
450
585
1999修订
60
90
135
170
225
315
450
675／585
900
绞车最大
输入功率
P/hp
GB1806－79
550
1000
1500
2000
3000
GB1806－86
450
700
1000
1500
2000
3000
1999修订
270
450
550
750
1000
1500
2000
3000
4000
滚筒钢
丝绳直径
d/m(英寸)
GB1806－79
28.5
32.5
32.5或34.5
34.5
39.5
GB1806－86
26
28.5
32.5
34.5
38
41.5
1999修订
22／7／8
26／1
29／11／8
32／11／4
32／11／4
35／13／8
38／11／2
42／15／8
52／2
游动系
统绳数
ndmax
GB1806－79
8／8
8／10
10／12
10／12
12／14
GB1806－86
8／8
8／8
8／10
10／12
10／12
12／14
1999修订
6／6
8／8
8／8
8／10
8／10
10／12
10／12
12／16，10／14
12／16
钻台
高度
h/m
GB1806－79
2.8
4.2～4.5
4.5(6)
6
8～9
GB1806－86
3，4.5
4.5，6，7.5
6，7.5，9
7.5，9
1999修订
3，4
4，5
5，6，7.5
7.5，9，10.5，12
钻井泵单台
功率不小于
Pd/hp
GB1806－79
350，500
800，1000
1000，1300
1300，1600
1600
GB1806－86
350，800
800，1000，1300
1 300，1 600
1600
1999修订
350
500
800
1000
1300
1600
1600
钻机的驱动形式
（1）机械驱动钻机：以柴油机为动力，通过液力变矩器、链条、齿轮三角胶带等不同组合的传动方式所驱动的钻机。
（2）电驱动钻机：用电动机驱动的钻机。
石油工业标准《SY/T5609-1999》石油钻机型式与基本参数把钻机分为9级，名义钻井深度和钻深范围按114.3mm（4 1/2in）钻杆柱（qst=30Kg/m）确定。下表给出新的钻机型号级别及钻深范围和最大钩载两项基本参数。钻机级别代号用双参数表示，如10/600，前者乘以100为钻机名义钻深范围上限数值，后者是以kN为单位计的最大钩载。在驱动传动特点的表示方法上，增加了：Y—液压钻机；DJ—交流电动钻机；DZ—直流电动钻机；DB—交流变频电动钻机。
第二章 石油钻机的保养与维护
一、班维护保养：
①将钻机外表面擦拭干净，并注意钻机底座滑道，立轴等表面的清洁和良好润滑。
②检查所有外露螺栓、螺母、保险销钉等是否牢固可靠。
③按润滑要求加注润滑油或润滑脂。
④检查变速箱，分动箱及液压系统油箱的油面位置。
⑤检查各处的漏油情况并视情况加以处理。
⑥消除在本班内发生的其它故障。
二、周维护保养：
①彻底进行班维护保养所要求的项目。
②清除卡盘及卡瓦齿面上的污垢、泥土。
③清理干净抱闸内表面的油、泥等。
④排除在本周内发生的故障。
三、月维护保养：
①彻底进行班、周维护保养所要求的项目。
②卸开卡盘，清洗卡瓦及卡瓦座。如有损坏应及时更换。
③清洗油箱内过滤器，更换变质或被脏污了的液压油。
④检查各主要零部件的完好情况，如有损坏应及时更换，不可带伤工作。 ⑤彻底消除在本月内发生的故障。
⑥若钻机长期不使用，各表露部分（特别是加工表露面）应涂以润滑脂。
第三章 国内石油钻机发展现状分析
一．石油钻机发展趋势
进入21世纪以来，石油钻机自动化、数字化、智能话、信息化水平快速发展。钻机整体向着交流变频调速电驱动石油钻机（AC-GTO-AC）方向发展。随着交流变频技术的迅速发展，交流变频电驱动石油钻机会取代可控硅直流电驱动钻机，该型钻机具有现用机械驱动钻机和直流电驱动钻机无可比拟的优越性能，将成为陆地和海洋石油钻机发展的换代产品。 今后，石油钻机发展特点是：
（1）专业化钻机得到快速发展。如适应各种环境和工艺技术发展的沙漠钻机、海洋钻机、斜井钻机、小井眼钻机、特深井钻机、连续管钻机等。
（2）规模向两极化方向发展。深井石油钻机趋向大型化（1500M，MAX12500KN）、轻便钻机趋向小型化（车载为主）。
（3）钻机控制实现自动化、智能化。顶驱、盘式刹车技术逐步成熟，电动控制技术、液压驱动技术和可靠性逐步提高。
（4）大力发展新型石油钻机，采用人性化的设计，先进的机械自动化，高效的钻机操作和监控系统，装置模块化，以提高钻机运移性，最终达到提高钻井效率，大大降低钻井成本的目的。
二．国内外石油钻机发展现状及水平
（1）国外石油钻机发展现状及水平 石油钻机市场具有国际化的原因是石油钻机结构复杂，成套和技术难度大，价格昂贵，每台售价近千万元到几千万元不等，全世界总共才拥有各类陆地石油钻机4300多台。海洋钻机200～300多台。世界制造石油钻机的国家乃至厂商都不多，总计每年生产成套石油钻机的能力约600～800台左右。
（2）国内石油钻机发展现状及水平 我国的石油钻机是为开采国内石油发展起来的，改革开放后，国内钻机市场面对世界钻机的竞争，各钻机制造企业充分认识到，必须以国际市场为研制的出发点才能站稳国内市场。根据“国内市场国际化，国际市场本土化”的大趋势，紧跟国内、国际市场需求，开发石油钻机前沿技术。国内目前钻深1000～7000m的钻机已形成系列，具备生产1000～9000m机械传动、电驱动、顶部驱动陆地、沙漠、海洋各种成套钻机的能力。全国现有大型钻机800台，中型钻机166台，其中87%的大中型钻机都是国产。
目前，我国成套石油钻机供应商的石油钻机制造技术在许多方面已经达到或接近国际先进水平。近两年我国几家成套石油钻机制造厂经过体制改革，又不失时机地抓住我国为保证石油供给，加紧开发陆地、沙漠、海洋石油的同时积极参与海外石油开发的良好机遇，得以发展壮大。企业在技术进步、市场开拓、经济效益、出口多方面同步发展，成绩十分显著。
总的来说，国内钻机发展水平如下：
①成套石油钻机具有国际竞争力。钻机总体质量、技术水平已与国际基本相当。
②近几年，国产电驱动钻机发展迅速，控制水平从早期的模拟控制上升到目前国际流行的典型三级控制，即上位监控级、PLC过程控制级和全数字级构成通信网络。自动控制技术在钻机上的应用已达到20世纪90年代中期国际钻机先进水平，电传动系统达到美国20世纪90年代第四代产品水平，交流变频电驱动等钻机已达到90年代国际先进水平。从钻机整体看，达到同期同类国际先进水平的5种，填补国内空白的12种。
③钻机在适应性、成套性、品种多样性和系列化、自动化、智能化等方面与发达国家的先进水平相比还有相当大的差距。我国交流变频调速石油钻机的研制刚刚起步，国内生产的电驱动钻机，将司钻操作台和钻井仪表集中放置到司钻控制房，但各系统仍然是各自相对独立。
④国产钻机的机械维修时间约占总生产时间的5%～10%，而美国的钻机维修时间只占2%～3%。
⑤适应沙漠、戈壁、沼泽地等条件的钻机研制工作刚刚起步。中型钻机的模块化程度很低。
⑥需要加大发展小井眼石油钻机、连续管钻机、自动化钻机等先进钻井设备的投资，推广车载钻机，发展撬装钻机力度。
三、国内主要生产厂家
我国是全世界发展中国家中唯一能生产成套石油钻机的国家。十年前，只有兰州石油化工机器厂、宝鸡石油机械厂、吉林重机厂三大国营企业生产成套石油钻机。目前，生产成套石油钻机企业已发展到八家，年生产能力约200台的能力。即：
① 国企三家：宝鸡石油机械有限责任公司、南阳石油机械厂、江汉第四石油机械厂；
② 中外合资企业二家：兰石国民油井石油工程有限公司、上海三高石油设备有限公司；
③ 民营企业三家：胜利油田高原石油装备有限责任公司、成都瑜宏石化工程有限责任公司、川油广汉机械有限公司。
四．钻机出口情况
随着我国石油企业海外业务的增长和海外市场的开拓，石油装备出口贸易呈明显的增长势头。出口产品遍布20多个国家和地区，为今后出口产品的大幅度增长奠定了基础。由于国内钻机性价比较好，已有100多台钻井、修井机由国内钻井承包商带到国外钻井。
五、钻机需求 从国际大环境看，一是西方发达国家受人工成本高等因素的影响，装备制造业正在逐步向外转移，中国已成为一个名副其实的“国际大工厂”。二是国际油价持续走高，刺激投资者纷纷将资金投向石油勘探领域，形成了新一轮的石油投资高峰，导致石油装备需求剧增。中国石油装备有些产品性价比优于发达国家，具有一定的竞争优势。目前国内三大石油公司都在大力实施“走出去”战略，加快海外业务的拓展，这将带动了石油装备走向国际市场。
从钻机制造来看，国内在用钻机近1300台，经过8年的更新改造，需求量大幅减少，到2004年底只有不足500台的市场空间。按目前的钻机生产制造能力，再有三年多的时间国内钻机市场将基本饱和。国际钻机市场的确有较大发展空间，但国内生产的钻机智能化和质量水平与国外先进水平相比还有一定差距，缺乏适应各种地貌环境和工艺要求的特种钻机的设计和生产能力。而海洋钻机制造刚刚起步，基本不具备海洋平台和钻机船的设计、制造能力 。
⑥ 南方海相领域油气勘探历程
南方含油气区的油气勘探工作始于20世纪50年代中、后期。据不完全统计，全区累计完成地震测线2万佘千米，共约有890口井（木含四川盆地）钻遇海相地层，其中有油气显示的井约有428口，试油井204口，未钻达设计目的层的井有60多口，工程事故井约48口。其中在滇、黔、桂、鄂、湘、皖、苏7省区约有713口井钻遇海相碳酸盐岩层系。
从勘探指导思想、研究思路、理论与技术进展的角度，可以将南方油气勘探研究工作历程分为以下几个阶段。
1.2.2.1 以“槽台学说、背斜控油理论”为指导，寻找地面构造，进行钻探（1963年以前）
该阶段勘探工作的特点是以地面地质调查和浅井钻探为主。槽台学说、背斜控油是当时勘探中的主要理论和指导思想。这个时期是我国南方海相中、古生界油气勘探的初级阶段，地质填图、寻找地面构造是主要方法。相继发现了川南、川西南气区二叠系、三叠系气田及威远震旦系气田。这个阶段还没有形成“成藏组合”的概念，因此，勘探与研究工作也无上、下组合之分。
1.2.2.2 以“含油气盆地找油理论”为指导，形成了南方海相层系“存在多套生储盖组合”及“保存条件是关键”的认识（1964～1978年）
1964年，四川威远震旦系灯影组获得高产天然气，使人们联想到勘探工作应由浅层转向深层。1966年至1972年期间，在贵州、桂中和湘鄂西地区共钻井60余口（贵州和桂中近30口，湘鄂西33口），由于这些地区缺乏区域盖层、地下水极为活跃，钻探相继失利。人们逐渐了解到海相地层存在多套生储盖组合，可钻探的目的层不止一个灯影组，地下出水的原因是保存条件不够好。1972年之后油气勘探向石柱宽向斜、赤水地区、罗坪断阶、当阳宽向斜等有碎屑岩覆盖的地区转移。这次转移加速了赤水气田的开发，发现了建南气田。
在研究中，开始运用含油气盆地找油理论，方法思路上开始引用岩相古地理及古构造控油等观点，采用地面地质调查方法寻找构造圈闭。这一阶段勘探和研究工作的突破性进展之一是形成了南方海相层位“存在多套生储盖组合”及“保存条件是关键”的认识，有效地指导了勘探目标的转移。虽未明确提出“下组合”的概念，但已将志留系以下地层作为一个重要的勘探与研究目的层系，在部分地区（如湘鄂西）已将下组合作为主要的勘探与研究目的层系。
1.2.2.3 以“综合评价研究”为特点，提出了“有效油气源、有效储集空间、有效圈闭、有效封盖条件、有效成藏期”的有效成藏组合的观点（1979～1992年）
1978年下半年，相继成立了苏浙皖、滇黔桂、鄂湘赣指挥部，目的在于有效地协调3个地区的勘探工作，选好勘探目标区。对海相碳酸盐岩裸露区基本上停止了钻探。对覆盖区的钻探，除保存条件外，还考虑了生储油条件，如对十万大山、沉湖-土地堂地区的钻探。海相层位勘探投入钻井数量仅为第一阶段的十分之一，第二阶段的四分之一。该阶段共钻井39口，句容地区就占了26口。井位部署时，虽然利用了地震资料，但由于地震资料质量差，构造圈闭不落实，往往导致了钻探的失利。
特别是南方海相地层研究连续3个五年计划被列入国家重点科技攻关项目。应用板块构造理论，根据扬子区中、古生界海相沉积、构造、油气演化及油气成藏、赋存地质条件及资源潜力预测等方面研究，提出了扬子区海相碳酸盐岩地区油气具有“板内形变、晚期次生成藏”的认识，并在油气聚集区带评价上，提出了“有效油气源、有效储集空间、有效圈闭、有效封盖条件、有效成藏期”的有效成藏组合的观念。这些研究成果，不仅为中、下扬子区及滇黔桂地区选出了一批有利勘探区块，而且在技术思路、技术方法以及对目标区地质条件的认识上有了新的飞跃。
1.2.2.4 以“重点盆地综合评价研究”为特点，明确“油气有效保存单元，晚期成藏”的评价思路（1993～1998年）
1993年7月，川鄂边区及南方新区油气勘探项目经理部成立。1996年7月，中国石油天然气总公司在海南省三亚市召开了南方油气勘探工作会议，它标志着南方油气勘探进入重点盆地勘探阶段。
在“整体评价和优选区块，统一规划部署，严格勘探程序”的指导原则下，确立了以新理论、新技术、新方法为先导，开展南方海相重点盆地的综合评价研究。在此期间，对下扬子区曾明确提出“以下古为主、以大中型构造为主、以天然气为主”的勘探思路。在南方新区部署了大区评价和盆地（区块）评价研究工作量，完成了物探老资料的重新处理与解释；实施了MT、化探、重力、航磁勘探及二维数字地震勘探；进行了老井重新试油。重点盆地部署了少量探井和科学探索井，但由于对构造复杂程度的认识及地质资料精度的影响，除石柱复向斜洋渡溪构造洋渡3井在下三叠统嘉陵江组中获日产2×104m3天然气流外，无油气突破。这些工作为整体认识南方以及盆地的重点目标区的发现、评价做了必要的准备。
1.2.2.5 分层次开展研究攻关，形成“多期成藏，油气转化，晚期调整，动态平衡”的认识（1999年以后）
1999年重组后的中国石油化工集团公司将资源发展战略放在首位，于1999年5月正式成立南方海相油气勘探项目经理部，遵照股份公司“积极准备南方”的战略部署，按“战略展开、战略突破、战略准备”3个层次，积极组织实施油气勘探工作。在2000年怀柔会议后，勘探重点实现向扬子北缘地区的转移，油气勘探取得了“一个重大突破，6个积极进展”。发现了四川盆地内最大的气田——普光气田。2004年海相新区提交新增天然气探明储量1143.6×108m3，天然气控制储量555.88×108m3，天然气预测储量1390.95×108m3，石油控制储量53×104t，三级混合储量3096×108m3（气当量），南方新区油气勘探进入了一个新阶段。
这一阶段主要针对南方海相油气勘探生产和研究形势，分层次（基础研究、综合研究、区带评价）开展科研攻关研究。中国石化组织了产、学、研结合的科研队伍，从成盆、成烃、成藏3个方面，努力发展中国南方海相成藏理论，深化南方海相选区评价研究、南方中古生界天然气成藏与富集规律研究，取得了一系列研究成果与进展。同时地球物理勘探技术（三维地震勘探、综合地球物理勘探等）、工程技术的逐渐完善，为油气的新发现打下了坚实的基础。