今天我们来看一下循环钻,以下6个关于循环钻的观点希望能帮助到您找到想要的百科知识。
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正反循环钻机自身的区别有哪些呢？
正反循环钻机自身的区别：
1、正循环是冲洗液由泥浆泵通过钻杆送入孔底，再从孔底从孔内上返到地面；反循环的冲洗液刚好与正循环的路由相反。
正循环旋转钻孔：泥浆由泥浆泵以高压从泥浆池输进钻杆内腔，经钻头的出浆口射出。底部的钻头在旋转时将土层搅松成为钻渣，被泥浆悬浮，随泥浆上升而溢出，经过沉浆池沉淀净化，泥浆再循环使用。
反循环旋转钻孔：泥浆由泥浆池流入钻孔内，同钻渣混合。在真空泵抽吸力作用下，混合物进入钻头的进渣口，经过钻杆内腔，泥石泵和出浆控制筏排泄到沉淀池中净化，再供使用。
反循环钻在软塑土、松散的沙、砾、卵及含有长木棒、树根等一杂物的垫土层中钻进，当泥浆性能较差、循环流量（流速）不当时很易发生坍塌。
2、泥浆循环方式不同，将旋转钻孔机分为正循环钻进和反循环钻进。
正循环钻机是泥浆自供应池由泥浆泵泵出，输入软管送往水龙头上部进口，再注入旋转空心钻杆头部，通过空心钻机一直流到钻头底部排出，旋转中的钻头将泥浆润滑，并将泥浆扩散到整个孔底，携同钻碴浮向钻孔顶部，从孔顶溢排地面上泥浆槽。
反循环钻机与正循环钻机的差异在于钻进时泥浆不经水龙头直接注入钻孔四周，泥浆下达孔底，经钻头拌和使孔内部浆液均匀达到扩壁，润滑钻头，浮起钻碴，此时压缩空气不断送入水龙头，通过固定管道直到钻头顶部，按空气吸泥原理，将钻渣从空心钻杆排入水龙头软管溢出。
扩展资料
钻机是在地表进行钻洞的机械设备，可以是大型户外的水井、油井、天然气井钻探设备，或者是单人可移动的小型设备，称为螺旋钻。
钻机可以对地下矿藏进行取样，或者用于安装地下生产设备，例如地下机器、仪器、管道和井道。可以是安装在卡车、拖车、轨道上的移动设备，或者是较为固定的安装在陆地、海上结构（如钻井平台，一般称为“海上石油钻机”，尽管设计上并不含有钻机）。
“钻机”这个词一般指钻探地球的地壳层的设备。由于岩土钻掘工程的目的与施工对象各异，因而钻机种类较多。钻机可按用途分类，如岩心钻机、石油钻机、水文地质调查与水井钻机、工程地质勘查钻机、坑道钻机及工程施工钻机等。
连续起下钻及连续循环钻机
连续起下钻及连续循环钻机（CMR）是一种新型的双井架自动钻机，能够完成常规的连续、快速起下钻，以及常规套管的连续、快速下套管作业，并实现连续循环和连续钻进。其可行性研究已于2010年年中完成，得出的结论是这种新型钻机是可行的。目前，它正由挪威油井系统技术集团（WEST）集团旗下的WEST钻井产品公司通过一个联合工业研究项目开展研发。
CMR钻机的主要部件包括：双井架，设计紧凑，合二为一，看上去像一个井架；两个井架机器人；两套提升系统，配备顶驱和自动上卸扣装置，两提升系统各自的提升能力为7350kN；两套自动管子操作设备。
F2.1 主要优点
（1）提高作业效率
1）实现常规钻杆连续、快速和匀速的起下钻。在起下钻过程中钻杆做连续、快速和匀速的轴向运动，在运动中完成上卸扣，而不像常规钻机那样需要停下来进行上卸扣。设计的最大起下钻速度为1800～3600m／h，大致相当于60～120根立柱／h。
2）实现连续、快速和匀速的下套管或尾管。套管或尾管在连续下入过程中完成连接。设计的最大下套管速度为900m/h。
3）实现连续循环。在起下钻和钻进过程中，钻井液的循环不间断，有利于实施控压钻井。
4）实现连续钻进。在钻进过程中，不用为连接钻杆而停钻，可以边钻边接钻杆，有利于提高机械钻速（图F2.1）。
图F2.1 连续循环与连续钻井过程示意图
（2）提高作业安全性
1）实现钻井作业过程的全自动，无需钻台工和井架工，避免人员受伤；
2）连续起下钻可减少或避免压差卡钻；
3）连续和匀速起下钻可减少或避免激动和抽吸作用引起的井筒压力波动，有利于维持井壁稳定；
4）连续循环有利于降低起下钻、下套管和接单根期间发生井下复杂情况的可能性。
（3）降低成本
因作业效率的提高，钻井周期有望缩短20%以上。钻井周期的缩短和作业安全性的提高所带来的效益完全可以抵消钻机日费的增加，并有望降低钻井成本。
F2.2 主要缺点
1）井架的高度和重量有所增加，但均在可接受的范围的；
2）钻机相对复杂，预期成本高，钻机日费高。
F2.3 前景展望
CMR钻机有望实现全自动的连续钻井作业，使钻机和钻井过程的自动水平再上一个大台阶，研制成功后，将成为钻机技术的一次重大突破，并在陆上和海上钻井中得到推广应用。如与正在推广应用的海上双作业钻机的功能集成在一起，在海洋钻井中提速潜力将更大。
冲击钻、重抓钻、循环钻（正循环、反循环）、旋挖钻这五种钻机的使用条件
条件是指得那方面！地质结构还是施工环境。地址结构得话前三者只适合打护壁和房屋得基础装之内得！且不易打易跨地层。列去砂层，卵石层。旋挖钻基本可以打所有地层。且对精度深度有较高要求得工程都能做！列如重大桥梁得建设！〈一班桩深都要求到微风化。最深可达到九十多米。看钻杆节数而定〉在场地方面！前三者要求较低！有一定得作业面就行。而旋挖则要求产地平整且要一定硬度！车子不会陷。场地宽阔！作业面积不得小于一十乘六。谢谢！
正循环回转钻机与反循环回转机的区别是什么？
正循环是冲洗液由泥浆泵通过钻杆送入孔底，再从孔底从孔内上返到地面；反循环的冲洗液刚好与正循环的路由相反。 一般施工中都是用反循环的
[正循环旋转钻孔]：泥浆由泥浆泵以高压从泥浆池输进钻杆内腔，经钻头的出浆口射出。底部的钻头在旋转时将土层搅松成为钻渣，被泥浆悬浮，随泥浆上升而溢出，经过沉浆池沉淀净化，泥浆再循环使用。井孔壁靠水头和泥浆保护。
[反循环旋转钻孔]：泥浆由泥浆池流入钻孔内，同钻渣混合。在真空泵抽吸力作用下，混合物进入钻头的进渣口，经过钻杆内腔，泥石泵和出浆控制筏排泄到沉淀池中净化，再供使用。由于钻杆内径较井孔直径小得多，故钻杆内泥水上升比正循环快4~5倍，在桥梁钻孔桩成孔中处于主导地位。 反循环钻在软塑土、松散的沙、砾、卵及含有长木棒、树根等一杂物的垫土层中钻进，当泥浆性能较差、循环流量（流速）不当时很易发生坍塌。
主要是泥浆循环方式不同，将旋转钻孔机分为正循环钻进和反循环钻进。
正循环钻进是泥浆自供应池由泥浆泵泵出，输入软管送往水龙头上部进口，再注入旋转空心钻杆头部，通过空心钻机一直流到钻头底部排出，旋转中的钻头将泥浆润滑，并将泥浆扩散到整个孔底，携同钻碴浮向钻孔顶部，从孔顶溢排地面上泥浆槽。
反循环钻进与正循环钻进的差异在钻进时泥浆不经水龙头直接注入钻孔四周，泥浆下达孔底，经钻头拌和使孔内部浆液均匀达到扩壁，润滑钻头，浮起钻碴，此时压缩空气不断送入水龙头，通过固定管道直到钻头顶部，按空气吸泥原理，将钻渣从空心钻杆排入水龙头软管溢出。
旋挖 冲击等 钻机 和正反循环钻的关系
施工工艺的不同，硬岩地层大多桩径不大而且多为端承桩大多采用冲击钻，也有一些采用人工挖孔，小孔径短桩桥梁桩大部分采用冲击钻。旋挖钻机多用于土层砂砾地层钻桩，依靠高扭矩的动力头带动螺旋钻头完成钻进工作。
筒体内装有机油。止推轴承的座圈将油腔分为两部分，座圈上开有油孔。由于油流的阻尼作用，吸收了其下钻作业时钩身的冲击震动，可以防止钻杆接头螺纹损坏。
回旋钻机依靠于泥浆泵形成正循环或反循环泥浆钻进。遇到复杂地层，桩长小于40米的，最稳妥地是采用冲击钻。地质，看质量，还是正反循环钻机好，成孔质量高，钢筋龙的保护层能保证。
扩展资料：
吊环与吊环座之间用销轴连接，吊环座与钩杆焊接成一体，筒体与钩身用左旋螺纹连接，并用止动块防止螺纹松动。钩身和筒体可沿钩杆上、下运动。内、外负荷弹簧的作用是起钻时能使立根松扣后向上弹起。
筒体上端由6个小弹簧和定位盘组成定位装置，借助定位与吊环座环形接触面之间的摩擦力，可以防止提升空吊卡时转动使吊环转位。
参考资料来源：百度百科-正反循环钻机
参考资料来源：百度百科-钻机
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。
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