顶部驱动钻井系统顶驱下套管装置、软扭矩系统、扭摆减阻系统
石油钻井顶驱简介及配件清单
石油钻井顶驱简介及配件清单顶部驱动装置是美国、法国、挪威近20年来相继研制成功、正在推广应用的一种顶部驱动钻井系统。
延续近百年的转盘钻井方式，为世界的石油立下了历史性的巨大功劳，但也有两个突出的矛盾未能得到有效的解决。
其一，由于起下钻不能及时实现循环旋转功能，遇上复杂地层，或是岩屑沉淀，往往造成卡钻。
卡钻成了长期困扰钻井工程技术的问题，我国近千台钻机，每年因卡钻造成的损失数以万计。
其二，由于常规钻机在钻进中依靠转盘带动方钻杆旋转送进，方钻杆的长度限制了钻进深度，故每次只能接单根，因而费工费时效率低，劳动强度大。
而所谓的顶部驱动，则是把钻井动力部分由下边的转盘移动到钻机上部的水龙头处。
它可从井架空间上部直接旋转钻柱，驱动钻具旋转，并沿着井架内专用的导轨向下送进，完成钻柱旋转钻进，循环钻井液，接立根，上卸扣和倒划眼等多种钻井工艺操作。
由于取消了方钻杆，无论是在钻进过程中，还是在起下钻过程中，钻柱可以保持钻井液循环。
因而，由于各种原因引起的遇卡遇阻事故可以得到及时有效的控制和处理。
同时，可以进行立根钻进，大大提高了纯钻进时间，钻井实验表明：这种系统可节省钻井时间20%-25%。
参见图1。
该图表明顶部驱动钻井装置主要有三个部分组成：导轨滑动架总成、水龙头-钻井电机总成和钻杆上卸扣装置总成。
图1 顶部驱动钻井装置系统图随着顶部驱动钻井装置在世界范围内钻机上的大批应用，生产顶部驱动钻井装置的厂家也由当初的美国、挪威扩展到法国、加拿大等4个国家的7家公司。
之后，中国、英国也加入到顶部驱动装置的生产行列。
总之，顶部驱动钻井系统是当今石油钻井自动化中的前沿技术与装备，用于钻斜井、钻高难度的定向井时效果尤为显著。
该设备主要包括以下零部件：东营博锐林特商贸有限公司。
景宏顶新驱培训课本(景宏顶驱的系统组成跟功能)
大庆景宏石油设备制造有限公司
(4)动力水龙头: 动力水龙头部分由主电机、电机上端的刹车与风冷装置、
平衡装置、提环、冲管总成、减速箱及其它零部件等组成。 动力水龙头主要功能是使主电机驱动主轴旋转钻进，为上/ 卸扣提供动力源，同时循环泥浆，保证正常的钻井工作进行。
平衡装置
提环 冲管总成
减速箱
刹车与风冷装置
大庆景宏石油设备制造有限公司
9、单牙板防松机构,承扭能力大,安装拆卸方便。 10、电缆均采用整体防护, 增加了机械强度，提高使用可 靠性。 11、回转头通过固定轴与箱体联接，起下钻或使用震击器 解卡时，主轴不受力，提高了主轴轴承的使用寿命。 12、专利技术的顶驱下套管装置，下套管过程中遇阻和井 涌时，可实现顶驱和套管快速对接，建立泥浆循环，减少事 故发生（用户选配）。 13、配备了手动卡瓦气动提升装置，减少了工人的劳动强 度，提高了钻井速度（用户选配）
其主要技术特点有： 1、采用专利技术的双油缸对夹式背钳，无需定位 锁紧回转头就可以实现上卸扣功能，适用性强、操作 方便、简单，上卸扣过程省时省力。
大庆景宏石油设备制造有限公司
2、液控IBOP机构采用齿轮齿条的专利机构，并且油缸油路 内部沟通，外部无液压管线，避免了刮碰和损坏，使IBOP 工作可靠性大大提高。
3、导轨采用滑插式可折叠的结构，安装拆卸快捷、方便、 安全。相比国内外其它品牌顶驱导轨安装节省了2～3小时。
4、减速箱主轴密封采用倒油杯的专利结构，运行过程中 润滑油不会因为主轴油封失效而漏油。
5、司钻操作台配备了触摸控制屏，及时了解设备运行状 态及故障点，提高设备运行可靠性。
6、专利技术的单液压缸平衡系统，对称性好，受力均匀。 7、双PLC控制系统，互为备份，大大提高顶驱可靠性。 8、液压源安装于顶驱本体，集成化程度高，方便安装。
顶驱钻井系统全面介绍
VARCO公司顶驱参数
17
TDS-11SA技术参数：
API提升载荷：500吨（S） 整体式水龙头 双交流电机：2×350马力 减速箱齿轮传动比：10.5 连续工作扭矩：51.75kNm 间歇工作扭矩：67.34kNm 适用钻杆尺寸：3½ ～5in 静音斜齿轮传动
18
（2）中国的研制发展过程
10
2．顶驱的历史
第一台顶驱钻井系统由美国Varco公司于1982 年研制成功，此后法国、挪威、加拿大和中国 相继研制成功
11
（1）美国 Varco公司的研制历程
20世纪80年代。Varco 公司从上世纪六十年代开始研 制顶驱。
在1981年年底研制出最初的TDS-l型牵引型顶部驱动 钻井装置的系列马达原型，并作出了顶部驱动钻井装 置TDS-2型的设计。1983年生产了单速（速比为5.33： 1）的TDS-3型顶部驱动钻井装置，并由此形成了工 业标准，这一标准改变了世界海洋与陆地钻探油气的 方式。
顶部驱动系统(TDS)
TOP DRIVE SYSTEM
1
目录
1．概述 2．顶驱的历史 3．主要组成 4．技术特点 5．技术评价 6．设计制造中的一些问题 7．顶部驱动钻井系统的经济技术评价 8．主要生产厂家及产品特点 9．顶驱的发展
2
1.概 述
顶驱钻井系统（TDS）是一套安装于井架内部 空间、由游车悬持的顶部驱动钻井装置。利用 水龙头与钻井马达相结合，配备一种结构新型 的钻杆上卸扣装置（管柱处理装置），从井架 的上部直接旋转钻柱，并沿井架内专用导轨向 下送进，可完成钻井、倒划眼、接钻杆、循环 钻井液、下套管等各种钻井操作。
顶部驱动，是把钻机动力部分由下边的转盘 移到钻机上部水龙头处，直接驱动钻具旋转钻 进的驱动
北京石油机械厂 顶驱
DQ70BSC 顶部驱动钻井装置 7000(114mm钻杆)ຫໍສະໝຸດ DQ50BC 顶部驱动钻井装置
5000(114mm钻杆)
DQ40BC 顶部驱动钻井装置
4000(114mm钻杆)
DQ40Y 顶部驱动钻井装置
4000(114mm钻杆)
2000 6750 9000 6750 4500 4500 3150 2250 2250
87～187(2 7/8～5 1/2钻杆)
60
87～187(2 7/8～5 1/2钻杆)
50
87～187(2 7/8～5 1/2钻杆)
Copyright2006 北京石油机械厂 京ICP备05018999号
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一次可钻进28m长一个立根，上卸扣时间减少了三分之二； 在起钻时若遇阻遇卡可迅速接上钻具，一边旋转，一边循环泥 浆； 进行倒划眼和下钻划眼，大范围活动钻具，减少了卡钻事故； 由于有遥控的内防喷控制机构，井控安全； 在额定扭矩下连续堵转运行； 单双电机运行切换简单； 技术参数设置合理，自动化程度高，程序运行可靠。
最大载荷(kN)：9000 转速范围(r/min)：0～200 工作扭矩(连续)(kNm)： 85(0～100r/min) 最大卸扣扭矩(kNm)： 135 背钳夹持范围(mm)：87～250(2 7/8～6 5/8钻杆)
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顶部驱动钻井装置简介
顶部驱动钻井装置简介目录•顶部驱动钻井装置概述•顶部驱动钻井装置结构组成•顶部驱动钻井装置工作原理与性能特点•顶部驱动钻井装置安装与调试•顶部驱动钻井装置操作与维护保养•顶部驱动钻井装置在石油工程中的应用实例01顶部驱动钻井装置概述定义与基本原理定义顶部驱动钻井装置，简称顶驱，是一种直接安装在钻柱顶端，能够旋转钻柱并施加扭矩的钻井设备。
基本原理通过电动机或液压马达驱动齿轮减速机构，将扭矩传递给钻柱，同时通过控制系统实现钻柱的旋转、提升、加压等操作。
发展历程及现状发展历程顶驱技术起源于20世纪60年代，经历了从机械式到电动式、从单一功能到多功能的发展历程。
随着技术的不断进步，顶驱已经成为现代钻井技术的重要组成部分。
现状目前，顶驱技术已经广泛应用于石油、天然气、地热等领域的钻井作业中。
随着非常规油气资源的开发，顶驱技术也在不断发展和创新，以适应更复杂、更恶劣的钻井环境。
应用领域与市场需求应用领域顶驱主要应用于石油、天然气、地热等领域的钻井作业中。
它可以提高钻井效率、降低钻井成本、减少井下事故等。
市场需求随着全球能源需求的不断增长和非常规油气资源的开发，顶驱市场需求将持续增长。
同时，随着环保要求的提高和技术的进步，市场对顶驱的性能、可靠性、安全性等方面也提出了更高的要求。
02顶部驱动钻井装置结构组成提供驱动力，驱动传动系统工作。
柴油机或电动机液压泵站冷却系统为控制系统和辅助系统提供液压动力。
对动力系统进行冷却，确保其在高温环境下正常工作。
030201将动力系统的输出转速和扭矩调整到适合钻井作业的范围。
变速箱实现传动系统与动力系统的连接与断开，方便操作和维护。
离合器将动力传递给钻井装置的其他部分，如转盘、绞车等。
传动轴主控制器对整个顶部驱动钻井装置进行集中控制，实现自动化操作。
传感器监测钻井装置的工作状态，如转速、扭矩、温度等，并将数据传输给主控制器。
执行器根据主控制器的指令，控制传动系统、辅助系统等的工作。
顶部驱动装置的简介
渤 海 钻 探 工 程 公 司
顶部驱动装 置的简介
渤 海 钻 探 工 程 公 司 渤钻第三钻井工程分公司 什么是顶部驱动钻井装置？ 顶驱——就是可以直接从井架空间上部直接旋转钻柱，并沿井架内专用导轨向下送进，完成钻柱旋转钻进，循环钻井液、接单根、上卸扣和倒划眼等多种钻井操作的钻井机械设备。
渤 海 钻 探 工 程 公 司
渤钻第三钻井工程分公司
DQ
70
BS
顶部驱动钻井装置（DingQu）
名义钻深（7000m/4500kN) （5000m/3150kN）
驱动方式： B： 交流变频驱动 BS：交流变频驱动、双电机 Y： 液压驱动
H/C
渤 海 钻 探 工 程 公 司 渤钻第三钻井工程分公司 顶驱的组成 主要有三个部分组成：导向滑车总成、水龙头-钻井马达总成和钻杆上卸扣装置总成。
渤 海 钻 探 工 程
中国顶驱
我国从20世纪80年代末开始跟踪这一世界先进技术，1993年列入原中国石油天然气总公司重点科研计划，由石油勘探开发科学研究院北京石油机械研究所、宝鸡石油机械厂及大港石油管理局等单位联合承担试制开发任务。 1995年完成样机，1997年4月样机安装在塔里木60501钻井队钻机上进行工业试验，完钻井深5649m，垂深5369 m，水平位移550 m，井斜角 70度 ，DQ-60D型顶驱研制成功，标志着我国成为世界上第五个可以制造顶部驱动钻井装置的国家 。
渤钻第三钻井工程分公司
渤 海 钻 探 工 程 公 司
谢谢
渤 海 钻 探 工 程 公 司
渤钻第三钻井工程分公司
液压阀组
风冷装置
主电机
减速箱
刹车机构总成
散热器
提环
国产顶部驱动钻井装置发展趋势
210研究与探索Research and Exploration ·探讨与创新中国设备工程 2017.08 (上)顶部驱动钻井装置（顶驱）是20世纪80年代以来发展起来的新型重大石油钻井技术装备，它取代传统的转盘加方钻杆而直接驱动钻柱钻进，极大减少了遇阻、卡钻等复杂情况的发生。
顶驱代表钻井工艺技术、机电液一体化石油专用设备的最高水平，已经成为深井、复杂井以及出国钻机的必备设备之一。
我国从20世纪80年代末开始顶驱装置的研究工作，北石、宝石、天意、景洪、宏华等石油装备制造企业先后开发了多种型号顶驱，部分指标和性能达到了国际水平。
由于起步较晚，目前我国生产的顶驱还不能完全满足海洋和陆地钻井的需要，与国外相比仍有一定距离。
近年来，随着钻井设备发展，信息网络化、便携快搬、快速有效钻井等新技术得到广泛运用，国产顶驱在以下方面仍然有很大的改善和发展空间。
1 直驱顶驱直驱顶驱就是通过电机直接驱动主轴，带动钻具旋转。
相比常规顶驱，直驱顶驱没有传动装置，也就是没有齿轮箱，因此传动效率更高，能够提升能效10%以上，钻井行业本身是能源消耗巨大，如果都能采取直驱，节约的能源将非常可观。
除此之外，直驱顶驱还有以下传统顶驱所不具备的优点。
（1）无齿轮变速箱机构和齿轮与轴承润滑油及冷却过滤系统，在传动机构中减少了机械密封机构，显著降低设备故障率及维护难度，使得电机之外的加工制造更易保证。
（2）减少了变速箱以及相关的润滑系统和轴承等部件，相应地减少了因为变速箱的可靠性问题及相关轴承和齿轮故障而停机的时间。
另外由于没有齿轮箱，顶驱的工作噪音降低。
因此直驱顶驱不仅提供了工作性能，还减少了维修和停机时间。
影响直驱顶驱技术发展的瓶颈是电机技术，由于变频电机的低速不稳定性、功率密度等限制，使直驱顶驱的发展一直停滞在理论上，即使有个别顶驱生产厂家生产了直驱顶驱，也因为体积巨大，性能不可靠等原因而无法得到广泛运用。
最近几年，随着电机制造技术尤其是永磁同步电机制造技术水平的提高，生产出结构简单、功率密度大、功率因数高、可控性好的电机逐渐成为可能，直驱顶驱甚至直驱钻井将很快出现在中国市场上。
顶驱
利用转盘旋转钻进时，方钻杆被转盘推动旋转，同时又可
通过转盘上的方补心向下送进。方钻杆长约9m，故方钻杆钻
完一根杆长行程后，就需将它取下再接一单根才能继续钻进。
而顶部驱动钻井装臵不使用方钻杆，不受方钻杆长度约束， 也就避免了钻进9m左右接一单根的麻烦。代之而起的是利用
顶部驱动钻井系统
立根钻进。这种使用立根钻进的能力大大节省了接单根的时 间。可以这样来做一个测算，若钻进1000ft（即305m）中每 一次连接单根的平均时间为1min（准确的说，从钻头离开井 底到开钻之前），那么用立根钻进就可减少2/3的连接时间， 即减少 (305/9.17)×(2/3) ×10 =221min的接单根时间（即在 钻头不钻进的情况下的总计时间）。换言之，这相当于节省
4h左右的是时间用于钻进。单根接成立根一般可以在空闲时，
如注水泥候凝或换钻头下钻进行。
顶部驱动钻井系统
(2).倒划眼防止卡钻 由于具有可使用28m立根倒划眼的能力，所以该装臵可在 不增加起钻时间的前提下，顺利的循环和旋转将钻具提出井 眼。钻杆上卸扣装臵可以在井架中间卸扣，使整个立根排放 在井架上。在定向钻井中，它具有的倒划眼起钻能力可以大 幅度地减少起钻总时间。
主要技术指标：名义钻井深度 6000m，最大钩载4500kN， 动力水龙头最大扭矩40kN.m， 转速范围0~180r/min，无级调 速，直流电机最大输出功率 940kW，倾斜背最大倾斜角 回转半径1350mm，最大卸扣
（前倾角30°，后倾角15°），
扭矩80kN.m，上卸扣装置夹
钻杆范围89~ 216mm（3 ½~8 1/2"）
制水龙头旋转接头。套管可以旋转和循环入井，从而减少缩
径井段的摩阻力，这样套管就容易通过井径缩小的井眼。 (10).取心
浅谈石油机械——顶驱结构与发展
浅谈石油机械——顶驱结构与发展摘要：顶部驱动钻井装置是20世纪80年代兴起的新型钻井技术,是旋转钻井技术的一项重大突破,在国际石油工业中得到迅速发展和应用,顶驱装置的应用明显提高了钻井作业的速度和效率,已成为石油钻井先进装备的代表。
虽然国产顶驱在设计制造时都引进了国外的先进技术,但同国外的顶驱相比,国产顶驱的质量和性能等方面仍然存在着或多或少的问题。
因此,顶驱整体的设计与研究,对缩短与国外之间的技术差距、提高顶驱产品的技术含量、提升顶驱产品的品质具有重要的现实意义。
关键词：顶驱结构、发展、性能特点1顶驱装置1.1顶驱装置概述及结构顶驱的全称为顶部驱动钻井装置TDS（TOP DRIVE DRILLING SYSTEM），是美国、法国、挪威近20年来相继研制成功的一种顶部驱动钻井系统。
它可从井架上部空间直接旋转钻杆，沿专用导轨向下送进，完成钻杆旋转钻进，循环钻井液，接立柱，上卸扣和倒划眼等多种钻井操作。
该系统显著提高了钻井作业的能力和效率，并已成为石油钻井行业的标准产品。
自20世纪80年代初开始研制，现在已发展为最先进的整体顶部驱动钻井装置IDS（INTEGRATED TOP DRIVE DRILLING SYSTEM），是当前钻井设备自动化发展更新的突出阶段成果之一。
顶部驱动装置的出现，使得传统的转盘钻井法发生了变革，诞生了顶部驱动钻井方法。
顶部驱动钻井装置的旋转钻柱和接卸钻杆立根更为有效的方法。
该装置可起下28米立柱，减少了钻井时三分之二的上卸扣操作。
它可以在不影响现有设备的条件下提供比转盘更大的旋转动力，可以连续起下钻、循环、旋转和下套管，还可以使被卡钻杆倒划眼。
图1．1为我公司生产的DQ70III-A型顶驱主要部件图。
图1．1我公司生产的DQ70III-A型顶驱主要部件图1.2顶驱的特点作为当前最新的钻井方式，有许多不同于方钻杆钻井的优点。
同以前的方法相比，顶部驱动钻井装置还有一些特定优点：1．在起下钻及遇阻遇卡时，能及时旋转钻杆和循环泥浆。
钻井装备顶部驱动的先进控制技术
顶部驱动钻井装置是集机电液一体化的钻井设备，结构相对复杂，控制技术相对集中。
衡量顶部驱动钻井装备性能的一项重要指标就是其对于扭矩及转速的控制。
本文从顶驱的基本装备特点出发主要介绍了两种应用于顶驱控制的先进技术。
从中我们可以看到控制技术的创新及应用对于顶部驱动钻井装置的安全运行和制造服务有着重大的意义[1]。
1 顶部驱动钻井装置顶部驱动钻井系统按照其动力源的不同基本可以分为三大类，第一类是全液压驱动的（如Maritime Hydraulics 公司的产品），驱动主轴旋转的动力源是液压能；第二类是直流电驱动的（如美国Varco公司的产品），驱动主轴旋转的动力源是直流电，直流电源是来自电动钻机的AC-SCR系统；第三类是交流电驱动的（如挪威的DDM型），驱动主轴旋转的动力源是交流电，调速利用AC/AC变频技术。
自从1982年第一台顶部驱动装置问世，经过不断地改进和开发，顶驱装置已经在多种海洋和陆地钻机上得到了推广和应用[2]。
顶部驱动钻井装置主要由三部分组成，分别是导向滑车总成、水龙头-钻井马达总成和钻杆上卸扣装置总成。
实践表明，该系统可节省20%～25%的钻井时间，并且可以有效预防卡钻事故的发生，将其用于钻斜井、高难度定向井时，经济效果尤为显著[3]。
1.1 顶部驱动钻井装置的发展历程（1）美国Varco公司是最早研究开发顶驱系统的公司之一，从第一代TDS-3S发展到至今的最新一代产品TDS-SA系列型顶驱装置，采用双电机控制技术，装置体积较小、结构紧凑，可以在43m井架上安装运行，提升可达4500kN[4]。
（2）加拿大Canrig公司既生产交流变频电驱动顶驱系统，又生产直流变频电驱动顶驱系统。
其生产的6027E、8035E、1050E、1165E等4种规格顶驱装置为单速传动，此外还生产6027E-2SP、1050E-2SP、1165E-2SP型等3 格双速传动顶驱装置（全部采用交流变频电驱动型式）[5]。
顶部驱动钻井系统
2、导向滑车总成 具体有：导轨（立于井架内， 具体有：导轨（立于井架内，有 单轨和双轨两种）、滑车框架（ ）、滑车框架 单轨和双轨两种）、滑车框架（固定在 顶部驱动装置壳体上）、导向轮（ ）、导向轮 顶部驱动装置壳体上）、导向轮（装在 滑车框架上，可沿导轨滚动）。 滑车框架上，可沿导轨滚动）。 作用： 作用：引导顶部驱动装置上下运 承受钻井过程中的反向力矩。 动；承受钻井过程中的反向力矩。 3、钻杆上卸扣装置（Pipehander） 钻杆上卸扣装置（Pipehander） 具体有：吊卡、吊环、 具体有：吊卡、吊环、吊环连接 吊环倾斜器、液压扭矩钳。 器、吊环倾斜器、液压扭矩钳。 作用：通过吊卡、吊环、起吊钻 作用：通过吊卡、吊环、 通过液压扭矩钳上 卸扣（ 具；通过液压扭矩钳上、卸扣（将钻具 与顶部驱动装置的主轴连接或卸开）。 与顶部驱动装置的主轴连接或卸开）。
导向滑车总成
二、全液压驱动的顶部驱动钻井系统
公司的产品。 这里介绍挪威 Maritime Hydraulics 公司的产品。 1、系统组成 PTD轻便式顶部驱动钻井系统主要由以下几大部分组成： PTD轻便式顶部驱动钻井系统主要由以下几大部分组成： 轻便式顶部驱动钻井系统主要由以下几大部分组成 1）水龙头（借用钻机原配的常规水龙头）； 水龙头（借用钻机原配的常规水龙头）； 2）液控钻具防喷器——由钻具防喷器、液压缸组成； 液控钻具防喷器 由钻具防喷器、液压缸组成； 由钻具防喷器 3）钻井马达总成 4）钻杆上卸扣装置 5）液压动力系统
2、安装布置 、
返回10
3、顶部驱动装置总成 、 要点： 要点：
1、水龙头中心管经锥 管螺纹与主轴连接。 管螺纹与主轴连接。 2、主轴与从动大齿轮 固连。 固连。 3、两个液压马达的输 出轴通过花键与主动小齿 出轴通过花键与主动小齿 轮轴固连。 轮轴固连。 4、钻杆上卸扣装置悬 钻杆上卸扣装置悬 挂在主轴下台肩上。 挂在主轴下台肩上。 5、导向滑车通过四个 、导向滑车通过四个 铰链与减速箱壳体固连； 铰链与减速箱壳体固连； 液压顶部驱动装置结构原理图
顶驱下套管装置介绍
顶驱下套管装置介绍作者：初德军邢志彪来源：《中国机械》2014年第16期摘要：海洋石油勘探开发作业中深井、大位移井、大斜度井作业量不断增加，常规下套管方式已经不能满足对作业安全性和时效性的要求。
顶驱下套管装置是一种基于顶驱系统用于下套管作业的集机械、液压于一体的装置。
它将顶驱、套管钻井技术的优点组合起来，使套管柱同时完成旋转、提放及泥浆循环等工作，从而实现一次将套管下到井底。
关键词：套管；遇阻；泥浆循环；执行器；封隔器皮碗；引导矛头引言近年来四海地区大位移大斜度的深井作业数量明显增加，目前普遍使用的常规下套管方式存在诸多弊端，如对井眼规则性、井壁稳定性及钻井液的性能等要求很高，已经不能满足该类井下套管作业对其安全性、时效性的要求。
世界上多家石油装备公司一直在积极的开发安全、时效性强、操作简单的下套管设备。
如：（1）美国BJ公司开发出一种用于油田下套管和油管作业的全机械化系统。
可用于下7〞～36〞的套管，大大提高了作业的安全性和效率；（2）美国威德福公司开发了一种用于套管钻井的内驱动套管系统，该系统机能安全快速地连接单根套管，也能够驱动深度不超过4500m的9-5/8〞～13-3/8〞套管柱或深度不超过1500m的（16〞～20〞）套管柱；（3）加拿大Tesco公司研制出一种先进的套管驱动系统，该系统根据不同规格的套管分外驱动和内驱动两种，分别适用于（4-1/2〞～7〞）套管和7〞～9-5/8〞套管，在遇到困难井眼时配套附件还可以扩眼；以上新型下套管设备都可以在下套管作业时使套管柱同时完成旋转、提放及循环钻井液等工作，最大限度地保证了套管能正常下到井底。
1.传统下套管装置的缺点传统的下套管方式不仅效率低、质量差，而且动用的人员多、风险高，遇到缩径井段时处理问题能力不足，在位移和斜度较大的井进行下套管作业风险较高，具体问题如下：1.1.由于下放遇阻而无法将套管下到设计位置；1.2.要求井壁极为规则，对于全角变化率大的井段要求反复大幅度活动钻具；1.3.对下套管过程中的静止时间要求很短，套管柱较长时间静止不动时可能发生的套管与井壁粘卡；1.4.由于激动或套管泥浆灌注不足可能发生的井控情况；1.5.由于采用套管异径过渡接头进行泥浆循环而产生套管丝扣被损坏的危险；1.6.对于地层承压能力较差，钻井过程中发生过漏失或者有潜在漏失层的井，采用常规下套管方式作业风险很高；1.7.下套管遇阻后无法继续时，需要将套管柱起出，重新组合通井钻具对井眼进行净化、划眼并二次下套管，明显的降低时效；1.8.自动化程度低，需要使用套管动力钳，大吨位游动吊卡、套管扶正台、单独的套管泥浆灌注或循环工具或管线等器具，作业所需的人员多且劳动强度大，风险高，效率低。
顶驱钻机介绍
优选顶驱钻机介绍
一、概述 顶部驱动技术是转盘钻机问世以来的几项重大变革
(液压盘式刹车、液压钻井泵、交流变频驱动等)之一。自 1981年12月美国Varco公司研制的顶部驱动系统 (简称TDS、 顶驱)投人使用以来，顶驱逐渐被世界各国石油钻井界所 采用。目前，浅海上钻井船或平台，几乎全部装备了顶驱， 陆地石油钻机也越来越多地装备了顶驱，继美国Varco公 司之后，挪威的Maritime Hydraulics公司、法国的ACBBretbr公司和TRITEN公司、美国的National-Oilwell公司、 加拿大的CANRIG公司和Tesco公司等都研制和使用顶驱。
4、 扭矩管、平衡系统、冷却系统 扭矩管也称导轨，为顶驱提供了上下
滑动的导轨，起扶正作用，便于接立柱时 对扣和下套管时对套管扶正，同时用来抵 消钻井过程中钻具旋转的反扭矩，即将反 扭矩传到井架底座上，而不传给井架。平 衡系统采用双液压平衡液缸，其作用类似 于大钩弹簧。冷却系统由鼓风机、交流电 动机、导管组成，向钻井电动机提供冷却 空气。
2、倾斜装置 倾斜装置由机械臂、吊环、驱动机构
组成，驱动机构又分气动、液动两种。气 囊或液缸使机械臂带动吊环前摆、后摆， 在接单根及从指梁取放立柱时使吊卡可自 动摆到位。
3、管子处理装置
该装置体现了顶驱的最大优点。它由 扭矩钳、内防喷控制阀和执行机构组成。 扭矩钳在液压作用下，可在任何时候、任 何位置完成上卸扣作业。内防喷器控制阀 在停泵情况下，可操作机械臂任意开关， 这既可节约钻井液又可实施井控。
三、顶驱系统的优点
与常规转盘钻机相比，顶部驱动系统 有很多优点。
1、起下钻过程简单
常规转盘钻机接单根的钻井过程如下： (1)打完单根后停止旋转和循环，提升系统上提
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AA附 录 A（规范性附录）顶驱下套管装置A.1 概述顶驱下套管装置是基于顶驱装置进行下套管作业的一种工具，按照驱动方式可分为液压驱动、机械驱动、液压机械复合驱动顶驱下套管装置。
根据夹持套管的部位不同可分为内卡式顶驱下套管装置和外卡式顶驱下套管装置。
顶驱下套管装置的设计及制造应满足以下功能及技术要求。
A.2 功能要求A.2.1 概述顶驱下套管装置应具备相应的功能，产品部件和整机安装完成后均应进行试验以评定其功能是否达到设计要求。
A.2.2 顶驱下套管装置功能描述A.2.2.1顶驱下套管装置应和顶驱具有良好的兼容性，与顶驱连接后应留有安全作业空间。
A.2.2.2顶驱下套管装置通过顶驱的提升和下放实现套管柱的提升和下放动作；通过顶驱的主轴旋转带动顶驱下套管装置的卡瓦夹持总成实现套管螺纹的连接和松开。
套管的钻井液灌注和循环通过顶驱钻井液通道完成，顶驱下套管装置的密封导向总成应具备密封套管的能力。
A.2.2.3顶驱下套管装置下放套管规格应符合GB/T 19830。
A.2.2.4顶驱下套管装置下套管作业数据（扭矩、转速）源于顶驱控制系统，应具有设定、记录和归档功能，具备追溯性。
A.2.2.5顶驱下套管装置为可选配套装置，不作为顶驱的标准配置出厂。
A.3 顶驱下套管装置设计要求A.3.1 由于不同规格套管的抗内、外压能力不同，为了安全起见，当套管标称外径大于等于168.28 mm时宜采用内卡的夹持方式，当套管标称外径小于168.28 mm时宜采用外卡的夹持方式。
A.3.2 顶驱下套管装置与顶驱之间应具有良好的接口（连接螺纹、控制管线），安装时应不拆除内防喷器，安装后不应影响顶驱的基本功能。
A.3.3 顶驱下套管作业时，宜使用加长吊环，可在原吊环的基础上利用短吊环加长原吊环，以满足安全提升管柱要求为准则。
A.3.4 顶驱下套管装置在满足安全提升和扭矩载荷的前提下，一套装置应能满足多种规格套管的作业需求，减少设备的数量。
顶驱下套管装置的卡瓦夹持机构提升管柱时，顶驱下套管装置的额定提升载荷应大于理论套管柱悬重；否则不可使用顶驱下套管装置的卡瓦夹持机构提升，应用满足安全提升的吊环提升套管柱。
A.3.5 顶驱下套管装置的卡瓦夹持机构及整机应提供满足驱动套管（柱）旋转的扭矩且具备反转功能，其最小额定工作扭矩应不低于对应套管螺纹上紧扭矩的1.5倍，满足松开套管螺纹的技术要求。
利用顶驱下套管装置松开套管螺纹时，可能导致顶驱下套管装置与顶驱连接处螺纹松动，应加装防松装置。
A.3.6 顶驱下套管装置的卡瓦夹持机构不应咬伤套管工作面，宜通过提高卡瓦夹持机构与套管本体的接触面积改善套管受力情况，宜使用微牙痕技术设计制造卡瓦夹持机构。
A.3.7 顶驱下套管装置的密封总成应具备较高的套管密封能力，满足钻井液灌注及循环作业要求。
其动态密封压力应不低于钻井液循环通道实际工作压力。
A.3.8 顶驱下套管装置上所有螺钉均应采取防松措施，除采用弹簧垫圈等防松措施外还应编织钢丝以防松动掉落。
A.4 顶驱下套管装置试验要求A.4.1 概述包括空载运转试验、拉力加载试验、扭矩加载试验、密封总成密封试验。
A.4.2 空载运转试验主轴在0 rpm～50 rpm转速之间运转，无级调速，先低速，后高速，低速运转时长不小于10 min，总运转时长不得小于30 min。
不同转速下最高转矩应不大于3.0 kN·m。
A.4.3 拉力加载试验顶驱下套管装置卡瓦夹持机构（钳牙）抱紧套管后，以额定工作拉力为试验拉力的上限值，按规定从0逐级拉伸，测试顶驱下套管装置的提升机构及卡瓦夹持机构的抗拉性能。
在试验套管的额定拉力范围内，卡瓦与套管之间应无明显相对轴向滑动，卡瓦对套管无明显咬伤，咬痕深度不超过1 mm。
A.4.4 扭矩加载试验顶驱下套管装置卡瓦夹持机构抱紧套管后，以额定工作扭矩为试验扭矩的上限值，按规定从0逐级扭转，测试顶驱下套管装置的传扭机构及卡瓦夹持机构的抗扭性能。
在试验套管的额定扭矩范围内，卡瓦与套管之间应无明显相对周向滑动，卡瓦对套管无明显咬伤，咬痕深度不超过1 mm。
A.4.5 密封总成试验密封总成中的主密封元件的密封性能，宜在整机上进行试验。
当其工装模拟的压力条件符合组装后该元件的情况时，亦可单独进行试验。
试验压力值应不低于对应的密封耐压。
以密封耐压为试验压力的上限值，按规定从0逐级增压，测试顶驱下套管装置密封总成的密封能力。
稳压后保持测试压力5 min，最大压降不得大于1.0 MPa。
A.5 技术参数表征顶驱下套管装置的主要技术参数有提升载荷、工作扭矩和密封耐压，主要参数宜符合表A.1的规定。
表A.1 顶驱下套管装置的主要技术参数A.6 检验规则A.6.1 检验分类A.6.1.1 出厂检验顶驱下套管装置出厂前应逐台检验，经检验合格附有产品合格证方可出厂。
A.6.1.2 型式检验有下列情况之一应进行型式检验：——新产品或老产品转厂生产的试制定型鉴定；——正式生产后，如结构、材料、工艺有较大改变，可能影响产品性能时。
A.6.2 判定规则型式检验，内容有一项不合格时，则认为型式检验不合格。
出厂检验，内容有一项不合格时，则认为该产品不合格。
检验项目与判定准则见表A.2。
A.2检验项目与判定规则A.7 标识、包装、运输与贮存产品随机文件、标识、包装、运输与贮存等，按照顶驱装置条款执行。
附 录 B（资料性附录）软扭矩系统B.1 技术要求B.1.1 系统应用井况条件软扭矩系统适用于石油天然气钻井作业，出现粘滑振动工况时。
B.1.2 功能要求B.1.2.1系统开启时，应能明显抑制粘滑现象，在60s内使地面扭矩（扭矩实际值）波动幅值减小30%以上。
B.1.2.2系统应有转速实际值与扭矩实际值的慢速归档、快速归档与趋势显示功能，慢速归档间隔采样周期不大于500ms，快速归档采样周期不大于5ms，趋势显示采样周期不大于500ms。
B.1.2.3系统应配备HMI界面。
B.1.3 稳定性要求不应因软扭矩功能致使转速实际值产生发散振荡。
B.1.4 安全性要求B.1.4.1系统开启时，系统不应改变原有顶驱控制系统的安全措施。
B.1.4.2系统应具有任意工况下参与、退出顶驱控制的能力。
B.1.4.3系统出现故障时，不应影响顶驱原控制系统的功能。
B.1.5 防爆要求应按照SY/T 6671关于危险区域的划分，进行相应防爆设计。
B.1.6 人机交互设备要求B.1.6.1应显示系统运行状态。
B.1.6.2应提供人工调节参数的设置接口，例如启停软扭矩功能、输入钻杆类型等相关参数。
对于开启后可能造成地面转速大幅波动的软扭矩技术，还应具备作用强度调节功能。
B.1.6.3应具备历史数据存储和查询功能。
B.1.7 操作要求B.1.7.1操作人员应经过专门培训，熟悉软扭矩系统的用法和应急处置方法。
B.1.7.2满足如下条件时，才允许启动软扭矩功能：a)设置好相关参数；b)检查确认参数无误。
B.2 试验方法试验项目按表B.1的规定执行。
表B.1软扭矩系统试验项目B.2.2有效性测试B.2.2.1技术要求系统开启时，应能明显抑制粘滑现象，达到下列要求：a）启动、运行及停止过程中，不应有异常响声或振动；b）60秒内地面扭矩（扭矩实际值）波动幅值减小30%以上；c）试验全程，地面转速（转速实际值）波动幅值应在0-200%转速设定值之间，但最高不应超过顶驱或转盘的最高允许转速；d）试验全程，地面转速（转速实际值）平均值与转速设定值的偏差应小于转速设定值的10%；e）应在泵压、钻压、转速设定值、扭矩限定值等钻井参数保持不变的情况下，进行上述试验。
试验应采用B.1.2.2要求的快速归档数据。
B.2.2.2试验条件实际钻井作业中，出现典型的粘滑现象时。
B.2.2.3试验步骤a)观察记录转速实际值、扭矩实际值波动幅值，记录具体数值波动范围；b)启动软扭矩，观察记录开启软扭矩功能开启前60s和开启后60s内转速实际值、扭矩实际值波动趋势变动情况；c)观察记录软扭矩开启60s内转速实际值、扭矩实际值波动幅值，记录具体数值波动范围；d)停止软扭矩；e)试验结果应符合B.2.2.1。
B.2.3频域响应测试B.2.3.1技术要求应满足具体软扭矩技术对应的频域响应要求。
实际钻井作业前，或出厂试验时。
试验前，应断开与钻柱连接，拆除与顶驱连接的所有负载，包括冲管。
B.2.3.3试验步骤a)使顶驱在额定转速以下匀速运转不小于30s；b)施加动态扰动不小于60s，并以不大于5ms的采样周期，记录转速扭矩相关的输入、输出和中间控制变量；c)去掉动态扰动；d)使顶驱以额定转速以上匀速运转不小于30s；e)施加动态扰动不小于60s，并以不大于5ms的采样周期，记录转速扭矩相关的输入、输出和中间控制变量；f)使用数据分析软件对记录数据进行频域响应分析，结果应符合B.2.3.1要求。
B.2.4稳定性测试B.2.4.1技术要求奈奎斯特图显示系统稳定。
B.2.4.2试验条件频域响应测试完成后。
B.2.4.3试验步骤采用B.2.3的步骤收集记录的数据，生成奈奎斯特图，进行稳定性分析。
B.2.5 安全性测试B.2.5.1 技术要求应满足B.1.4所列要求。
B.2.5.2 试验条件实际钻井作业前，或出厂试验时。
B.2.5.3 试验步骤应按照如下步骤进行测试和试验：a)系统停止、系统运行的状态下，顶驱原有安全措施均应继续有效；b)系统停止、系统运行的状态下，顶驱自身控制系统在任意工况均可立即获取顶驱的控制权限；c)模拟系统故障，顶驱原控制系统应继续正常工作。
B.2.6 型式检验下列情况应进行型式检验：B.2.6.1新设计或老产品转厂生产时；B.2.6.2正式生产的产品在结构、材料及工艺方面有较大改变可能影响产品性能时；B.2.6.3 软扭矩系统安装的顶驱发生变化时；B.2.6.4国家或行业的质量监督机构提出进行型式检验要求时。
附 录 C（资料性附录）扭摆减阻系统C.1 技术要求C.1.1 系统应用井况条件顶驱扭摆减阻系统适用于使用井下动力钻具滑动作业时，钻柱因摩阻过大而无法有效实施滑动钻进的工况。
C.1.2 功能要求C.1.3 功能要求C.1.3.1系统应具有必要的软、硬件接口，可获取或释放对顶驱等旋转动力装置的相关控制权；系统应采取必要的措施，以确保原控制系统对顶驱或转盘的优先控制权。
硬件接口可采用总线通讯、数字信号、模拟信号等形式；软件接口应包括但不限于转速设定值，扭矩限定值，正、反向旋转等。
C.1.3.2系统应具有控制顶驱正向或反向旋转的功能；应具有控制顶驱连续完成正、反向旋转循环的功能；在顶驱正、反向旋转循环的过程中，应能实时调整相对零点，以利于调整工具面。
C.1.3.3 系统运行时，应能够实时调整旋转参数，正、反向旋转参数应能分别设置，可调整的参数包括但不限于转速设定值、角度设定值、扭矩限定值、相对零点、保持时间、循环次数等。