顶部驱动钻井装置是当今石油钻井的前沿技术与装备，是近代钻井装备的三大技术成果（交直流变频电驱系统和井下钻头增压系统）之一。

顶部驱动钻井装置

一、什么是顶部驱动钻井系统？

二、顶部驱动系统的研制过程：

三、顶部驱动钻井装置的结构：

四、顶部驱动装置操作过程(（一）、接立根钻进 （二）、接单根钻进 （三）、起下钻操作 （四）、倒划眼操作)

五、顶部驱动钻井装置的优越性

六、顶驱钻井装置与常规钻井设备的比较(1、钻井效率明显提高。 2、立柱钻进节省了大量的时间 3、连续旋转和循环降低了风险。 4、有利于井控。 5、安全性提高。 6、作业时间的比较 7、水平井费用比较)

七、维护保养以及操作注意事项((一)、强电系统 （二）、弱电控制系统 （三）、主电机 （四）、液压系统 （五）、本体部分：)

八、故障的一般规则：

九、顶部驱动钻井装置的缺点：

十、顶驱装置的改进方向：

顶部驱动钻井装置

顶部驱动钻井系统是20世纪末期，美国、法国、挪威等国家研制应用的一种新型的钻井系统。现在已成为石油钻井行业的标准产品。它适用性极广，从2000米到9000米的井深都可以使用顶部驱动钻井系统；从世界钻井机械的发展趋势上看，它符合21世纪钻井自动化的历史潮流。现在，我国赴国外打井的队伍，如果没有安装该系统将不允许在投标竞争中中标，由此可见，顶部驱动钻井系统已经到了非用不可的地步。

一、什么是顶部驱动钻井系统？

所谓的顶驱，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。

见图：它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。

该系统是当前钻井设备自动化发展更新的突出阶段成果之一。经实践证明：这种系统可节省钻井时间20%到30%，并可预防卡钻事故，用于钻高难度的定向井时经济效果尤为显著。

二、顶部驱动系统的研制过程：

1、钻井自动化进程推动了顶部驱动钻井法的诞生。

二十世纪初期，美国首先使用旋转钻井法获得成功，此种方法较顿钻方法是一种历史性的飞跃，据统计，美国有63%的石油井是用旋转法钻井打成的。

但在延续百多年的转盘钻井方式中，有两个突出的矛盾未能得到有效的解决：其一、起下钻时不能及时实现循环旋转的功能，遇上复杂地层或是岩屑沉淀，往往造成卡钻。其二、方钻杆的长度限制了钻进的深度（每次只能接单根），降低了效率，增加了劳动的强度，降低了安全系数。

二十世纪七十年代，出现了动力水龙头，改革了驱动的方式，在相当的程度上改善了工人的操作条件，加快了钻井的速度以及同期出现的“铁钻工”装置、液气大钳等等，局部解决了钻杆位移、连接等问题，但远没有达到石油工人盼望的理想程度。

二十世纪八十年代，美国首先研制了顶部驱动钻井系统TDS-3S投入石油钻井的生产。80年代末期新式高扭矩马达的出现为顶驱注入了新的血液和活力。TDS—3H、TDS—4应运而生，直至后来的TDS-3SB、TDS-4SB、TDS-6SB。

二十世纪九十年代研制的IDS型整体式顶部驱动钻井装置，用紧凑的行星齿轮驱动，才形成了真正意义上的顶驱，既有TDS到IDS，由顶部驱动钻井装置到整体式顶部驱动钻井装置，实现了历史性的飞跃。

2、挪威DDM-HY-650型顶部驱动钻井装置：

最大载荷6500kN，液压驱动，工作扭矩为55kN.m，工作时最大扭矩为63.5kN.m，工作转速为130—230r/min，液压动力压力为33MPa，排量1600L/min，水龙头吊环到吊卡上平面的距离为6.79米，质量17吨。

3、加拿大8035E顶部驱动钻井装置：

额定钻井深度5000米，额定载荷3500kN，输出功率670kW，最大连续扭矩33.10kN.m，最高转速200r/min，质量为8.6吨。最低井架高度要求39米。

4、美国ES-7型顶部驱动钻井系统：

采用25kW直流电机驱动钻柱，连续旋转扭矩34.5kN.m，间歇运转扭矩41.5kN.m，额定载荷5000kN，最高转速300r/min，钻井液压力35.1MPa，系统总高7.01米，质量8.1吨。

5、国产DQ-60D型顶部驱动钻井装置。

额定钻井深度6000m，最大钩载4500kN，动力水龙头最大扭矩40kN.m，转速范围0—183r/min，无级调速；直流电机最大输出功率940kw；倾斜臂最大倾斜角，前倾30°，后倾15°；回转半径1350mm；最大卸扣扭矩80kN.m；上卸扣装置夹持钻杆的范围Ø89—Ø216mm（3½—8½ in）。

三、顶部驱动钻井装置的结构：

（一）、 顶部驱动钻井装置主要有以下部件和附件组成:

1、水龙头－－钻井马达总成（关键部件）；

2、马达支架/导向滑车总成（关键部件）；

3、钻杆上卸扣总成（体现最大优点的部件）；

4、平衡系统；

5、冷却系统；

6、顶部驱动钻井装置控制系统；

7、可选用的附属设备。

顶部驱动钻井装置的主体部件，主要包括：

1、钻井马达；

2、齿轮箱；

3、整体水龙头；

4、平衡器。

钻井马达的冷却系统：

马达的冷却为风冷。

1、近距离安装鼓风机

2、加高进气口的近距离安装鼓风机

3、远距离安装鼓风机近距离就是近距离向马达提供冷却风，取风高度在马达行程最低点距离钻台6米以上。

远距离安装鼓风机：

在不能保证提供安全冷却空气的情况下，例如：井架为密闭式的即可采用直径8in软管冷却系统，且鼓风机马达为40hp（比近距离安装提高了一倍），马达安在二层平台，从井架外吸进空气，增加的马力用于驱使空气流过较长的进气软管。

（二）、导向滑车总成

整个导向滑车总成沿着导轨与游车导向滑车一起运动。当钻井马达处于排放立根的位置上时，导向滑车则可作为马达的支撑梁。导轨有单轨和双轨两种。

（三）、钻杆上卸扣装置

主要组成部件：

1、扭矩扳手

2、内防喷器和启动器

3、吊环连接器和限扭器

4、吊环倾斜装置

5、旋转头

扭矩扳手总成提供钻杆的上卸扣的手段。他位于内防喷器下部的保护接头一侧，他有两个液缸在扭矩管和下钳头之间。

钳头有一直径为10in的夹紧活塞，用以夹持与保护接头相连接的钻杆母扣。范围：3½in--7⅜in。

钻杆上卸扣装置另有两个缓冲液缸，类似大钩弹簧，可提供丝扣补偿行程125mm。

内防喷器是全尺寸、内开口、球型安全阀式的。带花键的远控上部内防喷器和手动的下部内防喷器形成井控防喷系统，内防喷器采用6⅝in正规扣，工作压力为105MPa。

吊环倾斜装置：

有两种功用：

1、吊鼠洞中的单根。

2、接立柱时，不用井架工在二层台上将大钩拉靠到二层台上。若行程1.3米的倾斜装置不能满足要求则可选择2.9米的长行程吊环倾斜装置。

平衡系统的主要作用是防止上卸接头扣时螺纹的损坏，其次在卸扣时可帮助公扣接头从母扣接头中弹出，这依赖于它为顶部驱动钻井装置提供了一个类似于大钩的152 毫米的减震冲程。是因为使用顶部驱动钻井装置后没有再安装大钩了；退一步说，即使装有大钩，它的弹簧也将由于顶部驱动钻井装置的重量而吊长，起不了缓冲作用。

四、顶部驱动装置操作过程

（一）、接立根钻进

接立根钻进是顶部驱动钻井装置普遍采用的方式。采用立根钻进方法很多。对钻从式井的轨道钻机和可带立根运移的钻机，钻杆立根可立在井架上不动，留待下一口井接立根钻进使用。若没有立根，推荐两种接立根方法：一是下钻时留下一些立根竖在井架上不动，接单根下钻到底，用留下的立根钻完钻头进尺；二是在钻进期间或休闲时，在小鼠洞内接立根。为安全起见，小鼠洞最好垂直，以保证在垂直平面内对扣，简化接扣程序。还应当注意接头只要旋进钻柱母扣即可，因为顶部驱动钻井钻井马达还要施加紧扣扭矩上接头。

（二）、接单根钻进

通常在两种情况需要接单根钻进。一种是新开钻井，井架中没有接好的立根；另一种是利用井下马达造斜时每9．4 m必须测一次斜。吊环倾斜装置将吊卡推向小鼠洞提起单根，从而保证了接单根的安全，提高了接单根钻进的效率。接单根钻进程序如下：

1 钻完单根坐放卡瓦于钻柱上，停止泥浆循环(图a)；

2 用钻杆上卸扣装置上的扭矩扳手卸开保护接头与钻杆的连接扣；

3 用钻井马达旋扣；

4 提升顶部驱动钻井装置。提升前打开钻杆吊卡，以便让吊卡通过卡瓦中的母接箍(图b)；

5 起动吊环倾斜装置，使吊卡摆至鼠洞单根上，扣好吊卡；

6 提单根出鼠洞。当单根公扣露出鼠洞后，关闭起动器使单根摆至井眼中心(图c)；

7 对好钻台面的接扣，下放顶部驱动钻井装置，使单根底部进入插入引鞋(图d)；

8 用钻井马达旋扣和紧扣，打背钳承受反扭矩；

（三）、起下钻操作

起下钻仍采用常规方法。为提高井架工扣吊卡的能力和减少起下钻时间，可以使用吊环倾斜装置使吊卡靠近井架工。吊环倾斜装置有一个中停机构，通过它可调节吊卡距二层台的距离，便于井架工操作。

打开旋转锁定机构和旋转钻杆上卸扣装置可使吊卡开口定在任一方向。如钻柱旋转，吊卡将回到原定位置。起钻中遇到缩径或键槽卡钻，钻井马达可在井架任一高度同立根相接，立即建立循环和旋转活动钻具，使钻具通过卡点。

（四）、倒划眼操作

1、使用顶部驱动钻井装置倒划眼

可以利用顶部驱动钻井装置倒划眼，从而防止钻杆粘卡和破坏井下键槽。倒划眼并不影响正常起钻排放立根，即不必卸单根。

2、倒划眼起升程序

倒划眼起升步骤如下(参见下图)：

1) 在循环和旋转时提升游车，直至提出的钻柱第三个接头时停止泥浆循环和旋转(图a)，即已起升提出一个立根；

2) 钻工坐放卡瓦于钻柱上，把钻柱卡在简易转盘中；

3) 从钻台面上卸开立根，用钻井马达旋扣(倒车扣)；

4) 用扭矩扳手卸开立根上部与马达的连接扣，这时只有顶部驱动钻井装置吊卡卡住立根。在钻台上打好背钳，用钻井马达旋扣（图b）；

5) 用钻杆吊卡提起自由立根(图c)；

6) 将立根排放在钻杆盒中(图d)；

7) 放下游车和顶部驱动钻井装置到钻台(图e)；

8) 将钻井马达下部的公接头插入钻柱母扣，用钻井马达旋扣和紧扣。稍微施加一点卡瓦力，则钻杆上卸扣装置的扭矩扳手就可用于紧扣；

9) 恢复循环，提卡瓦，起升和旋转转柱，继续倒划眼起升。

一、下管套

顶部驱动钻井装置配用500～750 t吊环和足够额定提升能力的游动滑车，就能进行额定重量500～650 t的下套管作业。为留有足够的空间装水龙头，必须使用4．6 m的长吊环。

将一段泥浆软管线同钻杆上卸扣装置保护接头相连，下套管过程中可控制远控内防喷器的开启与关闭，实现套管的灌浆。

如果需要，也可使用悬挂在顶部驱动钻井装置外侧的游动滑车和大钩，配用Varco BJ规定吊卡和适当的游动设备，按常规方法下套管。顶部驱动钻井装置起下套管装置如图3—5所示。

五、顶部驱动钻井装置的优越性

1、节省接单根时间。顶部驱动钻井装置不使用方钻杆，不受方钻杆长度的限制也就避免了钻进9米左右接一个单根的麻烦。取而带之的是利用立根钻进，这样就大大减少了接单的时间。按常规钻井接一个单根用3—4min计算，钻进1000米就可以节省4-5h。

2、倒划眼防止卡钻。由于不用接方钻杆就可以循环和旋转，所以在不增加起下 钻时间的前提下，顶部驱动钻井装置就能够非常顺利的将钻具起出井眼，在定向钻井中，这种功能可以节约大量的时间和降低事故发生的机率。

3、下钻划眼。顶部驱动钻井装置具有不接方钻杆钻过砂桥和缩径点的能力。

4、节省定向钻进时间。该装置可以通过28米立根钻进、循环，这样就相应的减少了井下马达定向的时间。

5、人员安全。顶部驱动钻井装置，是钻井机械操作自动化的标志性产品，终于将钻井工人从繁重的体力劳动中解救出来。接单根的次数减少了2/3，并且由于其自动化的程度高，从而大大减少了作业者工作的危险程度，进而大大降低了事故的发生率。

6、井下安全。在起下钻遇阻、遇卡时，管子处理装置可以在任何位置相连，开泵循环，进行立根划眼作业。

7、设备安全。顶部驱动钻井装置采用马达旋转上扣，操作动作平稳、可以从扭矩表上观察上扣扭矩，避免上扣过赢或不足。最大扭矩的设定，使钻井中出现憋钻扭矩超过设定范围时马达就会自动停止旋转，待调整钻井参数后再进行钻进。这样就避免了设备长时间超负荷运转，增加了使用寿命。

8、井控安全。该装置可以在井架的任何位置钻具的对接，数秒钟内恢复循环，双内防喷器可安全控制钻柱内压力。

9、便于维修。钻井马达清晰可见。熟练的现场人员约12小时就能将其组装和拆卸。

10、使用常规的水龙头部件。顶部驱动装置可使用650吨常规水龙头的一些部件，特殊设计后维修难度没有增加。

11、下套管。顶部驱动钻井装置的提升能力很大（650吨），在套管和主轴之间加一个转换头（大小头）就可以在套管中进行压力循环。套管可以旋转和循环入井，从而减少缩径井段的摩阻力。

12、取心。能够连续钻进28米，取心中间不需接单根。这样可以提高取心收获率，减少起钻的次数与传统的取心作业相比它的优点明显。污染小、质量高。

13、使用灵活。可以下入各种井下作业工具、完井工具和其他设备，即可以正转又可以反转。

14、节约泥浆。在上部内防喷器内接有泥浆截流阀，在接单根时保证泥浆不会外溢。

15、拆卸方便。工作需要时不必将它从导轨上移下就可以拆下其他设备。

16、内防喷器功能。起钻时如果有井喷的迹象即可由司钻遥控钻杆上卸扣装置，迅速实现水龙头与钻杆的连接，循环钻井液，避免事故的发生。

17、其他优点：采用交流电机驱动，减低维修保养费用；特别适用于定向井和水平井，因为立根钻进能使钻杆尽快的通过水平井段的一些横向截面。

六、顶驱钻井装置与常规钻井设备的比较

1、钻井效率明显提高。

A、从钻井到起下钻或从起下钻恢复钻进状态，该装置不存在常规钻机的上、卸水龙头和方钻杆所造成的时间损失。

B、不存在常规钻机转盘方补心蹦出所造成的停工。

C、不用钻鼠洞。

D、立根钻进，从而减少了常规钻井接单根上提钻柱需从新定工具面角的时间。

E、在井下纯作业时间增多，上扣、起下钻、测量和其他非纯钻进时间减少。

2、立柱钻进节省了大量的时间

A、减少了坍塌页岩层扩眼或清洗井底的时间。

B、在井径不足需扩眼或首次下入足尺寸稳定器进行扩眼时减少了钻进时间。

C、在同一平台钻丛式井，不用甩钻具或卸立柱。

D、不需要接单根就能够回收最大长度的岩心。

E、定向钻井时，减少了定向时间。

3、连续旋转和循环降低了风险。

A、连续的旋转和循环是顶部驱动钻井装置的重要特征。

B、顶部驱动钻井装置允许使用少量的、比较便宜的润滑剂、钻井液或添加剂。

c、减少了钻柱或昂贵的井下工具卡钻的几率。

4、有利于井控。

A、任何时间和位置的于钻柱对接。

B、随时可以进行的循环和旋转。

C、减少钻柱被卡后，上卸方钻杆的危险作业程序。

5、安全性提高。

A、减少了使用大钳和猫头等，降低了钻井工人作业危险。

B、减少许多笨重的工作，提高了起升重钻具的安全性。

C、自动吊卡，消除了人工操作吊卡的事故隐患。

D、井控安全性得到大大提高。

E、遥控防喷盒，防止泥浆溅落到钻台上，增加了工作的安全性。

6、作业时间的比较

　起下钻　非生产　纯钻进

典型钻井的作业时间分配 　30%　40%　30%

顶部驱动钻井装置钻井时间分配　25%　35%　40%

7、水平井费用比较

项 目 　转盘/方钻杆　顶驱装置

日成本，美元　40800 　43000

测深，M　2000 　2000

机械钻速， m/h 　30 　30

日进尺　240 　288

钻2000m所需天数　8.3 　6.9

单井成本，美圆 　338640　296700

单井用顶驱节约，美圆　41940　

8口井用顶驱节约，美圆　335120　

七、维护保养以及操作注意事项

(一)、强电系统

1)、防尘、防潮是最主要的两条。SCR主控柜、综合柜在尚未置放在空调房前必须注意防潮、防尘，并且

不能在温度过高(45°C以上)、过低(一10℃以下)的环境中工作。放置一段时间重新启用前，须用吸尘器将元件积存的尘埃除去，然后用电吹风将元件烘干，最后须测绝缘电阻值，至少在1MΩ以上，一般应在5MΩ以上。只有在进行了以上步骤以后，方可启动SCR。

2)、一定要先启动鼓风电机，然后选择主电机的转向。再给定额定电流值(即额定钻井扭矩值)，最后开动主电机，即给出一个电压值(转速值)。

3)、一般说来应先启动冷却风机及合上励磁开关后再合主开关。如先合主开关，那就该尽快合上励磁关。

4)、运行中要随时注意观察电流大小(PLC操作柜上的扭矩表反映出主电机工作电流的大小)。

5)、各部分电缆应连接牢靠，焊接部位不应有虚焊现象。

6)、由于光线照射及空气的氧化作用，电缆会发生老化现象，使用二年以后应注意观察有无裂开、剥落老化现象，一般说，使用四年后应更换电缆。

（二）、弱电控制系统

1)、PLC柜、操作柜均为正压防爆系统，要配备动三大件，保证空气的干燥、清洁，不含易燃、易爆危险气体。

2)、使用操作柜时应先合上电源开关，再打开操作柜开关，最后打开PLC开关，停止操作时先关PLC，再关操作柜，最后关电源柜。

3)、PLC柜操作柜也应注意防潮防尘，但因其具有防爆结构，相应地防潮防尘能力也较强。

（三）、主电机

1)、吸风口应朝下，防止雨水进入。

2)、主电机外壳不应承受本身重量以外的负荷。

3)、由于主电机停止转动，加热器即自动加热，当长期不用时应关掉加热电路。

4)、电枢及励磁部分的绝缘电阻应大于1MΩ，当小于0．8MΩ时必须先烘干再工作。

5)、主电机轴伸锥度、粗糙度、接触斑点均应符合要求。

6)、由于泥浆管路从电机中心穿过，故在密封要求上必须严格。

7)、正常钻井时，每天应在主轴承部位加润滑脂。

（四）、液压系统

1)、油箱的液位不低于250mm，油温不高于80℃。

2)、过滤器应定期更换滤芯(3月至6月)，具有发讯装置 的过滤器更应勤清洗和制订相应的更换措施。

3)、液压油必须干净，在使用三个月以后应更换。

4)、开泵前，吸油口闸阀一定要打开，出口管应与系统连起来。

5)、管路连接一定要可靠，注意各部位组合垫。o形圈不要遗忘，在不经常拆卸的螺纹处可以使用密封胶。

6)、滤芯应经常清洗，半年应重新更换滤芯，二年至三年应更换高压胶管。

7)、要防止在拆装、搬运、加油、修理过程中外界 污染物进入系统。

8)、液压源的溢流阀应调整至略高于泵的压力限定值，一般地不要在无油流输出情况下启动泵。

（五）、本体部分：

减速箱是一个传递动力和运动的重要部件，润滑油应经常更换(三个月至半年)，油面应保持一定高度，初次装配需经充分空运转跑合，出厂前应更换为干净的润滑油。减速箱内装有铂电阻温度传感器，箱体外装有温度变送器，用来监视润滑油的温度，现已调整为75℃，超过此温度，PLC操作柜相应的红灯将显示，并有声报警。

两个防喷器（手动、液动各一个）均应密封可靠，试压在50Mpa以上。正常情况下当主轴转动时，不得操作内防喷器，只有发生井喷井涌时才操作，使之关闭。起下钻时为节省钻井液的消耗，应将内防喷器关闭，开钻前一定要先打开内防喷器，再开钻井泵。

上卸扣机构应根据钻杆的尺寸选择相应牙板，各油缸之间的协调动作借助于减压阀、顺序阀来调整。

上卸扣机构与回转头相连的链条长度应调整合适，略微松弛一些，可起到安全的作用。

八、故障的一般规则：

1)当发生事故时，如不太容易一下子找到原因，应采取分段逐步缩小范围的办法，就是把电、液、机区别或隔离开，先找到是电还是机械部分的故障。

2)在处理故障时又必须将某一局部与顶部驱动钻井装置整个系统联系起来，不要造成排除一个故障，出来另一个故障。

3)一般来说，来自液压系统的故障，多半为污染造成，外泄漏一般来说，只要在密封件和连接螺纹上下工夫，注意结合面加工的平整、光洁是可以解决问题的，此外要将各溢流阀、减压阀、顺序阀等调整要得当。

4)控制系统的故障多为接点接触是否可靠，焊接 质量等方面所致，不要轻易修改线路；PLC模块部分， 当内部电池不足时会自动显示。

5)SCR部分因为系统比较成熟，一般来说发生故，障多为元件出现质量问题造成，只要按顺序用电工仪表，检查出损坏元件予以更换，即可解决问题。

顶部驱动钻井装置TDS和整体顶部驱动钻井装置IDS的区别：

美国Varco BJ公司1993年后推出了IDS型整体式顶部驱动钻井装置(参见图)。由TDS型发展到IDS型，是顶部驱动发展史上新的进步。

（图17------------------------------）

IDS型实现了钻井马达与水龙头的一体化，钻井马达在中心上安置，它穿过水龙头之中，通过马达的空心主轴，与水龙头鹅颈管和中心管(在顶部动钻井装置上已演变为主轴)相连，保证了泥浆有流畅通道。例如我国宝鸡石油机械厂的DQ一60D1型就是种设计，而TDS设计中，钻井马达是侧置式的，它通过减速机构与水龙头相连，推动水龙头主轴旋转。

与TDS顶部驱动钻井系统比较，IDS型顶部驱动井系统有以下两点重要改进：

1．采用反扭力管结构钻井时产生的反扭矩，通过反扭力臂、小车、反扭力管传到离钻台高2．54m固定在井架上的扭矩梁(见图)。反扭力管顶端悬挂在天车梁的悬架上。钻井系统在任何高度位置上，均能将钻井时的反扭矩通反扭矩管传给反扭矩梁，所以井架上部不承受反扭矩。

（图18------------------------------）

与TDS顶部驱动钻井系统比较，IDS型顶部驱动井系统有以下两点重要改进：

2．采用了EZY卸扣短节 IDS型顶部驱动钻井系统采用了EZY卸扣短节，代替原有的液压卸扣器，减少了液压元件。EZY卸扣短结构比较简单，内部有两块互相配合的斜面环，在上扣时两斜面环在弹簧力的作用下，处于上扣位置。卸扣时，主轴反转，使两斜面环产生微量转动，两斜面环处于卸扣位置。卸扣力矩由丝扣之间和端面之间的摩擦力组成，卸扣短节先卸掉端面之间的摩擦力，所以可以用70％～75％的上扣力矩进行卸扣。这样，在立根的底部用背钳卡住，顶部驱动钻井系统反转卸扣，可确保顶部接头首先卸开。

九、顶部驱动钻井装置的缺点：

顶部驱动钻井系统从1982年问世以来，世界范围内的使用数字逐年增加。顶部驱动钻井系统也日益得到完善与改进，但各陆上与海上用户在使用过程中，也发现这种新式装备存在一些问题。

1．管理不善停机

如果不能很好的加以管理，顶部驱动钻井装置将会造成钻机停机。据美国Varco公司调查，发现在1995年前的相当一段时期内，顶部驱动钻井装置电路故障占其停机修理的42％，而机械故障占其停机修理的58%。

2．切断钻井钢丝绳

以TDS一3型顶部驱动钻井系统为例，用它钻三口井总重量为21216 kg，其中包括游动滑车和水龙头，些附加的重量相对于传统的方钻杆——转盘系统来说增加了切断钻井钢丝绳的频率。

3．海上作业飓风疏散

一个不利的维护方面就是井架上的钻杆必须在飓中疏散。如果那些钻杆在下套管时不能事先坐定，则须将其放下去。用顶部驱动钻井系统下放作业与方钻杆一转盘系统大体上相同，两者之间唯一的差别就是用方钻杆一转盘系统时在裸眼井中其进尺数决不会超过2m钻杆，而顶部驱动钻井系统在裸眼井中随时都可保持预期的进尺数。举例来说，井架上包括1219 m套管5486 m钻杆需要12到14个小时才能部被放下来。

因此，顶部驱动钻井装置在实践中仍有继续改进。

十、顶驱装置的改进方向：

1)顶部驱动钻井装置目前还不能实现自动钻进，

它只实现了钻机的局部自动化，还没有将司钻从刹把前解放出来。如能将顶部驱动钻井装置与盘式刹车自动控制钻压、控制动力水龙头转速等等参数结合起来，实现司钻盼望的自动送钻等，必将使钻机自动化跃上一个新的台阶。

2)顶部驱动钻井装置自身重量大，减小了游动系统的有效起重量，增大了钢绳、轴承等机件的磨损甚至破坏率，因此必然引起其他机件设计、制造、材料等方面的改进。

3)、顶部驱动钻井装置要向结构简化、重量减轻、尺寸减小的方向再加以改进，才能满足修井机、轻型钻机改装的要求，才能寻求到更广阔的市场。