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套管定向钻井技术

TommyWarren,SPE,BruceHoutchens,SPE,andGarretMadell,SPE,TescoCorp

摘要

套管钻井技术（CwD）已经被证明是一种能有效地降低钻井成本和解决钻井难题的技术。

目前，大多数CwD的研究集中于钻直井，但是，正是由于认识到CwD钻直井时的优势，人们对定向井中CwD的研究越来越多。

经过对定向井CwD系统进行充分的实验证明，在套管尺寸为7到133/8寸的情况下，定向井套管钻井技术是可用的，该系统使用了定向井钻井电缆可回收装置（位于套管底部）代替了钻杆钻进时的传统的定向工具。

这些工具用来钻大于90°的井斜角，并且被成功收回，于直井段和水平井段重新测试。

定向井CwD的一系列定向井应用证明了其具有在直井中应用的优势。

介绍

不断增加的商业测试表明，套管钻井技术作为一种可以减少钻井成本和解决钻井难题的实用技术正在得到广泛的认可。

这些测试包括陆地应用和海上应用，在陆地上整口井都用套管钻井技术；在墨西哥湾和泰国湾的海上应用，只有一两段井段使用套管钻井技术。

大多数CwD测试都集中在钻直井段，但是，对定向井套管钻井技术的关注度正在增加，原因在于直井段中套管钻井技术的优势已经被证明和更多多功能工具的成功应用。

使用一套简单的套管钻井技术的系统就可以钻出一口直井。

这套系统包括套管下方的一个特殊钻头，此钻头钻出井眼用于连续下入套管。

但是，当需要井下马达，不需要套管旋转钻进，或不能以一个钻头钻进时，就需要可起出和再次下入的可回收钻井装置了。

尽管一些井段可以用一个钻头钻进，但用可回收系统钻进成本更低。

目前，用于定向井操作的直井CwD工具已经存在。

位于套管下方的电缆可回收定向钻井装置代替了传统井底管柱结构（BHA）中的定向工具。

这套定向井CwD系统可以配合51/2,7,95/8,和133/8寸套管钻相对低的井斜角的斜井。

同时，也可与7寸和51/2寸套管配合使用钻一些井斜角接近水平或超过水平角的测试井。

成功的定向井操作不仅仅需要能够下放套管的定向井工具。

和传统钻井系统比，用于套管钻井的BHA也有很大不同。

通常也需要特殊的地面装置让CwD程序更有效地进行。

下面的段落阐述了这一程序运用到定向井钻井套管技术和解决了一些难题的过程，并讨论了这套系统的具体实验和应用。

CwD过程

定向井CwD系统由井下和地面工具组成，这些工具能够下放套管，例如：

钻杆，以保证油气井能同时钻井和下套管。

电缆可回收钻井系统悬挂在套管底附近的喷嘴处。

除了横向钻进是用马达和弯外壳定向装置驱动的，套管的旋转全由地面顶驱驱动。

CwDBHA通常由导向钻头和其上方的扩眼器组成，扩眼器决定了井眼的最终直径。

导向钻头尺寸要能通过套管，而扩眼器形成的井眼要能使套管下放。

例如：

81⁄2寸的导向钻头和121⁄4寸的扩眼器是用来配合95⁄8寸，36磅/英尺的套管使用的。

除了钻头和扩眼器，其他的井下工具可适当选择。

钻直井使，装置中也要有稳定器，可控马达、随钻测量工具（MWD）和无磁钻铤。

如图1，定向装置使用一个特殊工具固定在套管底部，靠近钻井锁紧装置（DLA）。

DLA能够使传统钻井工具和旋转突肩连接到套管上，实现工具的进出套管。

图1.钻井锁紧装置

套管由一个套管快速连接装置连接到顶部驱动上，但并没有扣紧。

如图2：

快速连接装置包括卡瓦装置（卡住内部小套管或外部大套管）和内部矛装置（为套管密封）。

快速连接装置的使用加快了上套管的操作，防止了丝扣的损坏。

图2.套管快速连接装置

其连接方式类似于钻柱的连接。

在鼠洞或者转盘上连接，取决于特殊工具的使用。

快速连接装置包括液压单臂吊车，吊车把套管从滑梯吊到转盘上。

使用快速连接装置和卡瓦使得套管连接和钻柱连接的速度一样快，减少了钻台操作，并增加了安全性。

可回收井下工具

文献中报道，由于DLA和下入上提工具的设计，大多数用于CwD的工具都不能用于垂直井。

鉴于对用于原始定向井工具和设备的了解，下一代新的工具将会产生。

这些工具具有对钻井BHA和套管的轴向和横向的锁紧和解锁，密封套管引导钻井液从钻头流出，不需要精确测量工具定位DLA，提供钻井液回流通道的能力。

这些工具新增的特征能够使其在井斜角大于90°的斜井中下放和上提。

在下入电缆之前，BHA可以用泵下放。

这套工具的复杂程度大都存在于下放和上提工具中，而不是BHA中。

当钻杆可回收时，电缆回收系统使用的是133⁄8寸以下的工具。

DLA的尺寸相对较大，需充满井眼以保证应力损失最小并简化测井操作，这一操作要求BHA悬挂在DLA的下放。

和CwD系统一起使用的定向钻井BHA装置通常由导向钻头、井眼扩大器、可控井下马达、MWD和无磁钻铤组成。

除了马达尺寸小于传统定向井的马达尺寸，其他的都类似于传统定向井工具组合。

有磁MWD工具用来操控方向，它需要一段无磁钻铤位于它与管鞋中间。

它要延伸到管鞋下放80到120尺的钻头和扩眼器处。

套管的尺寸限制了马达的动力，但是这对于尺寸大于7寸的套管影响不大。

而且，小马达比正常使用的马达更灵活和易于操作。

CwD和传统的定向井装置最大的不同在于，马达的弯曲程度被套管的尺寸所限。

井眼中马达与套管的间隙不足以进行常规的定向井工作。

尽管如此，实际上，一个适当的弯曲角度能够钻出最大的井眼曲率，可安全的用于套管钻井技术。

定向井CwD系统的测试

CwD系统在测试井中的使用证明，套管可以用于定向钻进，但它也暴露了CwD在定向井应用中的限制。

这些工具的标准需要一个实际的定向井钻井系统来给定，而且定向井套管钻井的操作应用有待开发。

这些测试是在加拿大Rig1井（以套管钻井技术钻井）进行的，此井是用于CwD设备的测试而设计和钻造的。

86°井斜角的井是以51⁄2寸的套管开钻的，井斜角高达90°的井是用7寸的套管开钻的。

这些测试证明，在相对大的造斜率时，用定向井套管钻井技术是可行的，但是所用工具要受到一定的限制。

工具没有下入上提的能力而形成的最大井斜角在45°到50°之间。

当井斜角超过了这一范围，套管必须要上提出井口，起出BHA。

这些测试也说明，需要特别为定向井CwD系统开发扩眼器。

一旦第二代泵和压力设定工具研发成功，就可以进行51⁄2,7和133⁄8寸套管的新一轮测试。

这些测试用来展示井眼轨道的控制，解决问题，开发新的操作程序以及为工具的实际应用规定范围。

表1的数据是对定向井CwD工具和程序的测试得到的。

全部13951英尺的井深用三种不同尺寸的工具钻得的，井斜角一直到91.5°。

此表表明不同范围的定向井工作可以用套管钻井技术实现。

下面的两个测试展示了定向井CwD系统的性能。

7英寸套管的测试

这口井是以第二代DLA和7寸、23磅/英尺、L-80的套管钻进，建造一段浅水平井。

这次测试的目的在于，证明在维持方向和井斜率时，套管可以用于从直井到水平井过度的钻进。

工作中用到了5寸，7/8寸叶片，1.15°的弯外壳马达。

此井段是用13mm牙轮的PDC砖头和各种PDC扩眼器。

1到90度的井斜角的平均造斜率为5°/100英尺。

这口井是以34%的侧向滑动比例钻出34°的井斜角。

在这一角度，正切井段以转动的模式开钻。

此井段包括一小段滑动井段，滑动井段中马达被定向到底侧。

井段重新开钻时，角度为54°，但是在这一过程中，两次连续的测量表明，造斜率都超过了8°/100英尺。

这一现象发生在钻进13英尺、侧滑25英尺处。

曲率接近了套管疲劳极限，所以决定进行井斜矫正，回到正切井段并重新开钻，而不是冒着套管疲劳损坏的危险。

当用7英寸的套管钻井时，井斜被纠正了，并且继续用1.15°弯曲马达定向井CwD系统进行侧钻。

用1.15°弯曲度重新钻进，井斜角达到89°时，正切井段的钻进就毫无难度了。

表2列出了更多关于这口定向井测试的反馈数据。

这口井比传统的定向井完成方式有较高的侧滑比率。

客观的讲，侧向钻进不存在难度，但是在侧向钻进的同时，机械钻速持续下降，这和常规钻井是一样的。

133⁄8英寸的套管测试

套管钻井Rig1测试井井移至了休斯顿，用的是133/8英寸.,54.5磅/英尺，J55的套管。

此井轨迹被设计成2.25°/100英尺到20°的井斜角，并一直保持到降斜井段。

此轨迹是用来呈现最严重的井斜情况下，这种情况一般在下13英寸的表层套管时才能遇到，测试其在松软地层的造斜能力。

钻井装置包括121/4英寸的牙轮钻头，121/4×16寸的扩眼器、弯曲度为1.5°的马达、8英寸的MWD以及8英寸的无磁钻铤。

造斜开始后，清洗出了20英寸导体处的岩屑。

16寸的表层套管下到406英尺并固井，然后，造斜工作重新开始。

上部井段极其松软，因此稍加钻压就能得到数XX的造斜率。

进尺的80%侧向滑动导致了平均造斜率从1.5°/100英尺降到1100英尺，此深处岩层变坚硬。

在此点以下，造斜率增加到2°/100英尺，并伴有60%的钻进进尺侧向滑动。

在井斜为19°的1684英尺深处正切井段开钻，以100%的转速钻一段240英尺的正切井段。

在钻正切井段时，井斜角以0.14°/100英尺的速率下降。

这导致了井斜角从18.7°向13°减小，平均减小速率为1.65°/100英尺。

已钻井段包括轻微向右偏的井段和段稍微向左偏的降斜井段，表明方向控制和井斜的控制效果是一样的。

套管钻井时马达定向是极其容易的，因为工具面和马达之间的扭曲是非常小的。

例

如：

表3表明，在5分钟的时间里，马达的速度减慢，钻柱被起出后，马达又重新运转。

当钻柱起出

图3.工具面的变化

又下放到先前位置，钻进重启时，工具面大小的改变不到10°。

通过测试，一个正电极泥饼脉冲随钻测试装置在通过DLA和大直径套管接受信号是没有任何困难的。

信号的强度和噪声比都接近传统的钻杆钻井。

经过了小尺寸的套管接收到的正电极脉冲随钻测量信号有一点衰减，但是负电极信号似乎不那么有效，甚至有时候连得到信号都成问题。

定向井控制

上述例子表明，可以用CwD系统打定向井。

接下来的几段描述了当选择用CwDBHA钻斜井和定向井时可能要考虑到的一些问题。

在直井的简单情况下，稳定底部的套管来可以成斜井钻进的有效的方法的想法看似很合逻辑。

把套管稳定在井眼的中心，在直井段用套管的重量增加钻压。

很不幸的是，这种方法不总是有效。

图4.API末端偏差测量步骤

在南德克萨斯州已经用7寸的套管这样尝试了几次。

稳定住套管的底部造成了稳定器的高侧向载荷和侧面磨损，并且这还不能提供合适的井斜控制。

在怀俄明州，在以41⁄2寸的套管钻进，没有用可回收BHA时，通过稳定套管，获得了较好的井斜控制。

稳定器磨损的根本原因和较差的降斜控制是由于套管不直。

这可能由多方面的因素导致，但是最重要的因素是套管有“勾根”。

当套管连接成管柱时，API对套管强度的定义就不合适了（如图4）。

在某些情况下，管柱加工完后也许是直的，但矫正过程中留有残余应力，这就使得管柱不是直的了。

图5.七寸套管的偏心度测量

对7寸套管的测量表明，两端轴向的侧向偏差可能达到几寸。

图5显示的数据表明，套管的侧向偏差呈正态分布，对于特定的管柱（40根），连接端的最大偏差值达到2.6寸，阳螺纹端的最大偏差值达到1.8寸。

用7寸套管作为钻柱时，即使每个连接处的角度误差为0.25°，每个接头上也许需要数百磅的侧向应力去使钻柱下放到规则的直井眼中。

然而，这种侧向应力对泥饼的形成也许能为减少泥浆漏失提供有益的作用。

但是，它也造成了稳定器的磨损和井眼的扩大。

尽管这些问题都解决了，在没有增加系统（BHA连接到套管上）复杂性的情况下，把套管的重量转移到可回收钻进系统上还是很困难的。

在钻头上提供井斜控制的另一种方法已经研发成功了，并不是试图寻找到一种更好的利用套管重量的方法。

套管是用来向BHA传递机械能和水力能的，但是BHA特意的从套管的重量和侧向运动中拆分出来。

在导向井段中，把钻柱装置稳定在导向钻头和扩眼器之间，就能实现井斜控制。

小于标准尺寸的稳定器处置于套管底部，使得套管固井居中，并确保套管不插入井壁。

BHA必须能够钻出尺寸大于套管的井眼，才能使得作业工具能从套管中撤回。

这样就可以避免在扩眼器上方使用任何一种固定刀片的处理方式。

把所有的稳定装置置于导向孔中，然后用位于导向BHA上方的扩眼器打出全直径的井眼，当维修可回收BHA时，其仍然可以提供良好的定向控制。

一个相对柔软的接箍将扩眼器的顶端连接到DLA上，使得把套管的横向运动从扩眼器上分开。

DLA一般置于管鞋上方20英尺处，保证任何套管的偏心转动不直接的传到扩眼器上。

然而，套管接箍处的重叠仍然限制了BHA的侧向偏转。

使用如图6所示的装置，其已经被证明能提供有效地控制井斜，并且还能大大减少转动力矩。

图6.井斜控制装置

提供良好的井斜控制能力的基本原则是，稳定的辅助装置能钻出平滑笔直的井眼，在套管周围提供足够的间隙。

套管就很容易的沿着这个井眼轨道下放。

在使用传统可控马达时，这个原则不能应用到定向井中。

图7展示了用于套管定向钻井时的典型装着。

由于需要无管柱转动钻进，扩眼器必须放在马达下放，即直接位于钻头上方。

全尺寸的稳定器就被合并到扩眼器中，就在刀具的下方，辅助钻进。

图7.可回收定向钻井装置

不是所有的全尺寸稳定器都能置于套管鞋和扩眼器中间的BHA上。

正如上面所说，对于大尺寸的套管就不会出现任何问题。

7寸和133⁄8寸的CwD系统在给定的参数范围内都能自由控制。

在小井眼尺寸，大造斜率的井中，用一个不稳定的可控马达装置实现方向控制就更加困难了。

用小一点的马达和MWD装置造斜比降斜容易。

例如：

当使用51/2寸套管，43/4寸导向钻头，71/2寸扩眼器和1.5°弯曲可控马达钻井时，很容易实现造斜率高达10°/100英尺的造斜控制。

但是，一旦斜率达到水平，马达的角度就不再增加，即使设定的100%的侧滑。

在马达上方使用一个可膨胀的稳定器，能消除这个问题，但BHA的复杂程度要增加。

选择马达的弯曲角度与CWD系统配合使用比传统钻进方式需要多考虑一些因素。

马达、钻头和扩眼器必须能通过套管，套管尺寸也只能比马达外壳大一点点。

在同样的曲率情况下，相对于传统的钻井，这就限制了弯曲角度。

更小的弯曲角度大大地增加了相对于转动的滑动，但这也不是全都是坏处，因为它能限制最大井眼曲率到达预定的平均曲率。

一套智能的定向井控制系统能够在导向井段的扩眼器下放安装一套可控旋转系统。

这就能持续的提供造斜率并且消除滑动带来的问题，但是，它可能会为一个较便宜的钻井业务提出一个很大的经济障碍。

选择井的标准

在一些极端情况下，使用CwD系统钻定向井可能性很大，但是有些待钻井比其他井更适合这一系统。

所以，应该制定出潜在的应用规则，确保他们能在技术和经济上取得成功。

技术标准

套管定向钻井在处于起步阶段，很多进步都依赖于未来大量工具的成功使用而实现。

但是，目前为止，在一定程度上，套管尺寸小于7寸的定向井套管钻井都被限制了。

用于51/2寸套管的小尺寸的马达为钻头提供不了足够的动力并且限制了方向控制。

使用小马达能完成定向钻井，但问题在于技术的可行性。

仅当没有其他套管选择的时候，才可行。

目前来说，可以实现7寸套管配合马达和导向系统使用。

用于大尺寸井眼的马达有足够的动力和强度。

定向井工作常常在浅地层和大尺寸套管、低造斜度的井中开展，这使得导向作用效果可以做的更好。

在大多数情况下，钻同尺寸井时，使用的套管外径都比钻杆和钻铤的外径大，这导致了钻柱重量的增加。

当钻杆在任意曲率井眼中转动时，这种重量的都会增加侧向应力。

这种侧向应力会引起疲劳损坏，并限制了各种尺寸和钢级套管的造斜率。

我们已经很清楚地了解到钻柱的疲劳特性，但对套管和套管柱连接的疲劳损坏特性了解甚少。

由Warren讨论得到的数据表明，在相同的侧向应力条件下，K55套管比D、E级套管更容易受到疲劳损坏。

这些数据表明，如果侧向应力的数值保持在12,000psi以下（依据管柱本体计算），那么疲劳损坏就不是管柱连接时所要考虑的主要因素。

当用高于12,000psi弯曲应力钻进时，不会立即导致管柱的疲劳损坏。

这就使得当弯曲程度大于最大允许值时，可以用套管代替钻柱钻进。

然而，疲劳损坏更容易发生在弯曲程度大于最大允许值的情况下。

当使用可控马达钻进时，最好把井眼曲率设定在最大允许狗腿脚范围内。

当狗腿脚大于承受极限时，套管的轴向旋转就会受到限制。

套管的连接方式也会严重影响到套管的疲劳极限。

12,000psi的极限值是基于套管的100%连接和相对好的疲劳特性下得到的。

一般的，很少去考虑套管连接的疲劳特性，因为这对套管的常规应用不起重要作用。

基于这点，一些高扭矩值、低疲劳强度的套管连接方式也可用于CwD。

可以根据K55套管12,000psi疲劳极限值，用类推法得到其他钢级套管的疲劳极限的技术标准。

同样，也可以根据不同尺寸和钢级的套管最大弯曲度计算其极限值。

表3列出了可能被用到的典型套管柱的最大弯曲程度值。

当使用套管钻井时，伴随着横向转动的应力也很容易引起套管的疲劳损坏。

大多的CwD疲劳损坏发生在直井段，一般是由于振动应力引起的。

相对于直井，定向井中不容易发生疲劳损坏。

较低的马达转速和井斜引起的横向振动减少了疲劳损害。

扭矩和摩阻也是一口井能否使用CwD钻井的重要因素。

影响套管钻井中扭矩和摩阻的因素包括能够影响钻柱的所有因素，甚至更多。

接触应力、摩擦系数和有效地旋转外径决定了套管的转动。

在大多情况下，定向井套管钻井中的综合应力大于钻杆钻井时的综合应力，原因在于套管的重量增加。

套管的有效直径也大于钻杆钻井时的有效直径。

正是这两个因素导致了套管旋转扭矩的增大。

如果井眼是弯曲的，套管的重量也会增加扭矩。

在定向井中，CwD中得到的扭矩值要高于预期。

例如：

图8列出了有无套管扶正器的情况下，测得的7寸套管的扭矩。

最下面一条曲线是在定向井典型模式下得到的，曲线呈缓慢上升趋势。

起初认为扭矩值的增加是由套管重量（其不存在于传统的扭矩磨

图8.大造斜率井中的扭矩测量

阻模式中）引起的。

但利用包括钻柱重量的有限元模式计算得到的扭矩，与忽视钻柱重量得到的值基本相同。

清除井底的岩屑可以暂时性的降低扭矩，但这似乎是由于摩擦系数降低引起的，而不是由清楚岩屑引起的。

较高的扭矩可能是井内岩屑堆积造成的，但是套管的扭曲和重量是不会增加扭矩的。

在133⁄8寸的定向井中也得到了较高的扭矩。

但是在7寸和95⁄8寸定向井中得到的扭矩值是正常的。

所以，这就不能说在CwD定向井中的扭矩总是高于平常值。

只能意味着，扭矩应该从几何学、流体力学、套管的连接性能及顶驱扭矩等方面重新计算和评估。

从目前所掌握的CwD定向井钻井情况来看，定向井中某些井段的扭矩确实大于传统模式测得的扭矩。

经济标准

在节约成本方面CwD有很多好处。

最大的好处在于能减少起下钻时间，减少井漏引起的问题并且能处理突发问题。

套管钻井最大的好处在于，能把这些优势应用到定向井中去。

套管定向钻井能够更容易的操作马达，也能节省更换BHA组件的时间，但是，利用小套管钻井可能会影响到实际的渗透率。

对于较大尺寸的套管和较平稳的定向井曲线，CwD不会影响到造斜率和渗透率。

在选择CwD待钻井时，最好先判别这些井存不存在可以用钻杆和套管解决的问题。

这些问题包括减少钻井液循环时间；下放套管至复杂地层，如胶结强度低的地层；较短的起下钻时间；使用小钻机平台钻井。

一旦这些好处都被认可，那么，所确定的套管定向井技术标准就能判定一口定向井是否能用套管钻井技术钻进。

野外定向井案例

定向井CwD系统已经被用于两种不同的商业应用了。

第一个应用为，在两口海上井中，用53.50磅/英尺、95⁄8寸的套管钻至3,838英尺。

这两口井的定向工作需要避免钻机碰撞旧钻井平台。

第一口井用1.5°弯曲马达钻进，第二口井用1.83°弯曲马达钻进。

在造斜、方向控制以及斜率返回到垂直段的过程中没有遇到什么困难。

用1.83°的弯曲马达钻得的井斜角曲率为4.3°/100英尺。

使用单臂陀螺仪工具开始最初的造斜，当井中的磁干扰被清除时，剩余井段就用传统MWD钻进。

套管的扭转刚度极其容易、快速地实现了方向定位。

图9.相似井中CwD钻井与传统ROP钻井的比较

同样的斜井轨道上，CwD的机械转速与传统的钻井钻速相当。

如图9，在2,400英尺以上CWD的钻速稍微快一点（187ft/h对159ft/h），在2，400英尺一下，扩眼器的硬质合金切削齿磨损影响到了机械钻速。

当PDC切削齿代替了硬质合金切削齿，这种影响就消除了。

尽管CwD的纯钻进时间是25.4小时，而传统钻进时间是18.9小时；但是CwD用于连接、扩眼和测量的时间是25.6小时，而传统井位27.3小时。

CwD井的造斜效率与传统井相当，CwD井需要316英尺完成定向目标，传统井需要234英尺。

海上钻井需要用原型的CwD工具并且需要钻杆牵引装置，因为没有电缆装置能提供足够的承载能力。

从此钻井过程中得到的最大收获是，利用定向井CwD工具可以更容易地实现钻井，但是，BHA回收系统需要提高速度，这就需要下放工具的研发，使套管先于BHA回收系统运移到井底并返回井口。

这些收获是研发下一代定向井CwD工具主要动力之一。

第二个CwD定向井的实验是在南德克萨斯州进行的，用的是7寸的套管。

该井段是作为直井的一部分进行的，与此同时，证明了CwD系统在松软的底层具有减少钻井液循环漏失的优点，漏失多发在7英寸的中间套管段。

在钻井造斜点处，直井段中的BHA起出，定向装置下入井中。

在中间套管的6,705英尺深处开始以7.9°的井斜角造斜。

定向BHA装置用套管回收，并进行固井。

紧跟着又有类似的定向井计划。

常规井中大概在2.000英尺处发生漏失，需要2天的时间修复。

常规井需要9.3天下放7寸的套管，而CwD井只需要6.1天，如图10。

常规井段稍长于CwD井段（902英尺对705英尺），但是他们都是以17.5ft/h的造斜率钻进的，起下钻时间也包括在内。

此例不仅仅表明CwD井进程稍快（节省了起下钻一天的时间），同时，在定向钻具入井之前，用CwD系统钻漏失严重的松软底层的速度是很快的，这又是CwD的一个优点。

总结

CwD定向井钻井方法可以代替传统钻井方法即先钻井，后下放套管，并且能确保套管下放到实际井深，还具有很多优点。

对于大尺寸的套管来说，当在套管以下使用可控工具时并没有发生效率的损失。

这就能让操作者充分利用CwD系统的优势了。

小尺寸的套管定向钻井就可能要牺牲一些钻进效率了，所以用于钻进的小尺寸工具需要在技术上提高，而并非性能上。

感谢

我们非常感谢Tesco允许此文章发表。

参考资料

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