1.国外已开发出适用于燧石地层的异形齿PDC钻头
为解决常规 PDC 钻头在钻进燧石地层（硬度等级为 7）时寿命短、进尺有限、效率低的问题，Dragon Oil Company 与 NOV 合作开发了 ϕ 215.9mm 和 ϕ 152.4mm 异形齿 PDC 钻头，并将其应用于苏伊士湾，取得了提速降本的良好效果。
异形齿 PDC 钻头在钻头锥部、鼻部和肩部配备了凿形切削齿，满足硬脆地层的破岩要求，并显著提高了破岩过程中的点载荷；钻进燧石地层时，选用特定牌号的切削齿，以满足耐磨、热磨损和机械磨损方面的要求；在钻头设计过程中，对水力参数以及保径掌的几何形状和长度进行了优化，并增加了备用齿和扭矩控制齿。其中，备用齿不会影响前部主切削齿的正常工作；主切削齿损坏时，备用齿可替代其继续工作，从而减少起下钻次数，并有效防止钻头底部磨出环形沟槽；该钻头包含两种类型的钻头喷嘴，其位置经过优化，并通过计算流体力学验证了其有效性。
目前，异形齿PDC钻头已在埃及苏伊士湾进行了12次井下测试。一只ϕ152.4mm异形齿PDC钻头进尺达1026.87m，钻穿厚度为116.13m的砾岩地层。与邻井相同井段使用三只钻头相比，机械钻速（ROP）提高了50%至85%，钻井成本降低了24%至75%；另一只ϕ215.9mm异形齿PDC钻头进尺达1871.78m，钻穿厚度为90.22m的砾岩地层。与邻井相同井段使用四只钻头相比，ROP提高了59%至178%，钻井成本降低了41%至69%。
2.加拿大 Eavor 公司隔热钻杆现场测试成功
加拿大公司 Eavor Technologies 推出了一种隔热钻杆（IDP），可减少钻井液输送至井下钻具组合（BHA）过程中的热传递，有效降低 BHA 温度，减少设备故障，并改善钻井液性能。IDP 是一种专门设计的钻杆，主要由内管、外钻杆和隔热层组成。它可以减少反向热流传递现象。该现象是由钻柱内钻井液与环空钻井液之间的热传递导致井底温度升高而引起的；减少这一现象可降低温度对钻井效率和设备寿命的影响。IDP 的隔热能力通常取决于钻杆的对流传热系数（外表面和内表面）以及热导率（衬管和隔热材料）等参数。
2022年，Eavor在新墨西哥州的Eavor Deep项目中，成功测试了IDP在高温地热环境下的应用性能。即使井下设备的额定温度通常只有149℃，该钻杆仍能确保在高达399℃的环境中顺利钻井。2023年5月，在美国能源部资助的地热研究项目（FORGE项目）中，Eavor公司在FORGE 16B (78) -32井的两个连续底部钻具组合BHA11和BHA12中使用了IDP。BHA11使用了隔热钻杆，BHA12使用了约70%的隔热钻杆，而BHA10和BHA13使用了常规钻杆。实验结果表明，全部使用IDP钻杆可使BHA温度降低26-41℃，部分使用IDP钻杆可使BHA温度降低16.67-30.56℃，证实IDP钻杆能够在高温环境中有效控制井底温度。
3.Nabors 开创了基于人工智能的闭环钻井自动化解决方案
2023年，纳博斯与总部位于休斯敦的软件开发公司 Corva 合作，为钻井行业率先推出了一套闭环钻井自动化解决方案。该方案采用基于人工智能的机械钻速（ROP）优化器进行钻井预测，并结合 SmartROS 钻机操作系统，通过无缝的云到云连接远程控制钻井现场的自动钻进装置，无需增加任何钻井设备。这项技术已应用于威利斯顿盆地，使机械钻速（ROP）提高了 61%，钻井时间缩短了 1.5 天。
该方案利用机器学习分析邻井的历史数据，以确定最佳设定值，从而减少设备磨损和冲击振动；通过利用钻井深度数据的动态变化监控实际钻井成本，可添加邻井和钻机，实时显示当前钻井深度和动态成本；通过屏幕跟踪技术可视化钻井参数，包括日进尺、每英尺成本及其他指标；借助闭环自动化，每口井可减少 5000 次人机界面 (HMI) 交互。该方案还配备智能钻井自动化产品、RigCLOUD 边缘基础设施、Corva 应用等，使现场和远程团队能够以新的方式进行交互、分析与协作。
该技术已应用于威利斯顿盆地的 6 口井，在客户设定的机械钻速目标范围内优化钻压、转速和压差，实时分析钻井参数，并根据阈值推荐最佳参数。通过与 SmartROS 集成，优化方案可自动执行，实现持续优化控制。应用效果显示，6 口井的平均机械钻速提高了 61%，钻头寿命也得以延长。
4.沙特阿美高功率激光系统地面模拟测试成功
最近，沙特阿美开发的一套用于钻井、射孔和除垢的高功率激光系统完成了地面模拟测试，并取得成功。
该系统由激光能量发生器、氮气罐、真空车和井下工具组成。通过激光源在地面产生激光束（能量），利用光纤电缆将其传输至井下工具，再由井下工具控制光束的几何形状。目前，井下激光头已从第一代和第二代气体吹扫介质升级为利用气体和液体吹扫的第三代工具。该工具使光束与流体同轴，从而产生全内反射，适用于垂直井和水平井。
为验证激光系统的可靠性，使用双轴加载架施加最高达 140 MPa (20000 psi) 的应力，并加热至 100 ℃，以模拟井下工况。测试结果表明，当岩石处于应力状态时，激光束离开激光头后会与井下环境相互作用。井下环境中的流体、岩屑及其他碎屑会阻碍激光束与岩石之间的相互作用。使用折射率较高（与井下流体相比）、光吸收率低（在激光束波长下）、热容量高、密度可控、化学性质稳定、不易挥发且闪点高的流体作为激光束的传输介质，用于吹扫（清除碎屑）并控制压力传播（保持良好平衡），可以有效改善激光与岩石之间的相互作用。这项大规模模拟实验的成功证实，高功率激光技术未来可能成为一种可靠、适应性强且面向未来的通用解决方案。
5.Baker Hughes X-treme™ Windowmaster™ 斜向 钻井 系统
Baker Hughes 的 X-treme™ Windowmaster™ 斜向钻井系统可实现更快、更高效的侧向钻井，并可在一次作业中铣出窗口。与传统方法相比，X-treme™ Windowmaster™ 系统的侧向钻井速度提高了三倍，钻井时间缩短了 50%，同时还免去了专门的清洁作业。其主要优势包括：
系统的侧向钻井速度提高了三倍，钻井时间缩短了 50%，同时还免去了专门的清洁作业。其主要优势包括：
(1). 大幅减少了管螺纹的使用。该倾斜仪可设置在任意深度，无论采用液压方式还是环空方式，均无需额外工具、钻井或使用备用系统。
(2). 大幅缩短钻井时间。将倾斜装置放入套管中，可达到更深的位置，并可推入和拉出；在受限条件下作业时，钻井速度几乎不受限制，也无需预先进行清洁作业；遇到套管椭圆度过大或变形等受限空间时，可获得更深的出口点和更短的水平段。
(3). 消除了组装过程中的红色风险。该斜向铣刀改进了操作和使用方式。通过设计，它只需标准钻杆连接即可与铣刀和连接器配合使用，每次作业最多可节省 3 小时。
X-treme™ Windowmaster™ 系统可铣出完美的鼠洞窗口，因此无需额外钻井来扩展或打磨套管出口窗口。Baker Hughes 将专有的先进铣削技术与 PathMaker™ 聚晶金刚石切削齿相结合，设计出一种混合式钻头铣刀，可用于任何岩石类型或套管等级。
X-treme™ Windowmaster™ 系统可与贝克休斯的 xSight™ 套管窗口分析服务配合，采集井下数据，协助作业人员进行作业前规划和作业后分析。同时，倾斜仪系统可提供实时井下数据，优化磨铣参数，并通过监测井眼中的致密部位确认载荷，以判断磨铣底部钻具组合何时会脱离倾斜仪的斜面。该系统采用专用连接器取代传统螺栓，消除了起下钻速度低、软启动和软停止、旋转问题及重量限制等操作限制，从而避免相关操作导致的故障和管柱断裂。
该系统设计坚固耐用，活动部件少，并内置冗余机械启动装置。锚可朝任意方向设置，也可在初次启动后解除设置、重新定向或复位。还可安装一次性刮削器，对特定区域进行刮削。到达所需深度后，封闭井筒并向环空加压以启动锚。通过加压并旋转剪切磨铣部件，使其与连接器断开，即可将锚完全坐封。
X-treme™ Windowmaster™ 斜向开窗系统已在挪威近海现场应用，平均起下钻速度是传统系统的1.6倍；与此前最快的磨铣作业相比，节省了3小时；开窗磨铣应在6.25小时内完成，目标是不超过10小时；与传统斜向切割系统相比，磨铣效果更佳。
6.中国研发出一种微交联疏水缔合双骨架耐高温高盐钻井液增黏剂 DASL
针对高温高盐环境对深层和超深层水基钻井液性能的影响，中国石油大学（华东）研发了具有微交联疏水缔合双骨架结构的水基钻井液增黏剂 DASL，该产品在高温高盐条件下具有良好的增黏效果。DASL 增稠剂以 N,N-二甲基甲基丙烯酰胺（DMAA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、苯乙烯磺酸钠（SSS）和甲基丙烯酸月桂酯（LMA）为单体，以三乙胺为交联剂、过硫酸铵为引发剂，在一定条件下反应制得目标产物 DASL。
DASL 的疏水缔合结构和微交联结构对水具有良好的增稠效果；DASL 分子链含有大量作为吸附基团的酰胺基，可吸附在黏土颗粒表面，增大流动阻力；DASL 分子链能够桥接多个黏土颗粒，使其相互重叠并形成网状结构，显著提高钻井液的结构黏度。在含盐条件下，盐可促进 DASL 分子链上疏水基团的分子间缔合，增强钻井液内部的网状结构并保持黏度。在高温条件下，DASL 分子链含有刚性苯环，主链为键能较高的碳碳键，不易断裂。微交联结构也提高了热稳定性，使其在高温下不易分解。因此，在高温高盐条件下，DASL 仍能显著提高钻井液的黏度。
以 4% 膨润土浆为基浆，测试了老化 16 小时对钻井液黏度、动切力、API 滤失量和 HTHP 滤失量的影响。在 210℃ 老化后，加入 1% DASL 的钻井液表观黏度（AV）为 23.5 mPa·s，API 滤失量为 9.2 mL，具有良好的增黏效果。在基浆中加入 2% DASL，再加入不同含量的 NaCl，配制盐水钻井液。在 200 ℃ 老化后，随着 NaCl 含量增加，NaCl 含量为 20% 时 AV 达到最高值 31mPa·s，API 滤失量最低，为 5.2mL。
