科学超深井取心钻具应用在高温、高压及地应力强烈释放的地层条件下，由孔底动力冲击回转驱动，应具备以下条件：
1）有足够的强度、刚度、稳定性，以确保恶劣工况下的安全性；
2）可靠的单动性能在超深井高温、高压、高密度钻井液环境中不失效，保障岩心采取率和原状性；
3）合理的钻头内、外径与内、外管间隙配合，以实现同等钻孔直径下，钻头切削面积最小化。
石油天然气钻井只进行点取心，且所采用的取心结构碎岩面积大，不利于长井段高效连续取心作业。KT型取心钻具有CCSD-1井4638m取心的成功经验，又经SK-1井（主孔）强塑性泥岩、弱胶结砂岩及致密泥页岩等多变地层，和WFSD-2、WFSD-3孔极破碎地层的实践与提高，已具备在超深孔高温、高围压、地应力释放强烈的条件下和深孔多变复杂地层进行取心钻进的功能。
图2.1 KZ型单动双管钻具结构
选用图2.1所示KT型单动双管钻具结构为13000m科学超深井提钻取心钻具，其结构特点是：
1）单动机构由上、下两盘高强度推力球轴承、轴承腔及心轴组成。轴承腔为外总成的一部分，为高强度大轴承提供了空间；无密封橡胶件的全泵量开式强制润滑、轴承腔内部微循环清垢设计，使得钻具不受高温、高压及高密度钻井液的影响。
2）悬挂机构与单动机构连为一整体，内总成通过丝扣与心轴连接悬挂，采用高强度背帽和弹性垫圈防松，同时，实现了心轴与内管接头螺纹调节钻头内台阶与卡簧座的间隙。
3）心轴通孔中的台阶与钢球组成自动泄压单向阀，正常取心钻进时，钻井液通过心轴侧流通道及轴承腔水眼流向内、外管环状间隙，随着岩心的不断进入，内管压力升高阻碍岩心入管时，即顶开单向阀钢球自动泄压平衡管内、外压力。
2.1.1 规格设计与管材选型
2.1.1.1 取心钻进技术方案
13000m科学超深井拟定两种套管程序和钻进施工程序：一是采用超前孔裸眼钻进方法施工，二是采用等井径钻井方法。两种程序均采用Φ250mm（≯7500m井段）、Φ215.9mm（＞7500m井段）两种规格钻头进行点取心作业。
我国通过中国大陆科学钻探工程CCSD-1井、松辽盆地大陆科学钻探计划SK-1井（主井）、汶川地震断裂带科学钻探（WFSD）工程等三大工程，形成了科学探井取心钻进口径Φ150～156mm、岩心直径Φ95mm的技术参数。这不仅因为该直径的钻孔可取Φ95mm的岩心，可满足地学研究对岩心的要求，还因这一口径与石油钻井的Φ152mm井眼直径相近，可以直接套用石油钻井上成熟的井口与井下工具，同时也具有较好的技术经济性。近年来，高效、低成本、环保的小井眼、微小井眼钻井技术迅速发展，已成为石油天然气钻井工程的重要发展方向，我国塔深一井采用Φ149mm口径在8408m取心成功，充分证明Φ150～156mm口径可用于超深孔取心钻进。因此，可将Φ150～156mm口径取心钻具作为备选方案，用于难钻进的长井段连续取心作业，可节约取心钻进的时间、经济成本。
超前孔裸眼钻进方法在9500～11500m井段、等井径钻进方法在7500～11500m井段，设计全面钻进钻头直径均为Φ269.9mm。超深井段针对高硬度的结晶岩地层进行碎岩方式设计，即使是全面钻进和扩孔钻进，首选也采用了涡轮马达驱动孕镶金刚石，因此，还可以将Φ269.9mm口径取心钻具作为该井段备选方案，供比较选择。13000m科学超深井取心技术方案设计见表2.1和表2.2。
表2.1 取心钻进技术方案（超前孔裸眼钻进方法）
表2.2 取心钻进技术方案（等井径钻进方法）
2.1.1.2 规格设计与管材选型
设计4种规格取心钻具（表2.3）。除KT140钻具内管使用地质管材外，其他钻具内、外管都选用API标准石油套管。
表2.3 取心钻具规格设计
2.1.2 钻具组合
2.1.2.1 超前孔裸眼钻进方法
（1）0～7500m（一开～四开）
首选：250mm取心钻头+178mm液动锤+172mm螺杆马达（172mm涡轮马达）+248mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
备选1、2：152mm取心钻头+127mm液动锤+120mm螺杆马达（127mm涡轮马达）+151mm扶正器+121mm钻铤+89mm钻杆+127mm钻杆。
（2）7500～9500m（五开）
首选：216mm取心钻头+172mm涡轮马达+214mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
备选1、2：152mm取心钻头+127mm液动锤+127mm涡轮马达+151mm扶正器+121mm钻铤+89mm钻杆+127mm钻杆。
（3）9500～11500m（六开）
首选：216mm取心钻头+172mm涡轮马达+214mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
备选1：152mm取心钻头+127mm液动锤+127mm涡轮马达+151mm扶正器+121mm钻铤+89mm钻杆+127mm钻杆。
备选2：270mm取心钻头+195mm涡轮马达+267mm扶正器+203mm钻铤+178mm钻铤+127mm钻杆。
（4）11500～13000m（七开）
216mm取心钻头+172mm涡轮马达+214mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
2.1.2.2 等井径钻进方法
除五开备选方案2，其余同超前裸眼钻进方法取心钻具组合。
7500～9500m（五开）备选2：270mm取心钻头+195mm涡轮马达+267mm扶正器+203mm钻铤+178mm钻铤+127mm钻杆。
2.1.3 外总成螺纹设计
2.1.3.1 牙型选择
科学超深井取心钻具处在井内钻柱的最下端，由螺杆（或涡轮）马达（+液动锤）高速回转（冲击）钻进，是整个钻柱最薄弱的环节。外总成螺纹设计受到钻具结构的限制，其外管螺纹是粗径钻具最为薄弱的地方，因此，外管螺纹强度决定了取心钻具的强度，并限制着整个取心钻进时的钻进参数。
KT140在CCSD-1井中就采用了不带锥度的大螺距高强偏梯形螺纹，取得了很好的效果，并在其后的SK-1井（主井）、WFSD工程中应用。其特点是：采用了8mm螺距、2mm牙高和5°牙型斜角，在保持螺纹高强度的同时兼顾螺纹密封性；外端面采用15°密封角，进一步加强螺纹密封性能。近年来，随着石油天然气钻井取心深度的和增加，也在改进取心钻具外总成螺纹，如新研制的川7-5型取心钻具，就将其外总成螺纹也由传统的三角螺纹改为偏梯形螺纹。因此，科学超深井外管可选用图2.2所示的偏梯形螺纹牙型。
图2.2 高强螺纹结构示意图
2.1.3.2 抗扭测试
为验证所选牙型的抗扭强度，对螺距6mm、牙高1.2mm的同样扣型，在无锡钻通工程机械有限公司进行了抗扭测试。螺纹设计上扣扭矩8～10kN·m、最大安全扭矩12kN·m。在该公司的扭矩测试台上，螺纹预上扭矩4.6kN·m后开始逐级加载，加到12.7kN·m时公母螺纹无位移、无异样，13.3kN·m时发生轻微线位移（周向6mm，试件外径Φ140mm）但无损伤，加载至15kN·m发生周向线位移12mm仍无损伤如图2.3（a），自16kN·m加至17kN·m时扣端挤损，发生大幅度位移，如图2.3（b）所示。试件坯料选用的40Cr材质，调质到HRC30～32，如钻具正规设计选用石油套管Q125、P110钢级，接头端面抗挤压能力会进一步提高，螺纹的抗扭强度还会增加。而且，所设计的四种钻具将分别采用8mm和12mm螺距、2mm和3mm牙高，因此，所选螺纹牙型完全满足钻具的抗扭要求。
图2.3 测试实验
2.1.3.3 螺纹副加强优化
KT140钻具螺纹虽已应用至5000多米深的钻井，但未经超深井考验。从钻具结构分析及应用情况来看，外管与轴承腔的连接螺纹最易出现胀扣、粘扣、不易卸扣和根部断扣等现象。对超深部取心钻具外管上端与轴承腔、轴承腔与上接头连接螺纹副做如下加强改进（图2.4）：外管上端墩粗形成内加厚端；螺纹根部设计应力槽；螺纹采用1∶5～1∶10的锥度；KT194、KT219、KT245钻具螺距为12mm、牙高3mm。该螺纹副增强了外管内螺纹强度，加强了高温、高压环境中的密封性，根部应力集中情况大幅度减轻。
图2.4 加强螺纹副示意图
钻头、扩孔器都处于钻柱最底端，工作状态相对稳定，扭矩、弯矩不易在此集中，且外管下端因结构限制不能采用内加厚形式，因此，钻头与扩孔器、扩孔器与外管下端螺纹副仍采用不带锥度、不加厚螺纹，设置根部应力槽。
2.1.4 中、长钻程钻具及其扶正设计
2.1.4.1 方案设计
提下钻速度、机械钻速及回次长度三因素决定科学超深井取心钻进总效率。提下钻速度在选定施工设备时即已确定；地层的可钻性级别很大程度上制约着机械钻速的提高，通过改进钻头切削方式和结构、使用合适的驱动方式和钻进参数，可在一定范围内提高机械钻速；而提高回次进尺是可以成倍增加超深井孔取心钻进效率的技术手段，且随着孔深增加，这一优势将随之增大。
我国CCSD-1井已研制并成功使用9m取心钻具，这一长度配合自主研发的螺杆钻+液动锤二合一孔底动力驱动金刚石硬岩取心技术，在结晶岩地层成功钻达5180m。为进一步提高5000m以深取心钻进效率，拟使用岩心管对接方式提高回次长度，实现中、长钻程取心钻进，方案如下：
设计图2.5所示可内、外扶正的中间扶正器，连接上、下两根外管；上、下内管采用带卡簧的连接卡簧座连接；中间扶正器与连接卡簧座错位（如图2.6配合关系，中间扶正器在上），便于孔口操作。
图2.5 中间扶正器
图2.6 内、外扶正配合关系
2.1.4.2 组装、入井
采用对接的中、长钻程钻具将达到2～3个单根长度，不能采用地表一次性安装的作业方法，需分段在地表、孔口组装，装配、入孔顺序如下：
第一步：地表组装单动总成，并与上外管和上内管连接，组成钻具的上总成；将中间扶正器及下扩孔器、钻头与下外管连接，组成下外总成；连接卡簧座、卡簧座与下内管连接，组成下内总成。
第二步：将上总成提至孔口，在小鼠洞内将上内管与下内总成连接；再连接上外管和下外总成，完成整个取心钻具的组装并下井。
2.1.4.3 接单根
在进行中、长钻程取心过程中，要进行接单根作业。一种方式是上提钻具割断岩心，完成接单根后顶松卡簧继续取心钻进。第二种方式是钻头不离开井底，借助滑动接头或顶驱实现连续取心钻进。石油钻井采用中、长钻程取心钻具取心，多借助滑动接头来完成接单根操作。取心钻进时，靠六方滑动管和六方滑动套传递扭矩和钻压，接单根时提起六方滑动套（六方滑动管可在六方滑动套内上下滑动），保证取心钻头不离开井底。
20世纪80年代，顶部驱动钻井装置研制成功，随着技术的日益成熟，在石油天然气钻井中迅速推广。顶驱技术改变了传统的方钻杆传递扭矩和接单根方式，中、长钻程取心钻进可借助顶驱一次不中断钻进1根立柱。