井口裝置壓力等級設計要求

1. 井口裝置和採油樹的設計參數是多少

其實，井口裝置包括了採油樹。參數主要是工作壓力。這要根據井口的壓力來確定。一回般常用的有150型井口裝置答、250型井口裝置、350型井口裝置。如果油井搞壓裂、酸化等大型措施，還需要安裝千型井口裝置。井口配備的所有附件應和井口裝置的工作壓力相匹配。

2. 固井與完井是什麼

一、固井

固井就是在鑽出的井眼內下入套管柱，並在套管柱與井壁之間部分或全部注入水泥漿，使套管與井壁固結在一起。固井是鑽井過程中的重要環節，固井質量的好壞不僅影響到該井能否鑽進，而且影響到油井開采期能否正常作業和安全生產。

（一）井身結構及套管規范

1．井身結構

井身結構如圖4-19所示。正常壓力系統的井通常僅下三層套管：導管、表層套管和生產套管。異常壓力系統的井至少多下一層技術套管。尾管則是一種不延伸到井口的套管柱。

導管的作用是在鑽表層井眼時將鑽井液從地表引導到井眼內。這一層管柱的長度變化較大，在堅硬的岩層中僅用10～20m，而在沼澤地區則可能上百米。

表層套管下入深度一般在30～1500m，通常引導水泥漿返至地表，用來防止淺水層污染，封隔淺層流砂、礫石層及淺層氣，同時用來安裝井口防噴器以便繼續鑽進。表層套管也是井口設備（套管頭及採油樹）的唯一支撐件，並承載依次下入的各層套管（包括採油管柱）的載荷。

技術套管用來隔離坍塌地層及高壓水層，防止井徑擴大，減少阻卡及鍵槽的發生，以便繼續鑽進。技術套管還用來分隔不同的壓力層系，以便建立正常的鑽井液循環。它也為井控設備的安裝、防噴、防漏及懸掛尾管提供了條件，對油層套管還具有保護作用。

生產套管的主要作用是將儲集層中的油氣從套管中采出來，並用來保護井壁，隔開各層的流體，達到油氣井分層測試、分層採油、分層改造之目的。

圖4-19井身結構

尾管分為鑽井尾管和採油尾管。尾管的優點是下入長度短、費用低。在深井中，尾管另一個突出的優點是，在繼續鑽進時可以使用異徑鑽具。尾管的頂部通常要進行抗內壓試驗，以保證密封性。

2．套管和套管柱

油井套管是優質鋼材製成的無縫管或焊接管，兩端均加工有錐形螺紋。大多數的套管是用套管接箍連接組成套管柱。套管柱用於封固井壁的裸露岩石。常用的標准套管外徑從114.3～502mm，共有14種；套管的壁厚范圍為5.21～16.13mm；套管的連接螺紋都是錐形螺紋；目前，套管鋼級API標准有8種共10級，即H40、J55、K55、C75、L80、N80、C90、C95、P110、Q125，常用鋼級為P110、N80、J55。

套管柱（套管串）通常是由同一外徑、相同或不同鋼級及不同壁厚的套管用接箍連接組成的，應符合強度及生產的要求。

（二）固井工藝過程

固井工藝過程主要有下套管和注水泥兩個步驟。

1．下套管

下套管前根據井身設計，將要下入井內的套管運到平台，逐根檢查套管是否有暗傷、變形，然後丈量長度、清洗螺紋，編好順序排放好，以待下井；對機器設備及輔助工具認真檢查，保證下套管時不出故障，調節好鑽井液性能，起出井中鑽具；逐根將套管下入井中，下完套管後循環鑽井液洗井，然後接注水泥管匯（水泥頭）准備注水泥。

2．注水泥

注水泥（即注水泥漿）的主要目的在於封隔油、氣、水層，保護生產層。為實現這一目的，要解決以下兩個方面的問題：一是如何使環形空間充滿水泥漿；二是如何使水泥漿在凝結過程中壓穩和封隔好油、氣、水層。根據固井設計，將固井所需的水泥、淡水、水泥外加劑運到井場。檢查注水泥的機器設備，使之處於良好的工作狀態；配製水泥漿；注水泥漿。當水泥漿注滿套管後，用鑽井液把水泥漿迅速頂替到井筒環形空間的預定高度，這個頂替過程叫替漿。在下套管前，按設計位置在最下端設一阻流環，用於替漿時承受膠塞碰壓，替漿前先把膠塞壓入套管內，膠塞起到阻止水泥漿與鑽井液相混的隔離作用，同時又像一個活塞；替漿時，鑽井液頂著膠塞，膠塞頂著水泥漿在套管中下行，水泥漿被頂入環形空間，在環形空間水泥漿頂著鑽井液上返。當膠塞與阻流環相碰時，封閉了環形通道，此時替漿的泵壓突然升高，稱為碰壓，碰壓是水泥漿返到環形空間預定高度的信號。至此替漿結束，待水泥漿凝固後固井工作完成。

二、完井

完井（即油井完成）是鑽井工程的最後一個環節，其主要作業內容包括鑽開生產層、確定井底完井方法、安裝井口裝置。

（一）鑽開生產層

生產層多是具有孔隙的碎屑岩或碳酸鹽岩。在鑽開生產層的過程中，若井內液柱壓力小於油氣層的壓力，會發生井噴；但若井內液柱壓力比油氣層的壓力大，鑽井液（時稱「完井液」）中的水和黏土便進入到油氣層，形成「水侵」和「泥侵」，堵塞油流通道，使油層滲透率下降，嚴重時會使油井喪失生產能力。因此，在鑽開生產層時，保護油氣層、防止鑽井液侵害和控制油氣層、防止井噴是兩項重要的工作。要做到這兩點，選擇合適的鑽井液是關鍵。

對低壓低滲透率油氣層，最好選用油基鑽井液和油包水乳化鑽井液。它們可以從根本上避免水侵和泥侵的危害，但存在成本高、易燃、配製和使用不如水基鑽井液方便的缺點。

對高壓高滲透率油氣層，可以採用低固相水基鑽井液。這類鑽井液常加有高黏度特性的高分子化合物提高黏度；加有鹽類物質（如CaCl2，ZnCl2等）增加其密度，減少地層中黏土膨脹；加有表面活性劑提高地層滲透率的恢復率。

（二）完井方法

目前世界各國採用的完井方法可分為油層裸露式和非裸露式兩種類型，具體有裸眼完井法、射孔完井法、割縫襯管完井法和礫石充填完井法（見圖4-20）。具體到每一口井採用何種井底完井方法，要視實際油層條件而定。

圖4-20完井方法

1．裸眼完井法

裸眼完井法可分為先期裸眼完井和後期裸眼完井兩種。先期裸眼完井是先鑽至油層頂部，下油層套管，然後再鑽開生產層；後期裸眼完井是在鑽穿生產層之後將油層套管下至油氣層頂部。裸眼完井法的最大優點是油氣層和井底直接連通，油流面積大，油流阻力小。

裸眼完井法雖然保證了油層和井底具有良好的連通性，但不能克服井壁坍塌和油層出砂對油井生產的影響，不能防止油、氣、水層互相竄擾。因此，它只適用於岩性堅固而穩定，又無氣、水夾層的單一油層或一些油層性質相同的多油層。

2．射孔完井法

射孔完井法屬於非裸露式完井法。其實質是鑽穿油層後，將套管下至油層底部固井，然後用射孔槍將套管和水泥石射穿，使油氣沿孔道流至井底。

射孔完井法的優點是能夠封隔油、氣、水層，防止互相竄通，能消除井壁坍塌對油井生產的影響。因此，這種完井方法特別適用於井壁嚴重坍塌的疏鬆生產層、含有水層的生產層、油層壓力和原油性質均不相同而需要分層試採的多油層。射孔完井法的缺點是油氣層被鑽井液和水泥漿侵害較嚴重；其次是油流面積小，孔眼處油流密度大，油流阻力大。

3．割縫襯管完井法

割縫襯管完井是在裸眼完井的基礎上，在裸眼井內下入割縫襯管，在直井、定向井、水平井中都可採用。

4．礫石充填完井方法

對於膠結疏鬆、出砂嚴重的地層，一般採用礫石充填完井方法。它是先將繞絲篩管下入井內油層部位，然後用充填液將在地面上預選好的礫石（礫石可以是石英砂、玻璃珠、樹脂塗層砂或陶粒）泵送至繞絲篩管與井眼或繞絲篩管與套管之間的環形空間內，構成一個礫石充填層，以阻擋流層砂流入井筒，達到保護井壁、防砂入井之目的。礫石充填完井在直井、定向井中都可以使用，但在水平井中應慎重，因為搞不好易發生砂卡，從而使礫石充填失敗，達不到有效防砂目的。

（三）安裝井口裝置

井口裝置是安裝在地面用以控制井內高壓油氣的一套設備。它主要包括套管頭、油管頭和採油樹三大件。套管頭用以密封各層套管的環形空間並承受部分管柱重量；油管頭用於密封油管和油層套管的環形空間；採油樹則用以控制油井生產。對於高壓油氣井，要求井口裝置要有足夠的耐壓強度和可靠的密封性，用以控制油井生產的油管頭和採油樹裝在油層套管法蘭之上。對於低壓油氣井，井口裝置可大為簡化，只要把環形空間密封起來，裝上油管頭和採油樹即可。

3. 電動閥門的分類

1.石油、天然氣井口裝置用閥
石油、天然氣井口裝置用閥主要為符合美國API6A標準的單閘板或雙閘板、有導流孔或無導流孔的鍛鋼平行式閘閥、泥漿閥、角式節流閥、油田專用平行式調節閥、油田專用直通式止回閥、注水聚合物專用平行式閘閥、卡箍式平行閘閥、先導式安全閥和止回閥。
石油、天然氣井口裝置用電動閥門的公稱壓力級為API2000psi、3000psi、5000psi、10000psi、15000psi、20000psi；公稱通徑為DN46~228mm(113/16in~9in)；溫度等級為K(-60~182℃)、L(-42~182℃)、P(-29~182℃)、R(室溫)、S(-18~166℃)、T(-18~196℃)、U(-18~121℃)、V(2~121℃)；材料要求為AA、BB、CC、DD、EE、FF、HH；材料性能要求按36K、45K、60K、75K；產品技術要求按PSL1(產品規范等級1)、PSL2(產品規范等級2)、PSL3(產品規范等級3)、PSL4(產品規范等級4)。
2.石油、天然氣長輸管線用閥
石油、天然氣長輸管線用閥主要為符合美國API6D標準的單閘板或雙閘板、有導流孔或無導流孔的平板閘閥；鍛鋼或鑄鋼三體式、上裝式或全焊接式固定球球閥；油密封或壓力平衡式旋塞閥；旋啟式或蝶式止回閥、通球止回閥；清管閥等。
這些電動閥門的公稱壓力級為CL150(PN2.0MPa)、CL300(PN5.0MPa)、CL400(PN6.4MPa)、CL600(PN10.0MPa)、CL900(PN15.0MPa)、CL1500(PN25.0MPa)、CL2500(PN42.0MPa)；公稱通徑為DN50~1500mm(2in~60in)；耐火試驗技術要求按ISO10497；電動閥門的壓力試驗按ISO5208。
3.核電用閥
核電用電動閥門比常規的大型火力發電站用電動閥門其技術特點和要求要高。閥類一般有閘閥、截止閥、止回閥、蝶閥、安全閥、主蒸汽隔離閥、球閥、隔膜閥、減壓閥和控制閥等；具有代表性電動閥門的最高技術參數為：最大口徑DN1200mm(核3級的蝶閥)、DN800mm(核2級的主蒸汽隔離閥)、DN350mm(核1級的主迴路閘閥)；最高壓力：約1500磅級；最高溫度：約350℃；介質：冷卻劑(硼化水)等。生產核級電動閥門產品規定要求：通常按核行業標准EJ、美國ASME、IEEE標准及法國壓水堆核島機械設備設計和建造規則RCC-M等。
核電用閥發展的具體類型、參數如下：
⑴無填料函的閘閥：
a液壓驅動閘閥。該閥藉助自身壓力水推動活塞開啟或關閉，該閥公稱通徑：DN350、400mm；工作壓力：PN17.5MPa；工作溫度：315℃。 b全封閉型電動閘閥。該閥應採用特製的屏閉式電機，通過浸水工作的內行星減速機構使閘板作啟閉運動。該閥公稱通徑：DN100~800mm；工作壓力：PN2.5~45.0MPa；工作溫度：200~500℃。
註：上述兩種無填料函閘閥優點：沒有填料密封，避免了外漏點，同時，減少能耗。缺點：結構復雜、造價較高。
⑵核電用截止閥：
用於輔助管路上的截止閥。該閥通常為三種結構，即填料式截止閥、波紋管式截止閥和金屬膜片式截止閥。該閥介質為中等參數(中溫、中壓)的水和蒸汽；公稱通徑：DN10~150mm。
⑶核電用蝶閥：
用於冷卻系統和安全殼內輸送空氣介質的系統中的蝶閥。該閥通常為三種結構，即同軸直連式襯膠蝶閥、偏心式金屬密封蝶閥和雙動式(蝶板在回轉前先脫開密封面再回轉)金屬密封蝶閥。該閥公稱通徑：DN≤2500mm；工作壓力：PN<4.0MPa；工作溫度：100~150℃。此外，用於風道系統中的快速關閉蝶閥，其公稱通徑：DN400~1200mm也列為發展的方向。
⑷核電用帶探測器的先導式安全閥：
用於核島系統中的帶探測器的先導式安全閥。採用帶探測器的先導式安全閥，可以根據壓力與彈簧力平衡的敏感關系，來改變位置控制釋放和加充介質的兩個觸點的原理，從結構上避免卡阻問題。該閥採用正作用式帶彈簧預緊和波紋管密封的閥瓣結構，可以保證可靠的密封。該閥公稱通徑：DN600mm；工作壓力：PN1.265MPa。
⑸核電用止回閥型隔離閥：
用於蒸汽系統的止回閥型隔離閥，其結構形狀類似於升降式止回閥。該閥公稱通徑：DN64~800mm(21/2in~30in)；工作壓力：PN1.0~42.0MPa(Class600~2500)；工作溫度：-29~1050℃。
⑹核電用主蒸汽隔離閥：
核島和常規島用主蒸汽隔離閥、主給水電動閥門，其公稱通徑：DN800mm；公稱壓力：40.0MPa；溫度700℃；
此外，滿足地震要求的安全閥也是急需開發的核電電動閥門。 海上採油平台的採油、防噴、注水、注氣、水下設備等系統需要開發一些耐海水、鹽霧侵蝕要求的特種電動閥門。這些電動閥門要求有較強的抗腐蝕性、抗風暴等異常外力的能力，並且要求密封可靠、操作靈活、維修方便。
海洋石油用閥發展的具體類型、參數如下：
⑴鍛鋼單閘板或雙閘板帶導流孔或不帶導流孔平板閘閥
該閥的結構可參照美國卡麥隆F型閘閥、「AF」型海底電動閥門(用於海下1000米)、「DF」型海底電動閥門(用於海下3000米)、MCEVOY公司C型、E型閘閥。
這類電動閥門的公稱通徑：DN46~162mm(113/16in~63/8in)；公稱壓力級為API2000psi、3000psi、5000psi、10000psi、15000psi、20000psi；工作溫度：-59~343℃；技術要求按API6A的規定。
⑵雙瓣蝶式止回閥
該閥技術參數：公稱通徑：DN53~280mm(21/16in~11in)；溫度等級為K(-60~182℃)、L(-42~182℃)、P(-29~182℃)、R(室溫)、S(-18~166℃)、T(-18~182℃)、U(-18~121℃)、V(2~121℃)。
⑶帶壓平衡閥桿的角式節流閥
該閥的設計、製造按API6A標准；其公稱壓力級為API3000psi、5000psi、10000psi；公稱通徑：DN50mm、DN80mm、DN100mm、DN150mm(2in、3in、4in、6in)；使用溫度：-29~121℃。(該閥的節流頭可設計為針型節流頭或套筒節流頭)。 石化、電力電動閥門產品，其結構調整的重點是發展缺門產品。如下：
⑴高溫高壓調節閥
用於大型火電機組的高溫高壓調節閥，其結構設計應根據它的流量特性和工況控制要求來確定，可以是單座，也可以是雙座或套筒結構。該調節閥的公稱通徑：DN50~500mm；公稱壓力：≤42.0MPa；使用溫度：510~570℃。
⑵減溫減壓閥
該減溫減壓閥，石化行業要求能設計成類似CVS閥，並將壓力和溫度控制在一個閥內完成，減壓後的噴水降溫控制要精確(在4~7℃范圍內)，關閥嚴密，低雜訊，長壽命。
⑶高溫高壓大口徑安全閥
用於蒸汽系統的高溫高壓大口徑安全閥，其設計結構可採用彈簧式。設計中主要解決的關鍵問題是：該類電動閥門的整定壓力、回座壓力、密封性能、重復動作穩定性及彈簧的疲勞。其公稱通徑：DN200~400mm；公稱壓力：≤5.0MPa；最高使用溫度：570℃。
⑷高壓蒸氣疏水閥
用於高壓蒸汽系統排除凝結水的高壓蒸汽疏水閥，其開發的結構可以為熱動力型HRW、HRF圓盤式；機械型高壓自由浮球式；熱靜力型BK27、BK28、BK212雙金屬片式。該類電動閥門的公稱通徑：DN15~50mm；公稱壓力：15.0MPa。 冶金系統用閥，由於介質常為粉狀和懸浮固體顆粒狀，加之溫度較高，故對電動閥門的耐磨、耐溫及耐蝕等要求較高。
冶金系統用閥發展的具體類型、參數如下：
⑴圓頂閥
用於火力發電廠氣力除灰、進料、放料系統的圓頂閥。該閥由閥體、主動軸、從動軸、球體等組成，其公稱通徑：DN50~300mm；工作壓力：PN1.0~0.6MPa；最高使用溫度：1050℃。設計該閥時，其密封面應考慮採用噴塗鈷基碳化鎢合金材料，使其更加堅硬，增強耐磨性能。
⑵排灰平板閘閥
用於煉鋼廠煉鐵除灰系統的「排灰平板閘閥」。該除灰系統的介質——「灰粉」，不僅形狀是顆粒的(有時是分散形狀，有時是混合形狀)，而且具有一定的粘性，還夾有一氧化碳(CO)。由於介質「灰粉」中的顆粒，閥座往往有不同程度的損傷、擦傷、磨損，故，要求其「排灰平板閘閥」的主件，例如閘板、閥座等零部件均應具有較強的耐磨性。煉鐵除灰系統工況的使用壓力在0.25MPa左右的低壓范圍內；溫度在≤250℃的范圍內(一般情況下為常溫，有時瞬間溫度可達250℃)；公稱管徑僅從DN50mm~DN400mm(DN300mm的管徑最常見)。
該閥其結構如採用帶導流孔，並且「加大密封面」的密封設計，不僅能提高其耐磨性；滿足其密封性能；而且能避免灰粉進入閥體底腔。在設計中，可充分利用現行帶導流孔平板閘閥產品，將閥座改為「加大密封面」的密封狀態。對耐磨性而言，其金屬對金屬硬密封壽命雖最長，但金屬對金屬「加大密封面」的硬密封，一則標准上允許漏，(如設計為零泄漏成本將十分高昂且加工難度大)；二則密封不如非金屬材料。其密封不如非金屬材料，是因為金屬表面磨蝕時會產生一層氧化物，盡管這層氧化物覆蓋在受到腐蝕作用的部位上，能減慢金屬的進一步腐蝕，但如果發生滑動的話，該層氧化物就會被清除，使裸露出來的金屬表面受到進一步的腐蝕，從而加快磨損，削弱其密封性能。而採用非金屬材料，不僅能節約成本，降低加工難度，而且能保證其密封性能。
由於鋼廠煉鐵除灰系統的工況溫度一般為常溫，有時瞬間最高溫度也只有250℃。故採用非金屬材料(建議採用對位聚苯)作密封面，既可以滿足其工況溫度、耐磨，又可以滿足其密封性能。非金屬材料——對位聚苯，適用溫度為≤300℃，且比硬質的PTFE更硬，能滿足煉鐵廠除灰系統的工況，不失為較理想的密封面材料。閥座材料建議採用1Cr13。
⑶耐強酸腐蝕的不銹鋼閥
冶金系統用耐強酸腐蝕的不銹鋼閥。該閥其公稱通徑：DN50~2400mm；公稱壓力0.05~1.6MPa；最高使用溫度：1050℃。 1．操作力矩：操作力矩是選擇閥門電動裝置的最主要的參數。電動裝置的輸出力矩應為閥門操作最大力矩的1.2～1.5倍。
2．操作推力：閥門電動裝置的主機結構有兩種，一種是不配置推力盤的，此時直接輸出力矩；另一種是配置有推力盤的，此時輸出力矩通過推力盤中的閥桿螺母轉換為輸出推力。
3．輸出軸轉動圈數：閥門電動裝置輸出軸轉動圈數的多少與閥門的公稱通徑、閥桿螺距、螺紋頭數有關，按M=H/ZS計算（式中：M為電動裝置應滿足的總轉動圈數；H為閥門的開啟高度，mm；S為閥桿傳動螺紋的螺距，mm；Z為閥桿螺紋頭數。）
4．閥桿直徑：對於多回轉類的明桿閥門來說，如果電動裝置允許通過的最大閥桿直徑不能通過所配閥門的閥桿，便不能組裝成電動閥門。因此，電動裝置空心輸出軸的內徑必須大於明桿閥門的閥桿外徑。對於部分回轉閥門以及多回轉閥門中的暗桿閥門，雖不用考慮閥桿直徑的通過問題，但在選配時亦應充分考慮閥桿直徑與鍵槽的尺寸，使組裝後能正常工作。
5．輸出轉速：閥門的啟、閉速度快，易產生水擊現象。因此，應根據不同的使用條件，選擇恰當的啟、閉速度。
6．安裝、連接方式：電動裝置的安裝方式有垂直安裝、水平安裝、落地安裝；連接方式為：推力盤；閥桿通過（明桿多回轉閥門）；暗桿多回轉；無推力盤；閥桿不通過；部分回轉電動裝置的用途很廣，是實現閥門程式控制、自控和遙控不可缺少的設備，其主要用在閉路閥門上。但不能忽視閥門電動裝置的特殊要求——必須能夠限定轉矩或軸向力。通常閥門電動裝置採用限制轉矩的連軸器。
當電動裝置的規格確定之後，其控制轉矩也確定了。當其在預先確定的時間內運行時，電機一般不會超負荷。但如出現下列情況便可使其超負荷：
1．電源電壓低，得不到所需的轉矩，使電機停止轉動。
2．錯誤地調定了轉矩限制機構，使其大於停止的轉矩，而造成連續產生過大的轉矩，使電機停止轉動。
3．如點動那樣斷續使用，產生的熱量積蓄起來，超過了電機的容許溫升值。
4．因某種原因轉矩限制機構電路發生故障，使轉矩過大。
5．使用環境溫度過高，相對地使電機的熱容量下降。
以上是出現超負荷的一些原因，對於這些原因產生的電機過熱現象應預先考慮到，並採取措施，防止過熱。
過去對電機進行保護的辦法是使用熔斷器、過流繼電器、熱繼電器、恆溫器等，但這些辦法也都各有利弊，對於電動裝置這種變負荷的設備，絕對可靠的保護辦法是沒有的。因此必須採取各種方法組合的方式。但由於每台電動裝置的負荷情況不同，難以提出一個統一的辦法。但概括多數情況，也可以從中找到共同點。 1．對電機輸入電流的增減進行判斷；
2．對電機本身發熱進行判斷。
上述兩種方式，無論那種都要考慮電機熱容量給定的時間餘量。如果用單一方式使之與電機的熱容量特性一致是困難的。所以應選擇根據過負荷的原因能可靠的動作的方法——組合復合方式，以實現全面的過負荷保護作用。
羅托克電動裝置的電機，因其在繞組中埋入了與電機絕緣等級一致的恆溫器，當到達額定溫度時，電機控制迴路便會切斷。恆溫器本身熱容量是較小的，而且其限時特性是由電機的熱容量特性決定的，因此這是一個可靠的方法。 1．對電機連續運轉或點動操作的過負荷保護採用恆溫器；
2．對電機堵轉的保護採用熱繼電器；
3．對短路事故採用熔斷器或過流繼電器。
閥門電動裝置的正確選擇和超負荷的防止是戚戚相關的，應引起重視。

4. 井口裝置

1.井口安裝

地熱井井口裝置及基礎設備的設計、安裝除了保證質量,滿足用戶利用需要外,還要保證整個系統的嚴格密閉,杜絕空氣侵入,防止井管和泵管被腐蝕。因為當密封不嚴時,井口瞬時產生負壓吸入空氣,大量氧氣駐留在井口至動靜水位的井筒空間內,即使被人們判定為不具有腐蝕或輕微腐蝕的地熱流體,由於存在溶解氧和溫度較高等原因,實際生產中也具有一定的腐蝕性。井管腐蝕後會產生上部低溫水混入、井孔變形,減少地熱井的使用壽命;泵管銹蝕後,在機械震動力的作用下,大量的銹片脫落聚集沉澱至井底,堵塞濾水管網和局部地層,造成開采、回灌效果不佳。金屬腐蝕嚴重時會發生井管和泵管斷裂、地熱井報廢等後果。

圖4-26 全地下式井泵房建築示意圖(單位:mm)

考慮到地熱井井口應具備防腐、防垢、密封等功能,井口裝置應選用具有抗地熱流體腐蝕性的材料,結構設計應考慮井管的熱脹冷縮,與井管的連接應採用填料密封套接,並應具有良好的密封性能,不宜採用井管與井口裝置直接連接方式。地熱井成井後井管留置在地面以上的高度以500～1000mm為宜,泵室部分的傾斜度不得超過1.5°,泵室管外應設置有保護套管,護套直徑依井管直徑確定,與井管之間的間距以10～20mm為宜,材質宜採用無縫套管,選料總長度應不小於1200mm,留置在地面以上的高度應不小於400mm(圖4-28),安裝時必須保證水平、牢固、密封。開采井的輸水泵管或回灌井的回灌水管宜選用直徑不小於φ150mm、符合API標準的全密封無縫鋼管的石油套管或不銹鋼管,同時進行嚴格的防腐、防垢處理。

圖4-27 典型地熱利用系統熱力站房建築示意圖

針對圖4-28開采井口裝置需要說明的是:

1)本構件適用於自流與泵抽公用型井口,井口閉井壓力小於1.5MPa;

2)井管應為無縫標准井管,本圖以井管外徑377mm為例;

3)構件安裝適應保證系統安裝工藝要求;

4)活動盲孔為水位監測孔,水位測量後應及時封住,防止大量空氣進入地熱管。

2.地熱井提水設備

地熱井提水設備選型原則及提水設備要求:地熱井主要提水設備為井用耐熱潛水電泵。選型原則是根據地熱水的水質、水量、水溫、動水位、靜水位、井口出水壓力要求等確定。其中水質決定泵的材質;其他幾種參數則決定泵的參數。

3.除砂器

由於絕大多數的固體懸浮物質是由抽出的流動水體攜帶到地表的,因此在開采井井口需設置除砂設備,抽出流體經過除砂處理,方可保證地熱流體中裹攜的岩屑微粒、細砂顆粒或其他細小顆粒不被傳輸到循環系統管路和回灌井內。而且除砂器的設置也可在一定程度上減輕回灌系統過濾器的工作負擔。

除砂器的選型、精度應根據地熱井所揭露熱儲層岩性、流體質量來設計和確定。天津市地熱利用系統中多採用旋流式除砂器,其井口除砂效率見表4-12。從表中數據可以分析得出,顆粒直徑越小,單純採用除砂器的效果就越差,特別是當粒徑范圍小於0.08mm時,除砂效果僅為15%。這表明採用旋流式除砂器除砂能力的極限是由於採用機械設備的原因,要想達到穩定、保證粒徑范圍要求,還應配備高精度的過濾裝置。

圖4-28 地熱井標准井口裝置基礎設施圖

表4-12 不同顆粒直徑的除砂率

5. 煤層氣鑽井技術規范

1.總則

根據鑽探目的不同，煤層氣井分為探井、開發井兩種類型。煤層氣探井以發現和獲得儲量為目的；煤層氣開發井以面積降壓和煤層氣最大產出為目的，保證煤層氣田高效開發。

2.煤層氣井鑽井設計

2.1 煤層氣探井鑽井設計

2.1.1 煤層氣探井鑽井工程設計內容應包括：區域地質簡介、設計依據及鑽探目的、設計地層剖面及預計煤層和特殊層位置、技術指標和質量要求、井下復雜情況提示、地層岩石可鑽性分級、地層壓力預測、井身結構設計、鑽機選型及鑽井設備優選、鑽具組合設計、鑽井液設計、鑽頭及鑽井參數設計、井控設計、取心設計、煤層保護設計、固井設計、新工藝與新技術應用設計、各次開鑽施工重點要求、完井設計、健康安全環境管理、完井提交資料、特殊施工作業要求、鄰區與鄰井資料分析、鑽井進度計劃以及單井鑽井工程投資預算等。

2.1.2 煤層氣探井鑽井設計應以保證實現鑽探目的為前提，充分考慮錄井、取心、測井、完井、壓裂試氣等方面的需要。

2.1.3 煤層氣探井鑽井工程設計應體現「安全第一」的原則。目的煤層段設計應有利於取資料和保護煤層；非目的層段設計應主要考慮滿足鑽井工程施工作業、提高鑽井速度和降低成本的需要。

2.1.4 煤層氣探井鑽井工程設計應採用國內成熟適用的先進技術，確保煤層氣鑽探目的的實現。

2.2 煤層氣開發井鑽井設計

2.2.1 煤層氣開發井鑽井工程設計內容應包括：區域地質、交通和氣候概況、設計依據、技術指標及質量要求、井下復雜情況提示、地層岩石可鑽性分級及地層壓力預測、井身結構設計、鑽機選型及鑽井主要設備優選、鑽具組合設計、鑽井液設計、鑽頭及鑽井參數設計、欠平衡設計、井控設計、煤層保護設計、固井設計、新工藝與新技術應用設計、各次開鑽或分井段施工重點要求、完井設計、健康安全與環境管理、生產信息及完井提交資料、鑽井施工設計要求、特殊工藝施工要求、鑽井施工進度計劃和單井鑽井工程投資預算等。

2.2.2 同一區塊井身結構相似的一批開發井，在區塊鑽井設計的前提下，單井鑽井設計可以簡化。

2.2.3 開發井鑽井設計應結合煤層氣低產特徵，優先考慮水平井、多分支井、空氣鑽井等鑽井方式，保證鑽井質量，提高煤層氣井產量，滿足煤層氣高效開發的要求。

3.煤層氣井井身結構

按照《SY/T 5431 井身結構設計方法》，井身結構設計應當充分考慮煤層氣井地質設計要求、地質目的、地層結構及其特徵、地層孔隙壓力、地層破裂壓力、地層坍塌壓力、地層水文條件、完井方式、增產措施、生產抽排方式及生產工具等。

3.1 所設計的井身結構應簡單合理，滿足鑽井完井生產、獲取資料、壓裂和排採的需要。

3.2 採用鑽井工藝技術應有利於保護煤層。

3.3 充分考慮到地層出現漏、涌、塌、卡等復雜情況的處理作業需要，以實現安全、優質、快速鑽井。

3.4 生產套管一般應採用鋼級為J55 或N80 的φ139.7mm 套管，確因產水量大或地層復雜，可採用更大直徑的生產套管，目的煤層以下留60m口袋。

3.5 一般情況下，採用二開井身結構：

表層套管：φ311.1mm鑽頭×φ244.5mm套管；

生產套管：φ215.9mm鑽頭×φ139.7mm套管。

3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，採用三開井身結構：

一開：φ311.1mm鑽頭×φ244.5mm套管；

二開：φ215.9mm鑽頭×φ177.8mm套管；

三開：φ152.4mm鑽頭×裸眼完井。

3.7 地層條件較復雜的探井，可採用三開井身結構：

表層套管：φ444.5mm鑽頭×φ339.7mm套管；

技術套管：φ311.1mm鑽頭×φ244.5mm套管；

生產套管：φ215.9mm鑽頭×φ139.7mm套管。

4.煤層氣井鑽井技術

4.1 根據設計鑽探深度和《SY/T 5375 旋轉鑽井設備選用方法》的標准，合理選擇鑽機設備，設計鑽機最大負荷不得超過鑽機額定負荷能力的80%。

4.2 鑽井循環介質選擇和煤層保護要求：煤層以上井段應選用防塌性能好、有利於提高機械鑽速的鑽井液；煤層段推薦使用清水鑽井，對異常高壓或大段復雜煤層使用無固相鑽井液；開發井應盡量採用空氣等欠平衡鑽井，減少煤儲層的傷害。

4.3 參照《SY/T 6426 鑽井井控技術規程》制定煤層氣井井控技術要求。開發井原則上應安裝防噴器。在煤田地質詳查區、地質資料證實無常規天然氣層，且不含硫化氫等有毒氣體的低產煤層氣開發井可不安裝防噴器，但應有詳細的防井涌、井噴技術措施和應急預案，確保一次井控。

5.煤層氣井完井技術

5.1 完井方式（包括套管射孔完井、裸眼完井或裸眼洞穴完井）的選擇應結合實鑽煤層特徵和煤岩力學特性，考慮增產方式、氣藏工程和排采要求確定。一般情況，完井井口應安裝簡易套管頭。

5.2 固井施工前，鑽井監督應要求固井技術服務公司依據鑽井設計和實鑽地質錄井資料，結合鑽井施工現場情況編制相應的固井施工設計，並報項目部備案。

5.3 下套管作業前，鑽井監督應要求承包商進行套管及附件檢查，固井施工前，對水泥漿性能進行檢測，水泥漿性能達到設計要求後方能施工，固井作業過程中應加強水泥漿的採集分析，施工參數應達到固井施工設計要求。

5.4 固井施工結束後，根據設計要求，在規定的時間（一般間隔48 小時）內進行固井水泥膠結測井，並按要求進行試壓。

6.煤層氣井鑽井質量

6.1 鑽井施工應加強質量管理，井身質量合格率應達到100%，固井質量合格率不低於99%，取心收獲率達到設計要求。

6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工藝井的井身質量應執行相應的標准，定向井中靶率應達到100%，進入煤層後鑽遇率不低於85%。

6.3 煤層氣鑽井取心採用繩索式取心，井深1000m 以淺的井，岩心出井時間不超過25 分鍾，岩心直徑應大於φ65mm，取心收獲率非煤層段不低於90%；一般煤層不低於80%；粉煤不低於50%。

7.煤層氣井井身質量

7.1 鑽井深度：鑽達設計井深或完鑽要求井深，以轉盤面至井底，校核鑽具實際長度為準的鑽井深度。

7.2 井斜角：α_max≤3°（井深≤1000m）；α_max≤4°（井深1000～1500m）。

7.3 最大全形變化率：K_max≤1°/25m（井深≤1000m）；K_max≤1.3°/25m（井深1000～1500m）。

7.4 井底水平位移：s≤20m（井深≤1000m）；s≤30m（井深1000～1500m）。

7.5 平均井徑擴大率：非煤層段C_max≤15%；固井完井的煤層段C_max≤25%。

7.6 鑽井過程中以單點測斜監測為准，完井以完鑽電測連續測斜資料為准，最後一測點距離完鑽井底不大於10m。

8.煤層氣井固井質量

8.1 套管下深應達到設計要求：表層套管口袋≤1m；技術套管口袋1～1.5m；生產套管口袋1.5～2m，完井人工井底至套管鞋距離≥10m。

8.2 水泥返高要求：表層套管水泥返到地面；技術套管滿足工程需要；生產套管水泥返到最上一層煤層頂界200m以上，人工井底至目的煤層底界長度≥40m。

8.3 套管柱試壓符合《SY/T 5467 套管柱試壓規范》的要求。

8.4 按設計裝好井口，並試壓達到要求；完井井口裝置必須符合設計要求，裝好套管頭，井口套管接箍頂部應保持水平，生產套管接箍頂部與地面距離小於0.25m；試壓完立即用絲堵或盲板法蘭將井口封牢，並電焊井號標記。

6. 欠平衡鑽井技術

欠平衡鑽井技術以空氣鑽井為先導開始於20世紀50年代，採用空氣壓縮機向油井內注入空氣和水的混合物。在90年代，不斷完善的欠平衡配套設備和技術有：井口旋轉控制系統、高壓注氣系統、地面分離系統、監測儀表系統、支持軟體系統，使得欠平衡技術在美國、加拿大、歐洲被廣泛採用，從而在世界范圍內形成一股欠平衡鑽井熱潮。

我國欠平衡鑽井技術早在20世紀60年代，進入90年代以來，我國欠平衡技術加速發展，尤其是塔里木油田解放128井、輪古系列井欠平衡鑽井的成功，將我國欠平衡鑽井推向了一個新的階段。

3.3.4.1 欠平衡鑽井技術的分類和分級

（1）欠平衡鑽井類型

按工藝分類：可分為液相（水基、油基鑽井液）和氣相（空氣、氮氣、霧化、泡沫、充氣）。欠平衡鑽井技術對應的密度為：

1）氣體鑽井，密度的適用的范圍0～0.02g/cm³。

2）霧化鑽井，密度的適用的范圍0.02～0.04g/cm³。

3）泡沫鑽井，密度的適用的范圍0.04～0.6g/cm³；井口加回壓時可達到密度的適用的范圍0.8g/cm³以上。

4）充氣鑽井，密度的適用的范圍0.7～0.9g/cm³；部分地區還更高。

5）油包水或水包油鑽井液鑽井，密度的適用的范圍0.8～1g/cm³。

6）淡水或鹵水鑽井液鑽井，密度的適用的范圍1.0～1.30g/cm³。

7）常規鑽井液鑽井，密度的適用的范圍大於1.10g/cm³。

8）泥漿帽鑽井，用於鑽較深的高壓裂縫儲層或高含硫化氫的氣層。

目前使用的欠平衡鑽井技術主要有以下幾種：氣相欠平衡鑽井、氣液兩相欠平衡鑽井、液相欠平衡鑽井。

（2）欠平衡鑽井分級

美國鑽井承包商協會欠平衡作業委員會為給工程技術人員選擇合適的設備和相應的方案，制定了欠平衡油井分類系統標准。該分類系統標准把風險油井分為6級，從0～5。每一級下又分為A和B兩類。具體分類情況如下：

0級：只提高鑽井效率，不涉及油氣層。

1級：油井靠自身壓力無法自流到井口，油井是穩定的，從井控的角度來看風險較低。

2級：油井靠自身壓力可以自流到地面，如發生災難性設備失效，可以採用常規壓井方法進行處理。

3級：不產油氣的地熱井。最大關井壓力小於欠平衡設備的承壓能力，如發生災難性設備失效會導致嚴重後果。

4級：有原油產出，最大關井壓力小於欠平衡設備的工作壓力，如發生災難性設備失效會立即導致嚴重後果。

5級：最大注入壓力大於欠平衡作業壓力，但小於防噴器的最大承壓能力，災難性設備失效會立即導致嚴重後果。

3.3.4.2 欠平衡鑽井設備及工藝

（1）欠平衡鑽井常規設備

1）地面設備：包括旋轉防噴器、單（雙）閘板防噴器、節流管匯、四通、液壓控制閥、液氣分離器、壓井重漿罐、撇油罐、儲油罐、各種高（低）壓硬（軟）管線、防回火器、點火管線和自動點火器等。

2）井下工具：包括箭式單流閥、投入式止回閥、鑽桿上（下）旋塞、六方鑽桿、旁通閥等。

3）其他設備：包括無線通訊設備、有害氣體報警及防護設備、防火防爆設備等。

目前能夠完成全過程欠平衡鑽井的設備分兩類，一是井口強行起下鑽裝置，用它來克服管柱在起出末期或下入初期時井內的上頂力；二是井下封井器或井下套管閥，它可以完成井下關井，使井口在不帶壓的情況下完成管柱起下。

（2）氣體鑽井設備

1）設備能力的要求。氣體（霧化）鑽井設備根據所施工的井眼尺寸、井深和採用的鑽具尺寸、井眼出水情況等因素的不同，要求設備的能力有所不同，需要針對具體情況進行分析，以便確定設備的類型、參數和能力。根據氣體鑽井計算軟體計算氣體鑽井參數結果見表3-8。

2）氣體（霧化）鑽井設備的組成、作用和流程。氣體鑽井需要配備的設備，除了井口壓力控制設備——旋轉防噴器外，還需要一些特殊的設備，這些設備的不同組合，可以滿足不同鑽井方式的要求（表3-9）。氣體鑽井設備及循環流程如圖3-119。

3.3.4.3 欠平衡鑽井設計

（1）一般原則

井底負壓值的大小因地區的不同而各異，根據鄰井的單位壓差下的油氣產量、地面設備的處理能力、期望的隨鑽產油量、井眼穩定性要求、現場設備運行穩定性情況以及施工人員的業務水平等幾個方面的原因綜合考慮。在設計時一般遵循以下幾個原則：

表3-8 氣體鑽井不同井況所需的氣量

圖3-119 氣體鑽井循環流程圖

1）井底負壓值下限是零，上限為地層孔隙壓力與地層坍塌壓力之差。

2）液相欠平衡鑽井技術井底負壓值設計應盡可能小，以降低井口壓力，井底負壓值一般取在1～3MPa之間。

3）氣體和霧化鑽井，井底負壓值不作特別設計。

4）泡沫和充氣鑽井，井底負壓值設計餘地較大，有氣相存在，井底負壓值可設計得大一些，防止出現過平衡。立管充氣鑽井，井底負壓值應考慮大於2MPa。

5）負壓差是保證欠平衡鑽井成功的重要參數，負壓差設計應從井口裝置、套管承壓能力、旋轉控制頭的性能、井眼的穩定性、地面對產出液量分離能力等多個方面進行綜合考慮。

（2）氣體鑽井設計

1）空氣鑽井段選擇。地層的力學穩定性、出氣、出水、出硫化氫情況是決定空氣鑽井技術能否正常應用的重要因素。空氣鑽井使用條件是井壁穩定，地層不出水或出水量不大，不含烴類物質或烴類物質含量不高，不含H₂S。

A.井壁穩定性分析。地層井壁穩定性分析是實施空氣鑽井的一個先決條件之一。根據已鑽井地質資料分析地層砂、泥、頁岩成分，地層砂岩石英含量、膠結程度，分析滿足實施空氣鑽井的技術條件。

B.地層出水分析。根據已鑽井資料，分析地層有無出水現象及出水程度。

C.地層出氣分析。為確保空氣鑽井順利實施，需要對空氣鑽井施工井段地層壓力和出氣情況進行評估。

D.地層H₂S分析。空氣鑽井主要立足一次井控，強化二次井控，杜絕井噴失控。基於國內常規泥漿鑽井經驗，遇見硫化氫氣層的可能性有但不是十分嚴重，但需要高度重視。只要鑽井過程中發現H₂S顯示，就必須停止空氣鑽井。

E.適用井段確定。對地層井壁穩定性、出水情況和地層出氣情況綜合分析，選出最適合空氣鑽井的井段。要求在空氣鑽進時加強地層監測，做到水層、氣層及時發現、及時處理。

2）主要參數的確定。氣體鑽井水力參數計算模式有四種：Angel理論推演算法、Ikoku等人的考慮岩屑下沉的計算方法、Adewumi等人由流體力學推導的計算方法、Supon等人的試驗回歸方法，目前在氣體鑽井參數設計時使用的是基於以上一種或幾種模型的計算機軟體。

氣體鑽井的兩個重要參數是井底壓力和氣體流量，必須在井底保持足夠壓力以克服懸浮固相的重力和摩擦力所引起的壓降。由於最小浮力可能發生在井底和鑽鋌與鑽桿連接處，因此這兩處必須確保氣體速度，氣體鑽井要求的最優氣體速度取決於顆粒直徑。

除了上面兩個參數外，影響氣體鑽井的參數還有鑽速、岩屑尺寸、地面大氣壓力、溫度等。

3.3.4.4 空氣鑽井施工

（1）氣舉

在實施空氣鑽井前，鑽柱下至井底後，從高壓管線注氣口經由高壓管線、鑽柱把井內鑽井液用壓縮空氣舉升出來，氣舉時一般使用2台空壓機（排氣量54.4m³/min）和1台增壓機（排氣量60m³/min）。控制注氣壓力略大於井筒內液柱壓力，並通過調整節流閥控制井口回壓的方法，防止井口噴涌量過大或超過液氣分離器額定壓力，逐步將井筒替空。氣舉完成後，必須使用壓縮空氣繼續清洗、乾燥井筒，待返出的氣體乾燥後，方可開始鑽進。

（2）空氣鑽進

在Φ314.1mm或Φ316.5mm井眼中，一般使用4～5台空壓機進行空氣鑽進，排量100～130m³/min，注氣壓力1.5～2.5MPa，正常情況下（除氣舉、地層出水）不使用增壓機，當注氣壓力超過空壓機的最大工作壓力時（2.5MPa），才啟動增壓機。鑽出的岩屑成粉末狀，扭矩較常規鑽井大；根據返出的岩屑顆粒大小、比例和濕潤程度以及注氣壓力、扭矩變化、上提下放阻卡情況判斷井下出水和井壁失穩等異常情況，依嚴重程度不同，分別採取增加循環時間、增大注氣量、轉換成霧化鑽井、泡沫鑽井直至鑽井液鑽井等措施和方式。在氣柱作用於井下的壓力微乎其微的情況下，關鍵是做好氣體檢測、硫化氫檢測和井控工作，准確及時檢測返出氣體中的組分變化，盡可能控制井下燃爆，防止出現井下事故。

（3）起下鑽

在非產層實施氣體鑽井起鑽前充分循環將鑽屑攜帶干凈，停止向井內注氣，待環空壓縮氣體返出後，敞開井口正常起鑽，起鑽時要注意卸放止回閥下面鑽具內圈閉的壓力，下鑽時正常下鑽，下鑽到底後在鑽具頂部接止回閥後恢復鑽進；在產層實施氣體鑽井，如果井口有壓力需要通過旋轉防噴器起下鑽，鑽具重量不能克服上頂力時，需要使用不壓井起下鑽裝置或使用井下套管閥進行起下鑽。

（4）轉換鑽井液

發現以下情況之一時，應考慮將空氣鑽井改為常規泥漿鑽井：

1）地層出水，地面表現為見液滴。

2）返出氣體全烴含量連續超過3%。

3）返出流體中H₂S含量連續超過5mg/m³。

4）扭矩、摩阻突然增大或起下鑽困難影響鑽井安全。

5）井斜大於設計要求且糾斜效果差。

如果空氣鑽井施工現場配備有霧化、泡沫鑽井設備，那麼當鑽遇地層出水時可以視出水大小及時轉化為霧化或泡沫鑽井。

在空氣鑽井施工現場，詳細制定了空氣鑽井轉化為泥漿鑽井的原則、方法和具體實施步驟。在進行泥漿轉換過程中，嚴格執行了空氣鑽井轉換為泥漿鑽井技術方案。

3.3.4.5 欠平衡鑽井技術應用實踐

（1）在南方地區應用

中國南方海相氣體鑽井技術主要應用在陸相地層。在陸相須家河組以上地層開始實施空氣（霧化）鑽井以來，取得了非常好的效果，機械鑽速提高了5～10倍。

（2）在塔里木地區應用

從1998年以來，在塔北地區奧陶系碳酸鹽岩地層鑽井施工欠平衡井次達60餘口，井別涉及生產井、評價井、探井、定向井、水平井及側鑽水平井，較好地解決了塔北地區奧陶系碳酸鹽岩儲層鑽井漏失等工程問題，顯著地提高了油氣產量和鑽井機械速度，提高評價井、探井的油氣發現概率，產生了顯著的社會、經濟效益。

7. 遼河油田鑽井井控實施細則的第三章 井控設計

第十三條 井控設計是鑽井工程設計書的重要組成部分。鑽井地質設計書和本細則是井控設計的前提和重要依據。
第十四條 地質設計書應包含以下內容：
（一）對井場周圍500m（高含硫油氣井3km）范圍內的居民住宅、學校、廠礦（如煤礦等採掘礦井坑道的分布、走向、長度和離地表深度等情況）、河流和自然保護區的位置進行細致描述，並明確標注。
（二）全井段預測地層孔隙壓力梯度、地層破裂壓力梯度，淺氣層分布和鄰井注采資料（注采井分布、注采層位、分層動態壓力等），並提出鑽開油氣層前應採取相應的停注、泄壓或停抽等措施。
（三）本區塊地質構造圖、斷層描述、岩性剖面、礦物（氣體）組分、油藏物性等資料。
（四）在可能含硫化氫等有毒有害氣體的地區鑽井，地質設計應對其層位、埋藏深度及含量進行預測。
第十五條 鑽井必須裝防噴器，工程設計書應包含以下內容：
（一）井控風險級別劃分及鑽機型號。
（二）滿足井控需要的井身結構。
（三）各次開鑽防噴器組合、井控裝置的配備和試壓要求。
（四）鑽井液體系、密度和其它性能，加重材料和其它處理劑儲備。
（五）鑽具內防噴工具和井控檢測儀器儀表的配備。
（六）單井有針對性的井控措施。
（七）完井井口裝置和交井技術要求。
第十六條 工程設計應根據地質設計所提供的地層壓力梯度、地層破裂壓力梯度、岩性剖面、油氣層保護和環境保護的需要，設計合理的井身結構，並滿足如下井控要求：
（一）同一裸眼井段原則上不應有兩個壓力梯度差值超過0.3MPa/100m的油氣水層。
（二）Ⅰ級風險井井身結構應充分考慮不可預見因素，宜留有一層備用套管。
（三）表層套管應滿足封堵淺層流砂、保護淺層水資源、防漏和承受關井時破裂壓力的需要。技術套管要考慮下部鑽井最高鑽井液密度和溢流關井時井口安全關井餘量。
（四）「三高」油氣井、含有毒有害氣體井的油層套管和技術套管，其材質和螺紋應符合相應的技術要求，固井水泥必須返至油氣層或含有毒有害氣體的地層頂部以上300m。
（五）在地下礦產採掘區鑽井，井筒與採掘坑道、礦井坑道之間的距離不少於100m，套管下深應封住開采層並超過開采段100m。
第十七條 工程設計應根據地質設計所提供的地層壓力梯度、油藏物性和礦物組份等資料確定合理的鑽井液體系和性能，應遵循有利於井下安全、發現和保護油氣層、提高機械鑽速和經濟的原則。
鑽井液密度的確定在考慮地應力和地層破裂壓力的情況下，應以裸眼井段預測最高地層壓力當量鑽井液密度為基準，再增加一個附加值：
（一）油井、水井0.05～0.10g/cm或增加井底壓差1.5～3.5MPa。
（二）氣井0.07～0.15 g/cm或增加井底壓差3.0～5.0MPa。
井深≤3000m按當量鑽井液密度附加值進行選擇；井深>3000m宜按井底壓差附加值進行選擇。
第十八條 鑽井液密度確定還應結合地層坍塌壓力以保持井壁穩定，綜合考慮地層孔隙壓力預測精度、油氣水層的埋藏深度、井控裝置配套情況以及硫化氫等有毒有害氣體的含量。
探井應採用地層壓力監（檢）測技術為鑽井液密度的調整提供指導。
第十九條 工程設計應明確探井在鑽開套管鞋以下第一個砂層3～5m進行破裂壓力試驗；對於套管鞋以下鑽進50m未遇砂層或潛山地層應進行地層承壓試驗。
承壓值相當於本次開鑽裸眼井段設計最高鑽井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋處所產生的壓力。破裂壓力試驗和承壓試驗壓力值均不應超過套管最小抗內壓強度的80%和防噴器額定工作壓力兩者的最小值。
第二十條 防噴器壓力等級的選用原則上應與裸眼井段中的最高地層壓力相匹配。同時綜合考慮套管最小抗內壓強度的80%、套管鞋破裂壓力、地層流體性質等因素，並根據不同的井下情況確定各次開鑽防噴器的尺寸系列和組合型式。遼河油區井控裝置組合型式選擇如下：
（一）防噴器組合
1.防噴器壓力等級為14 MPa組合見圖1～圖5。
2.防噴器壓力等級為21MPa、35MPa組合見圖4～圖9。
3.防噴器壓力等級為70MPa、105MPa組合見圖10～圖13。
環形防噴器可比照閘板防噴器低一個壓力等級；雙閘板防噴器上為全封、下為半封。
（二）節流管匯和壓井管匯：
1.節流管匯壓力等級為14 MPa見圖14。
2.節流管匯壓力等級為21 MPa見圖15。
3.節流管匯壓力等級為35 MPa見圖15、圖16。
4.節流管匯壓力等級為70 MPa見圖16、圖17。
5.節流管匯壓力等級為105MPa見圖17。
6.壓井管匯壓力等級為14 MPa、21MPa見圖18。
7.壓井管匯壓力等級為35 MPa見圖18、圖19。
8.壓井管匯壓力等級為70 MPa、105MPa見圖19。
第二十一條 套管頭、節流管匯和壓井管匯壓力等級應與防噴器最高壓力等級相匹配。Ⅰ級風險井應安裝液氣分離器，氣油比≥2000的井應配置除氣器。預探井、「三高井」應配備剪切閘板防噴器。
現場施工中，在滿足工程設計防噴器組合及壓力等級要求的前提下，可選用通徑不小於本次開鑽套管尺寸的防噴器型號。
第二十二條 鑽井工程設計書應明確鑽開油氣層前加重材料儲備量：Ⅰ級風險井能將1.5倍井筒容積鑽井液密度提高0.2g/cm（不少於30t）；Ⅱ級風險井能將1.5倍井筒容積鑽井液密度提高0.10g/cm（不少於20t）；Ⅲ級風險能將1.0倍井筒容積鑽井液密度提高0.10g/cm（不少於10t）。高密度鑽井液的儲備由鑽開油氣層檢查驗收會確定。
第二十三條 工程設計依據地質設計提供的壓力、地層流體性質和注采參數等資料，結合建設方要求，按照SY/T5127《井口裝置和採油樹規范》標准明確選擇完井井口裝置的型號、壓力等級、尺寸系列和交井技術要求。

8. 鑽井防噴器的作用是什麼

在石油天然氣鑽井施工中，為安全的鑽過高壓油、氣層並避免發生鑽井井噴失控事故，需要在鑽井的井口上安裝一套設備——鑽井井控裝置。當井筒內的壓力小於地層壓力時，井下地層中的油、氣、水進入井筒並形成溢流或井涌，嚴重時可發生鑽井井噴和著火事故。鑽井井控裝置的作用就是當井內出現溢流、井涌時可快速及時關閉井口，防止井噴事故的發生。鑽井井控裝置主要包括：防噴器、四通、遠程式控制制台、司鑽操作台、節流壓井放噴管匯等。鑽井井控裝置必須滿足鑽井工藝的要求，安全可靠、操作方便，並能快速關閉和開啟井口。既能在鑽機的司鑽操作台上控制，又可在遠離井口的遠程式控制制台上操作。裝置要具有一定的耐壓能力，可實現有控制的放噴、壓井和進行起下鑽具的操作。安裝旋轉防噴器後，還可在不壓井的情況下進行鑽進作業。

鑽井防噴器鑽井防噴器一般可分為單閘板、雙閘板、萬能（環形）和旋轉防噴器等幾種。根據所鑽地層和鑽井工藝的要求，也可將幾個防噴器組合同時使用。現有鑽井防噴器的尺寸共15個規格，尺寸的選擇取決於鑽井設計中的套管尺寸，即鑽井防噴器的公稱通徑尺寸，必須略大於再次下入套管接箍的外徑。防噴器的壓力從3.5～175兆帕共9個壓力等級，選用的原則由關井時所承受的最大井口壓力來決定。在海上使用鑽井浮船和半潛式鑽井平台鑽井時，因鑽井浮船和平台是在漂浮狀態下工作的，鑽井井口和海底井口之間會發生相對運動，必須裝有可伸縮和彎曲的特殊部件，但這些部件因不能承受井噴關井或反循環作業時的高壓，因此要將鑽井防噴器安放在可伸縮和彎曲的部件之下，即要裝在幾十米至幾百米深的海底，我們將它稱之為海底井口裝置。

9. 遼河油田鑽井井控實施細則的第六章 井控作業

第四十條 發現溢流立即關井、疑似溢流關井檢查。 鑽開預計異常高壓或異常低壓油、氣、水層1～2m，遇到鑽速突然加快、放空、井漏或氣測異常應停止鑽進，並循環觀察，經判明無油氣水侵和異常情況後再繼續鑽進。
第四十一條 油氣層鑽進過程中發現實際鑽井液密度不能平衡正鑽地層壓力時，應按照審批程序及時申報調整鑽井液密度，經批准後再實施；若遇緊急情況，現場可按井控壓井程序進行處理，並及時上報。
第四十二條 下列情況應短程起下鑽進行後效觀察：
（一）鑽開油氣層後第一次起鑽前。
（二）溢流壓井後起鑽前。
（三）鑽開油氣層井漏堵漏後或尚未完全堵住起鑽前。
（四）鑽進中曾發生嚴重油氣侵但未溢流起鑽前。
（五）需長時間停止循環進行其它作業（電測、下套管、下油管、中途測試等）起鑽前。
第四十三條 短程起下鑽的基本作法如下：
一般情況下試起10～15柱鑽具，再下入井底循環觀察一個循環周測後效，在能滿足起下鑽作業安全的前提下方可進行起鑽作業；否則，應循環排除受侵污鑽井液並適當調整鑽井液密度，再次短起下鑽循環觀察，待井下正常後再起鑽。
第四十四條 鑽開油氣層後應防止淺氣層、稠油注汽、老井側鑽、抽吸、潛山井漏引發井噴，發現異常均應進行觀察。如有溢流，應立即關井求壓；如有抽吸，應下鑽排除油氣水侵；如有井漏，應及時採取相應堵漏措施。
（一）起鑽前應充分循環鑽井液，並調整好其性能，確保井眼清潔和進出口密度差不超過0.02g/cm，循環時間不少於1.5個循環周。鑽頭在油氣層中和油氣層頂部以上300m井段內，起鑽速度不應超過0.5m/s。
（二）起鑽必須灌好鑽井液。每起下3～5柱鑽桿、1柱鑽鋌記錄一次灌入或返出鑽井液體積，及時校核單次和累計灌入或返出量與起出或下入鑽具體積是否一致，發現異常情況及時報告司鑽。
第四十五條 錄井人員和「坐崗」人員及時發現溢流、井漏、油氣顯示、有毒有害氣體等異常情況，應立即報告司鑽。
第四十六條 起鑽完應及時下鑽，嚴禁在空井情況下進行設備檢修。如果必須進行設備檢修或因其它原因停工時，應將鑽具下至套管鞋處，保證井內灌滿鑽井液，並指定專人觀察井口。
第四十七條 發現氣侵應及時排除，氣侵鑽井液未經排氣不得重新注入井內；若需對氣侵鑽井液加重，應在對氣侵鑽井液排完氣後停止鑽進的情況下進行，嚴禁邊鑽進邊加重。
第四十八條 高凝油油井在關井後實施壓井作業前要定時觀察立管和套管壓力變化，發現壓力下降時，允許打開節流閥放噴0.5m，防止高凝油凝固卡鑽和堵死環空。
第四十九條 處理井下事故和復雜情況時應做好以下防噴工作：
（一）鑽進中發生井漏應將鑽具提離井底、方鑽桿提出轉盤，以便觀察。同時採取反灌鑽井液措施，保持井內液柱壓力與地層壓力平衡，防止發生溢流，其後採取相應措施處理井漏。
（二）在註解卡劑等事故處理作業中，必須計算因密度變化而引起的液柱壓力變化值，保證井筒壓力穩定。
第五十條 電測、固井應作好如下防噴工作：
（一）測井隊應配備剪切電纜工具。測井作業時鑽井隊應指定專人觀察鑽井液出口，並定時向井內灌鑽井液，有異常情況立即報告司鑽，發現溢流立即告知測井隊。緊急情況下應立即切斷電纜，關閉全封閘板。在條件允許的情況下，可起出儀器搶下適量鑽桿關井。
（二）下套管前，Ⅰ級風險井和未裝環形防噴器的Ⅱ級風險井應更換與套管尺寸相同的防噴器閘板並試壓檢查；固井過程中保證井內壓力平衡，尤其防止水泥漿候凝期間失重造成井內壓力平衡的破壞，甚至井噴。
第五十一條 關井後應根據關井立管壓力和套壓的不同情況，分別採取相應的處理措施：
（一）關井立管壓力為零時，溢流發生是因抽吸、井壁擴散氣、鑽屑氣等使鑽井液靜液柱壓力降低所致，其處理方法如下：
1、當關井套壓為零時，保持原鑽進時的流量、泵壓，以原鑽井液敞開井口循環，排除被侵污的鑽井液即可。
2、當關井套壓不為零時，應在控制回壓維持原鑽進流量和泵壓條件下排除溢流，恢復井內壓力平衡；再用短程起下鑽檢驗，決定是否調整鑽井液密度，然後恢復正常作業。
（二）關井立管壓力不為零，可採用工程師法、司鑽法、邊循環邊加重法等常規壓井方法壓井：
1、所有常規壓井方法應遵循在壓井作業中始終控制井底壓力略大於地層壓力的原則。
2、根據計算的壓井參數和本井的具體條件（溢流類型、鑽井液和加重劑的儲備情況、井壁穩定性、井口裝置的額定工作壓力等），結合常規壓井方法的優缺點選擇其壓井方法。
第五十二條 天然氣溢流不允許長時間關井而不作處理。視情況間隔一段時間向井內注入加重鑽井液，同時用節流管匯控制回壓，保持井底壓力略大於地層壓力排放井口附近含氣鑽井液。必要時即使加重材料不足也應實施司鑽法第一步排除溢流，防止井口壓力過高。
第五十三條 空井溢流關井後，根據溢流的嚴重程度，可採用強行下鑽分段壓井法、置換法、壓回法等方法進行處理。
第五十四條 壓井作業應有詳細的計算和設計，壓井施工前應進行技術交底、設備安全檢查、人員操作崗位落實等工作。施工中安排專人詳細記錄立管壓力、套壓、鑽井液泵入量、鑽井液性能等壓井參數，對照「壓井作業單」進行壓井。
第五十五條 壓井作業程序：
（一）求關井立管壓力值、套管壓力值。
（二）判斷溢流種類。
（三）計算壓井液密度。
（四）確定壓井方法。
（五）准備井筒容積1.5～2倍的壓井液。
（六）計算並填寫壓井施工作業單。
（七）實施壓井。
任何情況下關井，其最大允許關井套壓不得超過井口裝置額定工作壓力、套管抗內壓強度的80%和薄弱地層破裂壓力所允許關井套壓三者中的最小值。在允許關井套壓內嚴禁放噴。

10. 壓力管道安裝、鍋爐安裝；壓力容器、壓力管道元件製造。怎麼劃分專業

《壓力管道安裝許可證》級別表

類別

級別

安裝范圍

分級管理機構

施工承包資質

長輸管道

GA1

• 氣體：設計壓力>1.6MPa的管道
• 液體：輸送距離≥200km且DN≥300mm的管道
• 漿體：輸送距離≥50km且DN≥150mm的管道

國家

二級以上

GA2

• GA1以外

國家

三級以上

公用管道

GB1

• 燃氣管道

省級

三級以上

GB2

• 熱力管道

省級

四級以上

工業管道

GC1

• 極度危害介質
• 可燃氣液，且設計壓力P≥4.0MPa的管道
• 流體介質，且設計壓力P≥10.0MPa的管道

國家

二級以上

GC2

• 可燃氣液介質，設計壓力P〈4.0MPa的管道
• 可燃有毒流體，設計壓力P〈4.0MPa且設計溫度≥400°C管道
• 非可燃無毒質，設計壓力P〈10MPa且設計溫度≥400°C管道
• 普通流體介質，設計壓力P〈10MPa且設計溫度〈400°C管道

省級

三級以上

GC3

• GC2中的可燃有毒流體，設計壓力P〈1.0MPa且設計溫度〈400°C的管道
• GC2中的非可燃無毒質，設計壓力P〈4.0MPa且設計溫度〈400°C的管道

省級

四級以上

• 凡具有GA1級安裝資格的安裝單位，即具備GA2級中相應品種壓力管道的安裝資格；
• 凡具有GC1級安裝資格的安裝單位，即具備GC2、GC3級中相應品種壓力管道的安裝資格；
• 凡具有GC2級安裝資格的安裝單位，即具備GC3級中相應品種壓力管道的安裝資格
• 《壓力管道安裝許可證》有效期為5年

低壓管道公稱壓力不超過2.5MPa
中壓管道公稱壓力4-6.4MPa
高壓管道公稱壓力10-100MPa
超高壓管道公稱壓力超過100MPa
壓力管道級別的劃分
6.1長輸管道為GA類，級別劃分為：
6.1.1符合下列條件之一的長輸管道為GA1級：
a)輸送有毒、可燃、易爆氣體介質，設計壓力P>1.6MPa的管道；
b)輸送有毒、可燃、易爆液體介質，輸送距離（注1）≥200Km且管道公稱直徑DN≥300mm的管道；
c)輸送漿體介質，輸送距離≥50Km且管道公稱直徑DN≥150mm的管道。
6.1.2符合下列條件之一的長輸管道為GA2級：
a)輸送有毒、可燃、易爆氣體介質，設計壓力P≤1.6Mpa的管道；
b)GA1b）范圍以外的長輸管道；
c)GA1c)范圍以外的長輸管道。
6.2公用管道為GB類,級別劃分為：
GB1、燃氣管道；
GB2、熱力管道。
6.3工業管道為GC類；級別劃分為：
6.3.1符合下列條件之一的工業管道為GC1級：
a)輸送GB5044《職業性接觸毒物危害程度分級》中，毒性程度為極度危害介質的管道；
b)輸送GB50160《石油化工企業設計防火規范》及GBJ16《建築設計防火規范》中規定的火災危險性為甲、乙類可燃氣體或甲類可燃液體介質且設計壓力P≥4.0MPa的管道；
c)輸送可燃流體介質、有毒流體介質，設計壓力P≥4.0MPa且設計溫度大於等於400℃的管道；
d)輸送流體介質且設計壓力P≥10.0MPa的管道。
6.3.2符合下列條件之一的工業管道為GC2級：
a)輸送GB50160《石油化工企業設計防火規范》及GBJ16《建築設計防火規范》中規定的火災危險性為甲、乙類可燃氣體或甲類可燃液體介質且設計壓力P<4.0MPa的管道；
b)輸送可燃流體介質、有毒流體介質，設計壓力P<4.0MPa且設計溫度≥400℃的管道；
c)輸送非可燃流體介質、無毒流體介質，設計壓力P<10.0MPa且設計溫度≥400℃的管道；
d)輸送流體介質，設計壓力P<10.0Mpa且設計溫度<400℃的管道；
注1：輸送距離指產地、儲存庫、用戶間的用於輸送商品介質管道的直接距離。

鍋爐安裝改造許可證級別劃分如下：
1 參數不限
2 額定出口壓力≤2.5Mpa的鍋爐
3 額定出口壓力≤1.6Mpa的整（組）裝鍋爐；現場安裝、組裝鑄鐵鍋爐
註：對於從事較單一工作范圍的鍋爐安裝改造單位，可申請單項范圍的許可，如：限安裝（或改造）、限鑄鐵鍋爐等。

《壓力容器安全技術監察規程》根據壓力容器在使用過程中的重要性，按壓力容器工作的介質、壓力大小、介質危害程度、容器的容積、發生事故的可能性和事故的嚴重性進行分類。將其監察范圍內的壓力容器分類三類，即一類容器、二類容器和三類容器。其中三類容器為事故危害性最嚴重的壓力容器。

屬於下列情況之一的壓力容器屬於三類容器：

1)高壓容器。

2）毒性程度為極度和高度危害介質的中壓容器。

3）易燃或毒性程度為中度危害介質，且容器的設計壓力與容器的乘積大於等於10MPa.m3的中壓儲存容器。

4）易燃或毒性程度為中度危害介質，且設計壓力與容器的容積的乘積大於等於0.5MPa.m3的中壓反應容器。

5）毒性程度為極度和高度危害介質，且容器的設計壓力與容器的容積的乘積大於等於0.2MPa.m3的低壓容器。

6）高壓、中壓管殼式余熱鍋爐。

7）中壓搪玻璃壓力容器。

8）使用強度級別特別高材料製造的壓力容器（指相應標准中抗拉強度規定值下限大於等於540MPa的材料）。

9）移動式壓力容器，包括鐵路罐車（介質為活佛氣體、低溫液體）、罐式汽車（液化氣體運輸（半掛）車、低溫液體運輸（半掛）車、永久氣體運輸（半掛）車和介質為液化氣體、低溫液體的罐式集裝箱等。

10）容積大於等於50m3的球形儲罐

11）容積大於等於5m3的低溫液體儲存容器

屬於下列情況之一（除三類容器以外）的為二類壓力容器：

中壓容器。

毒性程度為極度和高度危害介質的低壓容器。

易燃介質或毒性程度為中度危害介質的低壓儲存容器和反應容器。

低壓管殼式余熱鍋爐

低壓搪玻璃壓力容器。

一類容器增除三類、二類中的低壓容器以外的所有低壓容器。

壓力管道元件製造許可項目及其級別表

許可項目

代表產品的范圍

限制范圍

品種（產品）

級別

無縫鋼管

A1

公稱直徑大於或者等於200mm的無縫鋼管

材料規格標准

A2

（1）公稱直徑小於200mm的鍋爐壓力容器氣瓶用無縫鋼管；

（2）公稱直徑小於200mm的石油天然氣輸送管道用和油氣田（套）管用無縫鋼管；

（3）合金鋼鋼管的熱擴（專項）

B

（1）公稱直徑大於25mm的其他無縫鋼管；

（2）所有按照GB|T14976和GB8163標准製造的無縫鋼管；

（3）碳鋼、奧氏體不銹鋼鋼管的熱擴（專項）；

（4）各類管坯。

焊接鋼管

螺旋縫埋

弧焊鋼管

A1

有特殊要求的石油天然汽輸送管道用螺旋縫埋弧焊鋼管

材料鋼管規格標准

A2

石油天然氣輸送管道用螺旋縫埋弧焊鋼管

B

（1）低壓流體輸送用螺旋縫埋弧焊鋼管；

（2）各類螺旋縫樁用管

直縫埋

弧焊鋼管

A1

石油天然氣輸送管道用直縫埋弧焊鋼管

A2

低壓流體輸送用直縫埋弧焊鋼管

直縫高頻焊管

A1

（1）有特殊要求的石油天然氣輸送管道用直縫高頻電阻焊鋼管；

（2）油氣井油（套）管用直縫高頻電阻焊鋼管

A2

石油天然氣輸送管道用直縫高頻電阻焊管

B

低壓流體輸送用直縫高頻電阻焊鋼管

其他焊接鋼管

B

有色金屬管（鋁、銅、鈦、鉛、鎳、鋯等有色金屬管及其合金管）

A

材料規格

鑄鐵管

B

材料規格

許可項目

代表產品的范圍

限制范圍

品種（產品）

級別

鋼制無縫管件（包括工廠預制彎管、有縫管坯制管件）

A

（1）公稱直徑大於250mm的耐熱鋼鋼制無縫管件；

（2）公稱直徑大於250mm的雙目不銹鋼制無縫管件；

（3）公稱直徑大於250mm，且標准抗拉強度大於540MPa的合金鋼制無縫管件

產品

名稱

材料

規格

B

其他無縫管件

鋼制有縫管件（鋼板制對焊管件）

B1

（1）不銹鋼制有縫管件；

（2）標准抗拉強度大於540MPa的合金鋼制有縫管件

材料

規格

B2

其他有縫管件

有色金屬及有色金屬合金制管件

A

材料規格

鍛制管件（限機械加工）

B

規格

鑄造管件

B

材料

規格

閥門

A1

（1）設計溫度大於425℃，且公稱直徑大於或者等於200mm的閥門；

（2）公稱壓力大於10MPa，且公稱直徑大於或者等於200mm的閥門

用途

產品

名稱

規格

A2

（1）公稱壓力大於或者等於6.4MPa，且公稱直徑大於或者等於200mm的閥門；

（2）設計溫度低於-46℃的閥門

B1

除A1、A2級之外的閥門

B2

公稱壓力小於或者等於4.0MPa閥門

鍛製法蘭及管接頭（限機械加工）

B

產品

名稱

規格

金屬波紋膨脹節

A

（1）公稱壓力大於或者等於4.0MPa，且公稱直徑大於或者等於500mm金屬波紋膨脹節；

（2）公稱壓力大於或者等於2.5MPa，且公稱直徑大於或者等於1000mm的金屬波紋膨脹節

產品名稱規格

B

其他金屬波紋膨脹節

其他形式補償器（不含聚四氟乙烯波紋管膨脹節）

B

產品

名稱

規格

金屬軟管

B

規格

彈簧支吊架

B

許可項目

代表產品的范圍

限制范圍

品種（產品）

級別

密封件（金屬墊片非金屬墊片、金屬、非金屬復合墊片、密封填料）

AX

產品名稱

緊固件（合金鋼制M14以上螺柱、螺母）

B

材料管件

元件組合裝置

井口裝置和採油樹、節流壓井管匯

A

額定壓力大於或者35MPa的井口裝置和採油樹、節流壓井管匯

產品名稱

B

其他井口裝置和採油樹、節流壓井管匯

燃氣調壓裝置、減溫減壓裝置

A

額定壓力大於1.6MPa的燃氣調壓裝置

產品名稱

B

各類減溫減壓裝置

其他組合裝置

B

產品名稱

防腐蝕壓力管道用管子、管件、閥門、法蘭（塗敖防腐層、內襯防腐蝕材料、內搪玻璃等）

AX

產品名稱規格

低溫絕熱管、直埋夾套管

AX

產品名稱

聚乙烯及聚乙烯復合管材、管件

聚乙烯管材

A1

公稱直徑大於或者等於450mm的燃氣用埋地聚乙烯管材

產品名稱

A2

其他燃氣用埋地聚乙烯管材

A3

流體輸送用埋地聚乙烯管材

聚乙烯管件

A1

（1）燃氣用和流體輸送用埋地聚乙烯電熔管件;

（2）燃氣用和流體輸送用埋地聚乙烯熱熔管件

A2

燃氣用和流體輸送用埋地聚乙烯多角焊制管件

帶金屬骨架的聚乙烯復合管材、管件

A

產品名稱規格

許可項目

代表產品的范圍

限制范圍

品種（產品）

級別

其他非金屬及非金屬復合壓力管道元件（管材、管件、閥門、波紋管膨脹節）

A

材料

閥門鑄件

鑄銅件

B

各種鑄銅閥體

材料

鑄鐵件

B

各種鑄鐵閥體

鑄鋼件

B1

精密鑄造的鑄鋼件

材料

B2

砂型鑄造的鑄鋼件

鍛製法蘭、鍛制管件、閥體鍛件的鍛敝、坯

A

（1）公稱直徑大於250mm的耐熱鋼制各種鍛製法蘭、管件、閥體鍛坯；

（2）公稱直徑大於250mm的雙相不銹鋼制各種鍛製法蘭、管件、閥體鍛坯；

（3）公稱直徑大於250mm且標准抗拉強度大於540MPa的合金鋼制各種鍛製法蘭、管件、閥體鍛坯

材料

B

其他鍛製法蘭、管件、閥體鍛坯

壓力管道制管專用鋼板（鋼級L360及以上壓力管道制管專用鋼板）

AX

材料規格

聚乙烯管材及復合管材、管件原料（聚乙烯混配料）

AX

牌號級別