井口裝置設計計算書

A. 35CrMo在20℃和121℃的許用應力各是多少

符合jb4726《壓力容器用鋼鍛件》標準的35crmo鍛件的許用應力，在300℃以下公稱厚度小於等於300mm的為207mpa；公稱厚度300~500mm的為203mpa。

B. 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。

C. 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。

D. （懂閥門設計的朋友進來）API 6A 和 API 6D 分別是個什麼標准他們有什麼區別

區別：

1、內容區別：

（1）API 6A 是《井口裝置和採油樹規范》。

（2）API 6D是《管線閥門》。

2、針對對象區別：PI 6A主要針對的是井口裝置和採油樹。API 6D主要針對的是管線閥門。

3、標准區別：對井口裝置和採油樹要求的標准不能應用於管線閥門上。

(4)井口裝置設計計算書擴展閱讀：

管線閥門的選擇：

1、截止和開放介質用的閥門：

流道為直通式的閥門，其流阻較小，通常選擇作為截止和開放介質用的閥門。向下閉合式閥門（截止閥、柱塞閥）由於其流道曲折，流阻比其他閥門高，故較少選用。在允許有較高流阻的場合，可選用閉合式閥門。

2、控制流量用的閥門：

（1）通常選擇易於調節流量的閥門作為控制流量用。向下閉合式閥門（如截止閥）適於這一用途，因為它的閥座尺寸與關閉件的行程之間成正比關系。

（2）旋轉式閥門（旋塞閥、蝶閥、球閥）和撓曲閥體式閥門（夾緊閥、隔膜閥）也可用於節流控制，但通常只能在有限的閥門口徑范圍內適用。閘閥是以圓盤形閘板對圓形閥座口做橫切運動，它只有在接近關閉位置時，才能較好地控制流量，故通常不用於流量控制。

3、換向分流用的閥門：

根據換向分流的需要，這種閥門可有三個或更多的通道。旋塞閥和球閥較適用於這一目的，因此，大部分用於換向分流的閥門都選取這類閥門中的一種。但是在有些情況下，其他類型的閥門，只要把兩個或更多個閥門適當地相互連接起來，也可作換向分流用。

E. 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

F. 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。

G. 北京某干休所大溫差高溫水源熱泵供暖項目

董明 王濤 孟富春 李思雄

（北京清源世紀科技有限公司）

摘要：介紹了北京某干休所燃煤鍋爐改造項目，採用大溫差高溫水源熱泵從15℃淺層地下水中提取熱量，輸出70℃高溫熱水進行供暖，從而達到「節能、環保」和節約運行費用的目的。

1 項目簡介

北京某干休所位於北京西郊風景宜人的萬泉河畔，建築面積25000m²。原先採用燃煤鍋爐供暖，污染嚴重，而且因為鍋爐老化，效率降低，遠端用戶供暖效果差。根據北京市「藍天工程」規劃，須拆除燃煤鍋爐，改用清潔能源供暖。同時因為該項目末端為暖氣片系統，居民為離休的高級幹部，室內溫度必須保證在22℃以上，供水溫度須在70℃以上。

根據該區地下水情況良好，設計打淺水井2 口，採用大溫差高溫水源熱泵從15℃淺層地下水中提取熱量，輸出70℃高溫熱水進行供暖。

2 負荷計算

冬季，室外計算參數為：干球溫度－9.0℃，相對濕度58%，大氣壓力1020.4 kPa。室內設計溫度22℃，室內相對濕度≤55%。採用規范為《採暖通風與空氣調節設計規范》（GBJ19⁃87）。甲方提供的負荷計算數據。單位負荷：55W/m²，總負荷：1375kW。

3 地下水抽、灌系統設計

項目地點位於萬泉河畔，地質條件較好，約100m以上為第四系永定河沖洪積物，其岩性以砂粘、砂卵礫石、漂石等為主（表1）；100m以下為第四系泥礫層。

表1 地層剖面岩性表

根據區域水文地質條件結合周邊現有淺層水井情況分析，該區第四系孔隙水為潛水，含水層岩性為砂卵礫石，顆粒粗，厚度較大，富水條件較好，其補給來源主要為大氣降水及永定河河水補給，水位埋深約15～20m。單井出水量可達120m³/h，水溫約15℃左右。本項目擬鑿抽水井1口、回灌井1口。

抽、灌井布置：根據抽、灌井的目的、要求和當地水文地質條件及項目現有佔地面積的大小，擬布置抽水井、回灌井各1口，井間距50m左右，符合抽、灌井的布置要求。

3.1 抽、灌井單井設計

該地區第四系古河道沉積，地層富水性較好，預鑿井取水目的層可確定為第四系漂卵礫石層。回灌井設計與抽水井相同。其設計方案見表2。抽、灌水井採用沖擊鑽機施工。

表2 抽、灌井設計方案

3.2 井口及井口裝置

井室為閥井結構，井口採用法蘭裝置。

3.3 室外管網系統

抽水井、回灌井與站房間需分別鋪設供、回水管線。管徑273mm，管線總長為120m。

4 機房內工藝方案

根據項目的實際情況，提出如下工藝方案：① 採用淺井水作為大溫差高溫水源熱泵的熱源；② 供暖系統採用散熱器末端方式；冬季供暖系統供水溫度為：70℃，回水溫度為：55℃；井水供水溫度：15℃，井水回水溫度：8℃。

如圖1所示，冬季嚴寒期（30 天左右），熱泵全部開啟輸出70℃高溫熱水以滿足老幹部的供暖需求，初、末寒期根據室外溫度變化調低供暖供水溫度。

圖1 大溫差高溫水源熱泵循環系統

QYHP⁃880 GD大溫差高溫水源熱泵，採用清華大學開發的高溫製冷劑HTR02，可以在熱源水溫度只有15℃條件下，輸出70～75℃高溫熱水供暖，非常適合北方地區採用暖氣片末端的老供暖系統的改造，是具有「高溫、高效、環保、節能」特點的新型高溫水源熱泵設備。該機組在15/70℃工況下，制熱量651kW，輸入電功率238kW，在15/63℃工況下，制熱量715kW，輸入電功率230kW^［2］。總制熱量1366kW，可以滿足項目需求。

5 設備及工程清單

5.1 機房內系統（表3）

表3 機房內系統

（以上設備僅含機房內設備和管道工程，不含電力增容、機房土建、機房外工程。）

5.2 機房外系統

機房外系統是2 眼深度各100m 的水井，分別安裝了潛水泵和井口裝置，建2 處泵房。

6 運行費用分析

冬季供暖期130天，因採用熱泵按照北京市電採暖優惠電價：低谷8 小時0.2 元/kW·h，其餘時間按照居民生活用電0.48元/kW·h。

供暖期大溫差高溫水源熱泵平均COP按照3.2考慮，供暖期平均負荷按照31.82W/m^2［3］，總耗電為：31.82×25000×24×130 ÷ 1000 ÷ 3.2＝775612kW·h，平均為0.3 元kW·h，實際運行中主要負荷在低谷時段，按照白天摺合滿負荷12 小時折算出平均電價），則水源熱泵電費為：23.27萬元。循環水泵及潛井泵耗電為60×24×130＝187200kW·h，費用為：5.61萬元。

以上總費用為：28.88萬元，平均每平方米為：11.55元/m²。

該項目於2005年11月10日正式投入運行，並於12月22日通過驗收。

項目投入實際運行後根據熱泵機房的值班記錄，2005年11月15日～12月30 日45天的機房耗電量平均為：每天使用低谷電1946kW·h，使用平價電3867kW·h，熱泵機房平均每天電費2245元，按照此平均值計算，則130天供暖期需要支出電費29.18萬元，與分析的基本吻合。

7 結論

以15℃地下水作為熱源採用QYHP⁃GD大溫差高溫水源熱泵輸出70～75℃高溫熱水供暖，具有運行費用低，不排放任何污染，無安全隱患，自動化運行等優點，十分適合採用暖氣片的老燃煤鍋爐供暖系統的改造。

參考文獻

［1］建設工程常用數據系列手冊編寫組.暖通空調常用數據手冊.北京：中國建築工業出版社，2002

［2］李先瑞，郎四維.水源熱泵——一種經濟、節能、可靠的空調能源方式．建築熱能通風空調．1999.No.1

H. API6A是什麼標准，專門針對閥門

API6A石油和天然氣工業－鑽采設備－井口裝置和採油樹設備

本國際標准規定了用於石油和天然氣工業的井口裝置和採油樹設備以下方面的要求並給出推薦方法: 性能、尺寸和功能互換性、設計、材料、試驗、檢驗、焊接、標記、吊裝、貯存、裝運、采購、維修和整修。
本國際標准不適用於井口裝置和採油樹設備的現場使用、現場試驗和現場維修。

I. 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。