设计井口装置设计安全

A. 35CrMo在20℃和121℃的许用应力各是多少

符合jb4726《压力容器用钢锻件》标准的35crmo锻件的许用应力，在300℃以下公称厚度小于等于300mm的为207mpa；公称厚度300~500mm的为203mpa。

B. （懂阀门设计的朋友进来）API 6A 和 API 6D 分别是个什么标准他们有什么区别

区别：

1、内容区别：

（1）API 6A 是《井口装置和采油树规范》。

（2）API 6D是《管线阀门》。

2、针对对象区别：PI 6A主要针对的是井口装置和采油树。API 6D主要针对的是管线阀门。

3、标准区别：对井口装置和采油树要求的标准不能应用于管线阀门上。

(2)设计井口装置设计安全扩展阅读：

管线阀门的选择：

1、截止和开放介质用的阀门：

流道为直通式的阀门，其流阻较小，通常选择作为截止和开放介质用的阀门。向下闭合式阀门（截止阀、柱塞阀）由于其流道曲折，流阻比其他阀门高，故较少选用。在允许有较高流阻的场合，可选用闭合式阀门。

2、控制流量用的阀门：

（1）通常选择易于调节流量的阀门作为控制流量用。向下闭合式阀门（如截止阀）适于这一用途，因为它的阀座尺寸与关闭件的行程之间成正比关系。

（2）旋转式阀门（旋塞阀、蝶阀、球阀）和挠曲阀体式阀门（夹紧阀、隔膜阀）也可用于节流控制，但通常只能在有限的阀门口径范围内适用。闸阀是以圆盘形闸板对圆形阀座口做横切运动，它只有在接近关闭位置时，才能较好地控制流量，故通常不用于流量控制。

3、换向分流用的阀门：

根据换向分流的需要，这种阀门可有三个或更多的通道。旋塞阀和球阀较适用于这一目的，因此，大部分用于换向分流的阀门都选取这类阀门中的一种。但是在有些情况下，其他类型的阀门，只要把两个或更多个阀门适当地相互连接起来，也可作换向分流用。

C. gb/t22513是什么意思

GB/T22513是推荐性国家标准的标准号，现行是GB/T22513-2013 石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树。该标准规定了石油天然气工业用井口装置和采油树的性能、尺寸和功能互换性、设计、材料、试验、检验、焊接、标志、包装、贮存、运输、采购、修理和再制造的要求,并给出了相应的推荐作法。该标准不适用于在役的、在现场试验的、或在现场修理的井口装置和采油树。只适用于下列特定设备:a)
井口装置:1)套管头壳体;2)套管头四通;3油管头四通;4转换四通;5)
多级套管(油管)头壳体和四通。b)连接装置和附件:转换连接装置;2)油管头异径接头;3)
顶部连接装置;4)三通和小四通;5)流体取样器;6)异径连接四通和过渡四通。c)套管悬挂器和油管悬挂器:芯轴式悬挂器;2）卡瓦式悬挂器。D)阀门和节流装置:1)单管完井阀;2)多管完井阀;3)
驱动阀;4）驱动器准备阀;5)止回阀;6)节流阀;7）地面安全阀及驱动器、水下安全阀及驱动器;8)
背压阀。E)单件连接装置[法兰式、螺纹式、其他端部连接装置(OEC)和焊接式]:1)焊颈式连接装置;2)盲板式连接装置;3)螺纹式连接装置;4)异径接头和封隔连接装置;5管堵;6)阀拆卸堵(V-R堵)。f)其他装置:1)驱动器;2)卡箍;3)压力边界贯穿装置;4)垫环;5)送入工具和试验工具;6)防磨衬套。

D. 井口装置

1.井口安装

地热井井口装置及基础设备的设计、安装除了保证质量,满足用户利用需要外,还要保证整个系统的严格密闭,杜绝空气侵入,防止井管和泵管被腐蚀。因为当密封不严时,井口瞬时产生负压吸入空气,大量氧气驻留在井口至动静水位的井筒空间内,即使被人们判定为不具有腐蚀或轻微腐蚀的地热流体,由于存在溶解氧和温度较高等原因,实际生产中也具有一定的腐蚀性。井管腐蚀后会产生上部低温水混入、井孔变形,减少地热井的使用寿命;泵管锈蚀后,在机械震动力的作用下,大量的锈片脱落聚集沉淀至井底,堵塞滤水管网和局部地层,造成开采、回灌效果不佳。金属腐蚀严重时会发生井管和泵管断裂、地热井报废等后果。

图4-26 全地下式井泵房建筑示意图(单位:mm)

考虑到地热井井口应具备防腐、防垢、密封等功能,井口装置应选用具有抗地热流体腐蚀性的材料,结构设计应考虑井管的热胀冷缩,与井管的连接应采用填料密封套接,并应具有良好的密封性能,不宜采用井管与井口装置直接连接方式。地热井成井后井管留置在地面以上的高度以500～1000mm为宜,泵室部分的倾斜度不得超过1.5°,泵室管外应设置有保护套管,护套直径依井管直径确定,与井管之间的间距以10～20mm为宜,材质宜采用无缝套管,选料总长度应不小于1200mm,留置在地面以上的高度应不小于400mm(图4-28),安装时必须保证水平、牢固、密封。开采井的输水泵管或回灌井的回灌水管宜选用直径不小于φ150mm、符合API标准的全密封无缝钢管的石油套管或不锈钢管,同时进行严格的防腐、防垢处理。

图4-27 典型地热利用系统热力站房建筑示意图

针对图4-28开采井口装置需要说明的是:

1)本构件适用于自流与泵抽公用型井口,井口闭井压力小于1.5MPa;

2)井管应为无缝标准井管,本图以井管外径377mm为例;

3)构件安装适应保证系统安装工艺要求;

4)活动盲孔为水位监测孔,水位测量后应及时封住,防止大量空气进入地热管。

2.地热井提水设备

地热井提水设备选型原则及提水设备要求:地热井主要提水设备为井用耐热潜水电泵。选型原则是根据地热水的水质、水量、水温、动水位、静水位、井口出水压力要求等确定。其中水质决定泵的材质;其他几种参数则决定泵的参数。

3.除砂器

由于绝大多数的固体悬浮物质是由抽出的流动水体携带到地表的,因此在开采井井口需设置除砂设备,抽出流体经过除砂处理,方可保证地热流体中裹携的岩屑微粒、细砂颗粒或其他细小颗粒不被传输到循环系统管路和回灌井内。而且除砂器的设置也可在一定程度上减轻回灌系统过滤器的工作负担。

除砂器的选型、精度应根据地热井所揭露热储层岩性、流体质量来设计和确定。天津市地热利用系统中多采用旋流式除砂器,其井口除砂效率见表4-12。从表中数据可以分析得出,颗粒直径越小,单纯采用除砂器的效果就越差,特别是当粒径范围小于0.08mm时,除砂效果仅为15%。这表明采用旋流式除砂器除砂能力的极限是由于采用机械设备的原因,要想达到稳定、保证粒径范围要求,还应配备高精度的过滤装置。

图4-28 地热井标准井口装置基础设施图

表4-12 不同颗粒直径的除砂率

E. 井口装置和采油树的设计参数是多少

其实，井口装置包括了采油树。参数主要是工作压力。这要根据井口的压力来确定。一回般常用的有150型井口装置答、250型井口装置、350型井口装置。如果油井搞压裂、酸化等大型措施，还需要安装千型井口装置。井口配备的所有附件应和井口装置的工作压力相匹配。

F. 北京某干休所大温差高温水源热泵供暖项目

董明 王涛 孟富春 李思雄

（北京清源世纪科技有限公司）

摘要：介绍了北京某干休所燃煤锅炉改造项目，采用大温差高温水源热泵从15℃浅层地下水中提取热量，输出70℃高温热水进行供暖，从而达到“节能、环保”和节约运行费用的目的。

1 项目简介

北京某干休所位于北京西郊风景宜人的万泉河畔，建筑面积25000m²。原先采用燃煤锅炉供暖，污染严重，而且因为锅炉老化，效率降低，远端用户供暖效果差。根据北京市“蓝天工程”规划，须拆除燃煤锅炉，改用清洁能源供暖。同时因为该项目末端为暖气片系统，居民为离休的高级干部，室内温度必须保证在22℃以上，供水温度须在70℃以上。

根据该区地下水情况良好，设计打浅水井2 口，采用大温差高温水源热泵从15℃浅层地下水中提取热量，输出70℃高温热水进行供暖。

2 负荷计算

冬季，室外计算参数为：干球温度－9.0℃，相对湿度58%，大气压力1020.4 kPa。室内设计温度22℃，室内相对湿度≤55%。采用规范为《采暖通风与空气调节设计规范》（GBJ19⁃87）。甲方提供的负荷计算数据。单位负荷：55W/m²，总负荷：1375kW。

3 地下水抽、灌系统设计

项目地点位于万泉河畔，地质条件较好，约100m以上为第四系永定河冲洪积物，其岩性以砂粘、砂卵砾石、漂石等为主（表1）；100m以下为第四系泥砾层。

表1 地层剖面岩性表

根据区域水文地质条件结合周边现有浅层水井情况分析，该区第四系孔隙水为潜水，含水层岩性为砂卵砾石，颗粒粗，厚度较大，富水条件较好，其补给来源主要为大气降水及永定河河水补给，水位埋深约15～20m。单井出水量可达120m³/h，水温约15℃左右。本项目拟凿抽水井1口、回灌井1口。

抽、灌井布置：根据抽、灌井的目的、要求和当地水文地质条件及项目现有占地面积的大小，拟布置抽水井、回灌井各1口，井间距50m左右，符合抽、灌井的布置要求。

3.1 抽、灌井单井设计

该地区第四系古河道沉积，地层富水性较好，预凿井取水目的层可确定为第四系漂卵砾石层。回灌井设计与抽水井相同。其设计方案见表2。抽、灌水井采用冲击钻机施工。

表2 抽、灌井设计方案

3.2 井口及井口装置

井室为阀井结构，井口采用法兰装置。

3.3 室外管网系统

抽水井、回灌井与站房间需分别铺设供、回水管线。管径273mm，管线总长为120m。

4 机房内工艺方案

根据项目的实际情况，提出如下工艺方案：① 采用浅井水作为大温差高温水源热泵的热源；② 供暖系统采用散热器末端方式；冬季供暖系统供水温度为：70℃，回水温度为：55℃；井水供水温度：15℃，井水回水温度：8℃。

如图1所示，冬季严寒期（30 天左右），热泵全部开启输出70℃高温热水以满足老干部的供暖需求，初、末寒期根据室外温度变化调低供暖供水温度。

图1 大温差高温水源热泵循环系统

QYHP⁃880 GD大温差高温水源热泵，采用清华大学开发的高温制冷剂HTR02，可以在热源水温度只有15℃条件下，输出70～75℃高温热水供暖，非常适合北方地区采用暖气片末端的老供暖系统的改造，是具有“高温、高效、环保、节能”特点的新型高温水源热泵设备。该机组在15/70℃工况下，制热量651kW，输入电功率238kW，在15/63℃工况下，制热量715kW，输入电功率230kW^［2］。总制热量1366kW，可以满足项目需求。

5 设备及工程清单

5.1 机房内系统（表3）

表3 机房内系统

（以上设备仅含机房内设备和管道工程，不含电力增容、机房土建、机房外工程。）

5.2 机房外系统

机房外系统是2 眼深度各100m 的水井，分别安装了潜水泵和井口装置，建2 处泵房。

6 运行费用分析

冬季供暖期130天，因采用热泵按照北京市电采暖优惠电价：低谷8 小时0.2 元/kW·h，其余时间按照居民生活用电0.48元/kW·h。

供暖期大温差高温水源热泵平均COP按照3.2考虑，供暖期平均负荷按照31.82W/m^2［3］，总耗电为：31.82×25000×24×130 ÷ 1000 ÷ 3.2＝775612kW·h，平均为0.3 元kW·h，实际运行中主要负荷在低谷时段，按照白天折合满负荷12 小时折算出平均电价），则水源热泵电费为：23.27万元。循环水泵及潜井泵耗电为60×24×130＝187200kW·h，费用为：5.61万元。

以上总费用为：28.88万元，平均每平方米为：11.55元/m²。

该项目于2005年11月10日正式投入运行，并于12月22日通过验收。

项目投入实际运行后根据热泵机房的值班记录，2005年11月15日～12月30 日45天的机房耗电量平均为：每天使用低谷电1946kW·h，使用平价电3867kW·h，热泵机房平均每天电费2245元，按照此平均值计算，则130天供暖期需要支出电费29.18万元，与分析的基本吻合。

7 结论

以15℃地下水作为热源采用QYHP⁃GD大温差高温水源热泵输出70～75℃高温热水供暖，具有运行费用低，不排放任何污染，无安全隐患，自动化运行等优点，十分适合采用暖气片的老燃煤锅炉供暖系统的改造。

参考文献

［1］建设工程常用数据系列手册编写组.暖通空调常用数据手册.北京：中国建筑工业出版社，2002

［2］李先瑞，郎四维.水源热泵——一种经济、节能、可靠的空调能源方式．建筑热能通风空调．1999.No.1

G. wellhead equipment 井口装置 都包括哪些

API6A石油和天然气工业－钻采设备－井口装置和采油树设备

本国际标准规定了用于石油和天版然气工业权的井口装置和采油树设备以下方面的要求并给出方法: 性能、尺寸和功能互换性、设计、材料、试验、检验、焊接、标记、吊装、贮存、装运、采购、维修和整修。
本国际标准不适用于井口装置和采油树设备的现场使用、现场试验和现场维修。

H. 煤层气钻井技术规范

1.总则

根据钻探目的不同，煤层气井分为探井、开发井两种类型。煤层气探井以发现和获得储量为目的；煤层气开发井以面积降压和煤层气最大产出为目的，保证煤层气田高效开发。

2.煤层气井钻井设计

2.1 煤层气探井钻井设计

2.1.1 煤层气探井钻井工程设计内容应包括：区域地质简介、设计依据及钻探目的、设计地层剖面及预计煤层和特殊层位置、技术指标和质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级、地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、井控设计、取心设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻施工重点要求、完井设计、健康安全环境管理、完井提交资料、特殊施工作业要求、邻区与邻井资料分析、钻井进度计划以及单井钻井工程投资预算等。

2.1.2 煤层气探井钻井设计应以保证实现钻探目的为前提，充分考虑录井、取心、测井、完井、压裂试气等方面的需要。

2.1.3 煤层气探井钻井工程设计应体现“安全第一”的原则。目的煤层段设计应有利于取资料和保护煤层；非目的层段设计应主要考虑满足钻井工程施工作业、提高钻井速度和降低成本的需要。

2.1.4 煤层气探井钻井工程设计应采用国内成熟适用的先进技术，确保煤层气钻探目的的实现。

2.2 煤层气开发井钻井设计

2.2.1 煤层气开发井钻井工程设计内容应包括：区域地质、交通和气候概况、设计依据、技术指标及质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级及地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井主要设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、欠平衡设计、井控设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、健康安全与环境管理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特殊工艺施工要求、钻井施工进度计划和单井钻井工程投资预算等。

2.2.2 同一区块井身结构相似的一批开发井，在区块钻井设计的前提下，单井钻井设计可以简化。

2.2.3 开发井钻井设计应结合煤层气低产特征，优先考虑水平井、多分支井、空气钻井等钻井方式，保证钻井质量，提高煤层气井产量，满足煤层气高效开发的要求。

3.煤层气井井身结构

按照《SY/T 5431 井身结构设计方法》，井身结构设计应当充分考虑煤层气井地质设计要求、地质目的、地层结构及其特征、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力、地层水文条件、完井方式、增产措施、生产抽排方式及生产工具等。

3.1 所设计的井身结构应简单合理，满足钻井完井生产、获取资料、压裂和排采的需要。

3.2 采用钻井工艺技术应有利于保护煤层。

3.3 充分考虑到地层出现漏、涌、塌、卡等复杂情况的处理作业需要，以实现安全、优质、快速钻井。

3.4 生产套管一般应采用钢级为J55 或N80 的φ139.7mm 套管，确因产水量大或地层复杂，可采用更大直径的生产套管，目的煤层以下留60m口袋。

3.5 一般情况下，采用二开井身结构：

表层套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；

生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。

3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，采用三开井身结构：

一开：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；

二开：φ215.9mm钻头×φ177.8mm套管；

三开：φ152.4mm钻头×裸眼完井。

3.7 地层条件较复杂的探井，可采用三开井身结构：

表层套管：φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管；

技术套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；

生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。

4.煤层气井钻井技术

4.1 根据设计钻探深度和《SY/T 5375 旋转钻井设备选用方法》的标准，合理选择钻机设备，设计钻机最大负荷不得超过钻机额定负荷能力的80%。

4.2 钻井循环介质选择和煤层保护要求：煤层以上井段应选用防塌性能好、有利于提高机械钻速的钻井液；煤层段推荐使用清水钻井，对异常高压或大段复杂煤层使用无固相钻井液；开发井应尽量采用空气等欠平衡钻井，减少煤储层的伤害。

4.3 参照《SY/T 6426 钻井井控技术规程》制定煤层气井井控技术要求。开发井原则上应安装防喷器。在煤田地质详查区、地质资料证实无常规天然气层，且不含硫化氢等有毒气体的低产煤层气开发井可不安装防喷器，但应有详细的防井涌、井喷技术措施和应急预案，确保一次井控。

5.煤层气井完井技术

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）的选择应结合实钻煤层特征和煤岩力学特性，考虑增产方式、气藏工程和排采要求确定。一般情况，完井井口应安装简易套管头。

5.2 固井施工前，钻井监督应要求固井技术服务公司依据钻井设计和实钻地质录井资料，结合钻井施工现场情况编制相应的固井施工设计，并报项目部备案。

5.3 下套管作业前，钻井监督应要求承包商进行套管及附件检查，固井施工前，对水泥浆性能进行检测，水泥浆性能达到设计要求后方能施工，固井作业过程中应加强水泥浆的采集分析，施工参数应达到固井施工设计要求。

5.4 固井施工结束后，根据设计要求，在规定的时间（一般间隔48 小时）内进行固井水泥胶结测井，并按要求进行试压。

6.煤层气井钻井质量

6.1 钻井施工应加强质量管理，井身质量合格率应达到100%，固井质量合格率不低于99%，取心收获率达到设计要求。

6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工艺井的井身质量应执行相应的标准，定向井中靶率应达到100%，进入煤层后钻遇率不低于85%。

6.3 煤层气钻井取心采用绳索式取心，井深1000m 以浅的井，岩心出井时间不超过25 分钟，岩心直径应大于φ65mm，取心收获率非煤层段不低于90%；一般煤层不低于80%；粉煤不低于50%。

7.煤层气井井身质量

7.1 钻井深度：钻达设计井深或完钻要求井深，以转盘面至井底，校核钻具实际长度为准的钻井深度。

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

7.3 最大全角变化率：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 平均井径扩大率：非煤层段C_max≤15%；固井完井的煤层段C_max≤25%。

7.6 钻井过程中以单点测斜监测为准，完井以完钻电测连续测斜资料为准，最后一测点距离完钻井底不大于10m。

8.煤层气井固井质量

8.1 套管下深应达到设计要求：表层套管口袋≤1m；技术套管口袋1～1.5m；生产套管口袋1.5～2m，完井人工井底至套管鞋距离≥10m。

8.2 水泥返高要求：表层套管水泥返到地面；技术套管满足工程需要；生产套管水泥返到最上一层煤层顶界200m以上，人工井底至目的煤层底界长度≥40m。

8.3 套管柱试压符合《SY/T 5467 套管柱试压规范》的要求。

8.4 按设计装好井口，并试压达到要求；完井井口装置必须符合设计要求，装好套管头，井口套管接箍顶部应保持水平，生产套管接箍顶部与地面距离小于0.25m；试压完立即用丝堵或盲板法兰将井口封牢，并电焊井号标记。

I. 求助求助！！

如此工程，还是要详细的自己核算的安全~