井口装置压力等级设计要求

1. 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。

2. 固井与完井是什么

一、固井

固井就是在钻出的井眼内下入套管柱，并在套管柱与井壁之间部分或全部注入水泥浆，使套管与井壁固结在一起。固井是钻井过程中的重要环节，固井质量的好坏不仅影响到该井能否钻进，而且影响到油井开采期能否正常作业和安全生产。

（一）井身结构及套管规范

1．井身结构

井身结构如图4-19所示。正常压力系统的井通常仅下三层套管：导管、表层套管和生产套管。异常压力系统的井至少多下一层技术套管。尾管则是一种不延伸到井口的套管柱。

导管的作用是在钻表层井眼时将钻井液从地表引导到井眼内。这一层管柱的长度变化较大，在坚硬的岩层中仅用10～20m，而在沼泽地区则可能上百米。

表层套管下入深度一般在30～1500m，通常引导水泥浆返至地表，用来防止浅水层污染，封隔浅层流砂、砾石层及浅层气，同时用来安装井口防喷器以便继续钻进。表层套管也是井口设备（套管头及采油树）的唯一支撑件，并承载依次下入的各层套管（包括采油管柱）的载荷。

技术套管用来隔离坍塌地层及高压水层，防止井径扩大，减少阻卡及键槽的发生，以便继续钻进。技术套管还用来分隔不同的压力层系，以便建立正常的钻井液循环。它也为井控设备的安装、防喷、防漏及悬挂尾管提供了条件，对油层套管还具有保护作用。

生产套管的主要作用是将储集层中的油气从套管中采出来，并用来保护井壁，隔开各层的流体，达到油气井分层测试、分层采油、分层改造之目的。

图4-19井身结构

尾管分为钻井尾管和采油尾管。尾管的优点是下入长度短、费用低。在深井中，尾管另一个突出的优点是，在继续钻进时可以使用异径钻具。尾管的顶部通常要进行抗内压试验，以保证密封性。

2．套管和套管柱

油井套管是优质钢材制成的无缝管或焊接管，两端均加工有锥形螺纹。大多数的套管是用套管接箍连接组成套管柱。套管柱用于封固井壁的裸露岩石。常用的标准套管外径从114.3～502mm，共有14种；套管的壁厚范围为5.21～16.13mm；套管的连接螺纹都是锥形螺纹；目前，套管钢级API标准有8种共10级，即H40、J55、K55、C75、L80、N80、C90、C95、P110、Q125，常用钢级为P110、N80、J55。

套管柱（套管串）通常是由同一外径、相同或不同钢级及不同壁厚的套管用接箍连接组成的，应符合强度及生产的要求。

（二）固井工艺过程

固井工艺过程主要有下套管和注水泥两个步骤。

1．下套管

下套管前根据井身设计，将要下入井内的套管运到平台，逐根检查套管是否有暗伤、变形，然后丈量长度、清洗螺纹，编好顺序排放好，以待下井；对机器设备及辅助工具认真检查，保证下套管时不出故障，调节好钻井液性能，起出井中钻具；逐根将套管下入井中，下完套管后循环钻井液洗井，然后接注水泥管汇（水泥头）准备注水泥。

2．注水泥

注水泥（即注水泥浆）的主要目的在于封隔油、气、水层，保护生产层。为实现这一目的，要解决以下两个方面的问题：一是如何使环形空间充满水泥浆；二是如何使水泥浆在凝结过程中压稳和封隔好油、气、水层。根据固井设计，将固井所需的水泥、淡水、水泥外加剂运到井场。检查注水泥的机器设备，使之处于良好的工作状态；配制水泥浆；注水泥浆。当水泥浆注满套管后，用钻井液把水泥浆迅速顶替到井筒环形空间的预定高度，这个顶替过程叫替浆。在下套管前，按设计位置在最下端设一阻流环，用于替浆时承受胶塞碰压，替浆前先把胶塞压入套管内，胶塞起到阻止水泥浆与钻井液相混的隔离作用，同时又像一个活塞；替浆时，钻井液顶着胶塞，胶塞顶着水泥浆在套管中下行，水泥浆被顶入环形空间，在环形空间水泥浆顶着钻井液上返。当胶塞与阻流环相碰时，封闭了环形通道，此时替浆的泵压突然升高，称为碰压，碰压是水泥浆返到环形空间预定高度的信号。至此替浆结束，待水泥浆凝固后固井工作完成。

二、完井

完井（即油井完成）是钻井工程的最后一个环节，其主要作业内容包括钻开生产层、确定井底完井方法、安装井口装置。

（一）钻开生产层

生产层多是具有孔隙的碎屑岩或碳酸盐岩。在钻开生产层的过程中，若井内液柱压力小于油气层的压力，会发生井喷；但若井内液柱压力比油气层的压力大，钻井液（时称“完井液”）中的水和黏土便进入到油气层，形成“水侵”和“泥侵”，堵塞油流通道，使油层渗透率下降，严重时会使油井丧失生产能力。因此，在钻开生产层时，保护油气层、防止钻井液侵害和控制油气层、防止井喷是两项重要的工作。要做到这两点，选择合适的钻井液是关键。

对低压低渗透率油气层，最好选用油基钻井液和油包水乳化钻井液。它们可以从根本上避免水侵和泥侵的危害，但存在成本高、易燃、配制和使用不如水基钻井液方便的缺点。

对高压高渗透率油气层，可以采用低固相水基钻井液。这类钻井液常加有高黏度特性的高分子化合物提高黏度；加有盐类物质（如CaCl2，ZnCl2等）增加其密度，减少地层中黏土膨胀；加有表面活性剂提高地层渗透率的恢复率。

（二）完井方法

目前世界各国采用的完井方法可分为油层裸露式和非裸露式两种类型，具体有裸眼完井法、射孔完井法、割缝衬管完井法和砾石充填完井法（见图4-20）。具体到每一口井采用何种井底完井方法，要视实际油层条件而定。

图4-20完井方法

1．裸眼完井法

裸眼完井法可分为先期裸眼完井和后期裸眼完井两种。先期裸眼完井是先钻至油层顶部，下油层套管，然后再钻开生产层；后期裸眼完井是在钻穿生产层之后将油层套管下至油气层顶部。裸眼完井法的最大优点是油气层和井底直接连通，油流面积大，油流阻力小。

裸眼完井法虽然保证了油层和井底具有良好的连通性，但不能克服井壁坍塌和油层出砂对油井生产的影响，不能防止油、气、水层互相窜扰。因此，它只适用于岩性坚固而稳定，又无气、水夹层的单一油层或一些油层性质相同的多油层。

2．射孔完井法

射孔完井法属于非裸露式完井法。其实质是钻穿油层后，将套管下至油层底部固井，然后用射孔枪将套管和水泥石射穿，使油气沿孔道流至井底。

射孔完井法的优点是能够封隔油、气、水层，防止互相窜通，能消除井壁坍塌对油井生产的影响。因此，这种完井方法特别适用于井壁严重坍塌的疏松生产层、含有水层的生产层、油层压力和原油性质均不相同而需要分层试采的多油层。射孔完井法的缺点是油气层被钻井液和水泥浆侵害较严重；其次是油流面积小，孔眼处油流密度大，油流阻力大。

3．割缝衬管完井法

割缝衬管完井是在裸眼完井的基础上，在裸眼井内下入割缝衬管，在直井、定向井、水平井中都可采用。

4．砾石充填完井方法

对于胶结疏松、出砂严重的地层，一般采用砾石充填完井方法。它是先将绕丝筛管下入井内油层部位，然后用充填液将在地面上预选好的砾石（砾石可以是石英砂、玻璃珠、树脂涂层砂或陶粒）泵送至绕丝筛管与井眼或绕丝筛管与套管之间的环形空间内，构成一个砾石充填层，以阻挡流层砂流入井筒，达到保护井壁、防砂入井之目的。砾石充填完井在直井、定向井中都可以使用，但在水平井中应慎重，因为搞不好易发生砂卡，从而使砾石充填失败，达不到有效防砂目的。

（三）安装井口装置

井口装置是安装在地面用以控制井内高压油气的一套设备。它主要包括套管头、油管头和采油树三大件。套管头用以密封各层套管的环形空间并承受部分管柱重量；油管头用于密封油管和油层套管的环形空间；采油树则用以控制油井生产。对于高压油气井，要求井口装置要有足够的耐压强度和可靠的密封性，用以控制油井生产的油管头和采油树装在油层套管法兰之上。对于低压油气井，井口装置可大为简化，只要把环形空间密封起来，装上油管头和采油树即可。

3. 电动阀门的分类

1.石油、天然气井口装置用阀
石油、天然气井口装置用阀主要为符合美国API6A标准的单闸板或双闸板、有导流孔或无导流孔的锻钢平行式闸阀、泥浆阀、角式节流阀、油田专用平行式调节阀、油田专用直通式止回阀、注水聚合物专用平行式闸阀、卡箍式平行闸阀、先导式安全阀和止回阀。
石油、天然气井口装置用电动阀门的公称压力级为API2000psi、3000psi、5000psi、10000psi、15000psi、20000psi；公称通径为DN46~228mm(113/16in~9in)；温度等级为K(-60~182℃)、L(-42~182℃)、P(-29~182℃)、R(室温)、S(-18~166℃)、T(-18~196℃)、U(-18~121℃)、V(2~121℃)；材料要求为AA、BB、CC、DD、EE、FF、HH；材料性能要求按36K、45K、60K、75K；产品技术要求按PSL1(产品规范等级1)、PSL2(产品规范等级2)、PSL3(产品规范等级3)、PSL4(产品规范等级4)。
2.石油、天然气长输管线用阀
石油、天然气长输管线用阀主要为符合美国API6D标准的单闸板或双闸板、有导流孔或无导流孔的平板闸阀；锻钢或铸钢三体式、上装式或全焊接式固定球球阀；油密封或压力平衡式旋塞阀；旋启式或蝶式止回阀、通球止回阀；清管阀等。
这些电动阀门的公称压力级为CL150(PN2.0MPa)、CL300(PN5.0MPa)、CL400(PN6.4MPa)、CL600(PN10.0MPa)、CL900(PN15.0MPa)、CL1500(PN25.0MPa)、CL2500(PN42.0MPa)；公称通径为DN50~1500mm(2in~60in)；耐火试验技术要求按ISO10497；电动阀门的压力试验按ISO5208。
3.核电用阀
核电用电动阀门比常规的大型火力发电站用电动阀门其技术特点和要求要高。阀类一般有闸阀、截止阀、止回阀、蝶阀、安全阀、主蒸汽隔离阀、球阀、隔膜阀、减压阀和控制阀等；具有代表性电动阀门的最高技术参数为：最大口径DN1200mm(核3级的蝶阀)、DN800mm(核2级的主蒸汽隔离阀)、DN350mm(核1级的主回路闸阀)；最高压力：约1500磅级；最高温度：约350℃；介质：冷却剂(硼化水)等。生产核级电动阀门产品规定要求：通常按核行业标准EJ、美国ASME、IEEE标准及法国压水堆核岛机械设备设计和建造规则RCC-M等。
核电用阀发展的具体类型、参数如下：
⑴无填料函的闸阀：
a液压驱动闸阀。该阀借助自身压力水推动活塞开启或关闭，该阀公称通径：DN350、400mm；工作压力：PN17.5MPa；工作温度：315℃。 b全封闭型电动闸阀。该阀应采用特制的屏闭式电机，通过浸水工作的内行星减速机构使闸板作启闭运动。该阀公称通径：DN100~800mm；工作压力：PN2.5~45.0MPa；工作温度：200~500℃。
注：上述两种无填料函闸阀优点：没有填料密封，避免了外漏点，同时，减少能耗。缺点：结构复杂、造价较高。
⑵核电用截止阀：
用于辅助管路上的截止阀。该阀通常为三种结构，即填料式截止阀、波纹管式截止阀和金属膜片式截止阀。该阀介质为中等参数(中温、中压)的水和蒸汽；公称通径：DN10~150mm。
⑶核电用蝶阀：
用于冷却系统和安全壳内输送空气介质的系统中的蝶阀。该阀通常为三种结构，即同轴直连式衬胶蝶阀、偏心式金属密封蝶阀和双动式(蝶板在回转前先脱开密封面再回转)金属密封蝶阀。该阀公称通径：DN≤2500mm；工作压力：PN<4.0MPa；工作温度：100~150℃。此外，用于风道系统中的快速关闭蝶阀，其公称通径：DN400~1200mm也列为发展的方向。
⑷核电用带探测器的先导式安全阀：
用于核岛系统中的带探测器的先导式安全阀。采用带探测器的先导式安全阀，可以根据压力与弹簧力平衡的敏感关系，来改变位置控制释放和加充介质的两个触点的原理，从结构上避免卡阻问题。该阀采用正作用式带弹簧预紧和波纹管密封的阀瓣结构，可以保证可靠的密封。该阀公称通径：DN600mm；工作压力：PN1.265MPa。
⑸核电用止回阀型隔离阀：
用于蒸汽系统的止回阀型隔离阀，其结构形状类似于升降式止回阀。该阀公称通径：DN64~800mm(21/2in~30in)；工作压力：PN1.0~42.0MPa(Class600~2500)；工作温度：-29~1050℃。
⑹核电用主蒸汽隔离阀：
核岛和常规岛用主蒸汽隔离阀、主给水电动阀门，其公称通径：DN800mm；公称压力：40.0MPa；温度700℃；
此外，满足地震要求的安全阀也是急需开发的核电电动阀门。 海上采油平台的采油、防喷、注水、注气、水下设备等系统需要开发一些耐海水、盐雾侵蚀要求的特种电动阀门。这些电动阀门要求有较强的抗腐蚀性、抗风暴等异常外力的能力，并且要求密封可靠、操作灵活、维修方便。
海洋石油用阀发展的具体类型、参数如下：
⑴锻钢单闸板或双闸板带导流孔或不带导流孔平板闸阀
该阀的结构可参照美国卡麦隆F型闸阀、“AF”型海底电动阀门(用于海下1000米)、“DF”型海底电动阀门(用于海下3000米)、MCEVOY公司C型、E型闸阀。
这类电动阀门的公称通径：DN46~162mm(113/16in~63/8in)；公称压力级为API2000psi、3000psi、5000psi、10000psi、15000psi、20000psi；工作温度：-59~343℃；技术要求按API6A的规定。
⑵双瓣蝶式止回阀
该阀技术参数：公称通径：DN53~280mm(21/16in~11in)；温度等级为K(-60~182℃)、L(-42~182℃)、P(-29~182℃)、R(室温)、S(-18~166℃)、T(-18~182℃)、U(-18~121℃)、V(2~121℃)。
⑶带压平衡阀杆的角式节流阀
该阀的设计、制造按API6A标准；其公称压力级为API3000psi、5000psi、10000psi；公称通径：DN50mm、DN80mm、DN100mm、DN150mm(2in、3in、4in、6in)；使用温度：-29~121℃。(该阀的节流头可设计为针型节流头或套筒节流头)。 石化、电力电动阀门产品，其结构调整的重点是发展缺门产品。如下：
⑴高温高压调节阀
用于大型火电机组的高温高压调节阀，其结构设计应根据它的流量特性和工况控制要求来确定，可以是单座，也可以是双座或套筒结构。该调节阀的公称通径：DN50~500mm；公称压力：≤42.0MPa；使用温度：510~570℃。
⑵减温减压阀
该减温减压阀，石化行业要求能设计成类似CVS阀，并将压力和温度控制在一个阀内完成，减压后的喷水降温控制要精确(在4~7℃范围内)，关阀严密，低噪声，长寿命。
⑶高温高压大口径安全阀
用于蒸汽系统的高温高压大口径安全阀，其设计结构可采用弹簧式。设计中主要解决的关键问题是：该类电动阀门的整定压力、回座压力、密封性能、重复动作稳定性及弹簧的疲劳。其公称通径：DN200~400mm；公称压力：≤5.0MPa；最高使用温度：570℃。
⑷高压蒸气疏水阀
用于高压蒸汽系统排除凝结水的高压蒸汽疏水阀，其开发的结构可以为热动力型HRW、HRF圆盘式；机械型高压自由浮球式；热静力型BK27、BK28、BK212双金属片式。该类电动阀门的公称通径：DN15~50mm；公称压力：15.0MPa。 冶金系统用阀，由于介质常为粉状和悬浮固体颗粒状，加之温度较高，故对电动阀门的耐磨、耐温及耐蚀等要求较高。
冶金系统用阀发展的具体类型、参数如下：
⑴圆顶阀
用于火力发电厂气力除灰、进料、放料系统的圆顶阀。该阀由阀体、主动轴、从动轴、球体等组成，其公称通径：DN50~300mm；工作压力：PN1.0~0.6MPa；最高使用温度：1050℃。设计该阀时，其密封面应考虑采用喷涂钴基碳化钨合金材料，使其更加坚硬，增强耐磨性能。
⑵排灰平板闸阀
用于炼钢厂炼铁除灰系统的“排灰平板闸阀”。该除灰系统的介质——“灰粉”，不仅形状是颗粒的(有时是分散形状，有时是混合形状)，而且具有一定的粘性，还夹有一氧化碳(CO)。由于介质“灰粉”中的颗粒，阀座往往有不同程度的损伤、擦伤、磨损，故，要求其“排灰平板闸阀”的主件，例如闸板、阀座等零部件均应具有较强的耐磨性。炼铁除灰系统工况的使用压力在0.25MPa左右的低压范围内；温度在≤250℃的范围内(一般情况下为常温，有时瞬间温度可达250℃)；公称管径仅从DN50mm~DN400mm(DN300mm的管径最常见)。
该阀其结构如采用带导流孔，并且“加大密封面”的密封设计，不仅能提高其耐磨性；满足其密封性能；而且能避免灰粉进入阀体底腔。在设计中，可充分利用现行带导流孔平板闸阀产品，将阀座改为“加大密封面”的密封状态。对耐磨性而言，其金属对金属硬密封寿命虽最长，但金属对金属“加大密封面”的硬密封，一则标准上允许漏，(如设计为零泄漏成本将十分高昂且加工难度大)；二则密封不如非金属材料。其密封不如非金属材料，是因为金属表面磨蚀时会产生一层氧化物，尽管这层氧化物覆盖在受到腐蚀作用的部位上，能减慢金属的进一步腐蚀，但如果发生滑动的话，该层氧化物就会被清除，使裸露出来的金属表面受到进一步的腐蚀，从而加快磨损，削弱其密封性能。而采用非金属材料，不仅能节约成本，降低加工难度，而且能保证其密封性能。
由于钢厂炼铁除灰系统的工况温度一般为常温，有时瞬间最高温度也只有250℃。故采用非金属材料(建议采用对位聚苯)作密封面，既可以满足其工况温度、耐磨，又可以满足其密封性能。非金属材料——对位聚苯，适用温度为≤300℃，且比硬质的PTFE更硬，能满足炼铁厂除灰系统的工况，不失为较理想的密封面材料。阀座材料建议采用1Cr13。
⑶耐强酸腐蚀的不锈钢阀
冶金系统用耐强酸腐蚀的不锈钢阀。该阀其公称通径：DN50~2400mm；公称压力0.05~1.6MPa；最高使用温度：1050℃。 1．操作力矩：操作力矩是选择阀门电动装置的最主要的参数。电动装置的输出力矩应为阀门操作最大力矩的1.2～1.5倍。
2．操作推力：阀门电动装置的主机结构有两种，一种是不配置推力盘的，此时直接输出力矩；另一种是配置有推力盘的，此时输出力矩通过推力盘中的阀杆螺母转换为输出推力。
3．输出轴转动圈数：阀门电动装置输出轴转动圈数的多少与阀门的公称通径、阀杆螺距、螺纹头数有关，按M=H/ZS计算（式中：M为电动装置应满足的总转动圈数；H为阀门的开启高度，mm；S为阀杆传动螺纹的螺距，mm；Z为阀杆螺纹头数。）
4．阀杆直径：对于多回转类的明杆阀门来说，如果电动装置允许通过的最大阀杆直径不能通过所配阀门的阀杆，便不能组装成电动阀门。因此，电动装置空心输出轴的内径必须大于明杆阀门的阀杆外径。对于部分回转阀门以及多回转阀门中的暗杆阀门，虽不用考虑阀杆直径的通过问题，但在选配时亦应充分考虑阀杆直径与键槽的尺寸，使组装后能正常工作。
5．输出转速：阀门的启、闭速度快，易产生水击现象。因此，应根据不同的使用条件，选择恰当的启、闭速度。
6．安装、连接方式：电动装置的安装方式有垂直安装、水平安装、落地安装；连接方式为：推力盘；阀杆通过（明杆多回转阀门）；暗杆多回转；无推力盘；阀杆不通过；部分回转电动装置的用途很广，是实现阀门程控、自控和遥控不可缺少的设备，其主要用在闭路阀门上。但不能忽视阀门电动装置的特殊要求——必须能够限定转矩或轴向力。通常阀门电动装置采用限制转矩的连轴器。
当电动装置的规格确定之后，其控制转矩也确定了。当其在预先确定的时间内运行时，电机一般不会超负荷。但如出现下列情况便可使其超负荷：
1．电源电压低，得不到所需的转矩，使电机停止转动。
2．错误地调定了转矩限制机构，使其大于停止的转矩，而造成连续产生过大的转矩，使电机停止转动。
3．如点动那样断续使用，产生的热量积蓄起来，超过了电机的容许温升值。
4．因某种原因转矩限制机构电路发生故障，使转矩过大。
5．使用环境温度过高，相对地使电机的热容量下降。
以上是出现超负荷的一些原因，对于这些原因产生的电机过热现象应预先考虑到，并采取措施，防止过热。
过去对电机进行保护的办法是使用熔断器、过流继电器、热继电器、恒温器等，但这些办法也都各有利弊，对于电动装置这种变负荷的设备，绝对可靠的保护办法是没有的。因此必须采取各种方法组合的方式。但由于每台电动装置的负荷情况不同，难以提出一个统一的办法。但概括多数情况，也可以从中找到共同点。 1．对电机输入电流的增减进行判断；
2．对电机本身发热进行判断。
上述两种方式，无论那种都要考虑电机热容量给定的时间余量。如果用单一方式使之与电机的热容量特性一致是困难的。所以应选择根据过负荷的原因能可靠的动作的方法——组合复合方式，以实现全面的过负荷保护作用。
罗托克电动装置的电机，因其在绕组中埋入了与电机绝缘等级一致的恒温器，当到达额定温度时，电机控制回路便会切断。恒温器本身热容量是较小的，而且其限时特性是由电机的热容量特性决定的，因此这是一个可靠的方法。 1．对电机连续运转或点动操作的过负荷保护采用恒温器；
2．对电机堵转的保护采用热继电器；
3．对短路事故采用熔断器或过流继电器。
阀门电动装置的正确选择和超负荷的防止是戚戚相关的，应引起重视。

4. 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

5. 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。

6. 欠平衡钻井技术

欠平衡钻井技术以空气钻井为先导开始于20世纪50年代，采用空气压缩机向油井内注入空气和水的混合物。在90年代，不断完善的欠平衡配套设备和技术有：井口旋转控制系统、高压注气系统、地面分离系统、监测仪表系统、支持软件系统，使得欠平衡技术在美国、加拿大、欧洲被广泛采用，从而在世界范围内形成一股欠平衡钻井热潮。

我国欠平衡钻井技术早在20世纪60年代，进入90年代以来，我国欠平衡技术加速发展，尤其是塔里木油田解放128井、轮古系列井欠平衡钻井的成功，将我国欠平衡钻井推向了一个新的阶段。

3.3.4.1 欠平衡钻井技术的分类和分级

（1）欠平衡钻井类型

按工艺分类：可分为液相（水基、油基钻井液）和气相（空气、氮气、雾化、泡沫、充气）。欠平衡钻井技术对应的密度为：

1）气体钻井，密度的适用的范围0～0.02g/cm³。

2）雾化钻井，密度的适用的范围0.02～0.04g/cm³。

3）泡沫钻井，密度的适用的范围0.04～0.6g/cm³；井口加回压时可达到密度的适用的范围0.8g/cm³以上。

4）充气钻井，密度的适用的范围0.7～0.9g/cm³；部分地区还更高。

5）油包水或水包油钻井液钻井，密度的适用的范围0.8～1g/cm³。

6）淡水或卤水钻井液钻井，密度的适用的范围1.0～1.30g/cm³。

7）常规钻井液钻井，密度的适用的范围大于1.10g/cm³。

8）泥浆帽钻井，用于钻较深的高压裂缝储层或高含硫化氢的气层。

目前使用的欠平衡钻井技术主要有以下几种：气相欠平衡钻井、气液两相欠平衡钻井、液相欠平衡钻井。

（2）欠平衡钻井分级

美国钻井承包商协会欠平衡作业委员会为给工程技术人员选择合适的设备和相应的方案，制定了欠平衡油井分类系统标准。该分类系统标准把风险油井分为6级，从0～5。每一级下又分为A和B两类。具体分类情况如下：

0级：只提高钻井效率，不涉及油气层。

1级：油井靠自身压力无法自流到井口，油井是稳定的，从井控的角度来看风险较低。

2级：油井靠自身压力可以自流到地面，如发生灾难性设备失效，可以采用常规压井方法进行处理。

3级：不产油气的地热井。最大关井压力小于欠平衡设备的承压能力，如发生灾难性设备失效会导致严重后果。

4级：有原油产出，最大关井压力小于欠平衡设备的工作压力，如发生灾难性设备失效会立即导致严重后果。

5级：最大注入压力大于欠平衡作业压力，但小于防喷器的最大承压能力，灾难性设备失效会立即导致严重后果。

3.3.4.2 欠平衡钻井设备及工艺

（1）欠平衡钻井常规设备

1）地面设备：包括旋转防喷器、单（双）闸板防喷器、节流管汇、四通、液压控制阀、液气分离器、压井重浆罐、撇油罐、储油罐、各种高（低）压硬（软）管线、防回火器、点火管线和自动点火器等。

2）井下工具：包括箭式单流阀、投入式止回阀、钻杆上（下）旋塞、六方钻杆、旁通阀等。

3）其他设备：包括无线通讯设备、有害气体报警及防护设备、防火防爆设备等。

目前能够完成全过程欠平衡钻井的设备分两类，一是井口强行起下钻装置，用它来克服管柱在起出末期或下入初期时井内的上顶力；二是井下封井器或井下套管阀，它可以完成井下关井，使井口在不带压的情况下完成管柱起下。

（2）气体钻井设备

1）设备能力的要求。气体（雾化）钻井设备根据所施工的井眼尺寸、井深和采用的钻具尺寸、井眼出水情况等因素的不同，要求设备的能力有所不同，需要针对具体情况进行分析，以便确定设备的类型、参数和能力。根据气体钻井计算软件计算气体钻井参数结果见表3-8。

2）气体（雾化）钻井设备的组成、作用和流程。气体钻井需要配备的设备，除了井口压力控制设备——旋转防喷器外，还需要一些特殊的设备，这些设备的不同组合，可以满足不同钻井方式的要求（表3-9）。气体钻井设备及循环流程如图3-119。

3.3.4.3 欠平衡钻井设计

（1）一般原则

井底负压值的大小因地区的不同而各异，根据邻井的单位压差下的油气产量、地面设备的处理能力、期望的随钻产油量、井眼稳定性要求、现场设备运行稳定性情况以及施工人员的业务水平等几个方面的原因综合考虑。在设计时一般遵循以下几个原则：

表3-8 气体钻井不同井况所需的气量

图3-119 气体钻井循环流程图

1）井底负压值下限是零，上限为地层孔隙压力与地层坍塌压力之差。

2）液相欠平衡钻井技术井底负压值设计应尽可能小，以降低井口压力，井底负压值一般取在1～3MPa之间。

3）气体和雾化钻井，井底负压值不作特别设计。

4）泡沫和充气钻井，井底负压值设计余地较大，有气相存在，井底负压值可设计得大一些，防止出现过平衡。立管充气钻井，井底负压值应考虑大于2MPa。

5）负压差是保证欠平衡钻井成功的重要参数，负压差设计应从井口装置、套管承压能力、旋转控制头的性能、井眼的稳定性、地面对产出液量分离能力等多个方面进行综合考虑。

（2）气体钻井设计

1）空气钻井段选择。地层的力学稳定性、出气、出水、出硫化氢情况是决定空气钻井技术能否正常应用的重要因素。空气钻井使用条件是井壁稳定，地层不出水或出水量不大，不含烃类物质或烃类物质含量不高，不含H₂S。

A.井壁稳定性分析。地层井壁稳定性分析是实施空气钻井的一个先决条件之一。根据已钻井地质资料分析地层砂、泥、页岩成分，地层砂岩石英含量、胶结程度，分析满足实施空气钻井的技术条件。

B.地层出水分析。根据已钻井资料，分析地层有无出水现象及出水程度。

C.地层出气分析。为确保空气钻井顺利实施，需要对空气钻井施工井段地层压力和出气情况进行评估。

D.地层H₂S分析。空气钻井主要立足一次井控，强化二次井控，杜绝井喷失控。基于国内常规泥浆钻井经验，遇见硫化氢气层的可能性有但不是十分严重，但需要高度重视。只要钻井过程中发现H₂S显示，就必须停止空气钻井。

E.适用井段确定。对地层井壁稳定性、出水情况和地层出气情况综合分析，选出最适合空气钻井的井段。要求在空气钻进时加强地层监测，做到水层、气层及时发现、及时处理。

2）主要参数的确定。气体钻井水力参数计算模式有四种：Angel理论推算法、Ikoku等人的考虑岩屑下沉的计算方法、Adewumi等人由流体力学推导的计算方法、Supon等人的试验回归方法，目前在气体钻井参数设计时使用的是基于以上一种或几种模型的计算机软件。

气体钻井的两个重要参数是井底压力和气体流量，必须在井底保持足够压力以克服悬浮固相的重力和摩擦力所引起的压降。由于最小浮力可能发生在井底和钻铤与钻杆连接处，因此这两处必须确保气体速度，气体钻井要求的最优气体速度取决于颗粒直径。

除了上面两个参数外，影响气体钻井的参数还有钻速、岩屑尺寸、地面大气压力、温度等。

3.3.4.4 空气钻井施工

（1）气举

在实施空气钻井前，钻柱下至井底后，从高压管线注气口经由高压管线、钻柱把井内钻井液用压缩空气举升出来，气举时一般使用2台空压机（排气量54.4m³/min）和1台增压机（排气量60m³/min）。控制注气压力略大于井筒内液柱压力，并通过调整节流阀控制井口回压的方法，防止井口喷涌量过大或超过液气分离器额定压力，逐步将井筒替空。气举完成后，必须使用压缩空气继续清洗、干燥井筒，待返出的气体干燥后，方可开始钻进。

（2）空气钻进

在Φ314.1mm或Φ316.5mm井眼中，一般使用4～5台空压机进行空气钻进，排量100～130m³/min，注气压力1.5～2.5MPa，正常情况下（除气举、地层出水）不使用增压机，当注气压力超过空压机的最大工作压力时（2.5MPa），才启动增压机。钻出的岩屑成粉末状，扭矩较常规钻井大；根据返出的岩屑颗粒大小、比例和湿润程度以及注气压力、扭矩变化、上提下放阻卡情况判断井下出水和井壁失稳等异常情况，依严重程度不同，分别采取增加循环时间、增大注气量、转换成雾化钻井、泡沫钻井直至钻井液钻井等措施和方式。在气柱作用于井下的压力微乎其微的情况下，关键是做好气体检测、硫化氢检测和井控工作，准确及时检测返出气体中的组分变化，尽可能控制井下燃爆，防止出现井下事故。

（3）起下钻

在非产层实施气体钻井起钻前充分循环将钻屑携带干净，停止向井内注气，待环空压缩气体返出后，敞开井口正常起钻，起钻时要注意卸放止回阀下面钻具内圈闭的压力，下钻时正常下钻，下钻到底后在钻具顶部接止回阀后恢复钻进；在产层实施气体钻井，如果井口有压力需要通过旋转防喷器起下钻，钻具重量不能克服上顶力时，需要使用不压井起下钻装置或使用井下套管阀进行起下钻。

（4）转换钻井液

发现以下情况之一时，应考虑将空气钻井改为常规泥浆钻井：

1）地层出水，地面表现为见液滴。

2）返出气体全烃含量连续超过3%。

3）返出流体中H₂S含量连续超过5mg/m³。

4）扭矩、摩阻突然增大或起下钻困难影响钻井安全。

5）井斜大于设计要求且纠斜效果差。

如果空气钻井施工现场配备有雾化、泡沫钻井设备，那么当钻遇地层出水时可以视出水大小及时转化为雾化或泡沫钻井。

在空气钻井施工现场，详细制定了空气钻井转化为泥浆钻井的原则、方法和具体实施步骤。在进行泥浆转换过程中，严格执行了空气钻井转换为泥浆钻井技术方案。

3.3.4.5 欠平衡钻井技术应用实践

（1）在南方地区应用

中国南方海相气体钻井技术主要应用在陆相地层。在陆相须家河组以上地层开始实施空气（雾化）钻井以来，取得了非常好的效果，机械钻速提高了5～10倍。

（2）在塔里木地区应用

从1998年以来，在塔北地区奥陶系碳酸盐岩地层钻井施工欠平衡井次达60余口，井别涉及生产井、评价井、探井、定向井、水平井及侧钻水平井，较好地解决了塔北地区奥陶系碳酸盐岩储层钻井漏失等工程问题，显著地提高了油气产量和钻井机械速度，提高评价井、探井的油气发现概率，产生了显著的社会、经济效益。

7. 辽河油田钻井井控实施细则的第三章 井控设计

第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。
第十四条 地质设计书应包含以下内容：
（一）对井场周围500m（高含硫油气井3km）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。
（二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。
（三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。
（四）在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。
第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容：
（一）井控风险级别划分及钻机型号。
（二）满足井控需要的井身结构。
（三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。
（四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。
（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。
（六）单井有针对性的井控措施。
（七）完井井口装置和交井技术要求。
第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求：
（一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。
（二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。
（三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。
（四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。
（五）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m。
第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。
钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值：
（一）油井、水井0.05～0.10g/cm或增加井底压差1.5～3.5MPa。
（二）气井0.07～0.15 g/cm或增加井底压差3.0～5.0MPa。
井深≤3000m按当量钻井液密度附加值进行选择；井深>3000m宜按井底压差附加值进行选择。
第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。
探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。
第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。
承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。
第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下：
（一）防喷器组合
1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1～图5。
2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4～图9。
3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10～图13。
环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。
（二）节流管汇和压井管汇：
1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。
2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。
3.节流管汇压力等级为35 MPa见图15、图16。
4.节流管汇压力等级为70 MPa见图16、图17。
5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。
6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。
7.压井管汇压力等级为35 MPa见图18、图19。
8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。
第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。
现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。
第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。
第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。

8. 钻井防喷器的作用是什么

在石油天然气钻井施工中，为安全的钻过高压油、气层并避免发生钻井井喷失控事故，需要在钻井的井口上安装一套设备——钻井井控装置。当井筒内的压力小于地层压力时，井下地层中的油、气、水进入井筒并形成溢流或井涌，严重时可发生钻井井喷和着火事故。钻井井控装置的作用就是当井内出现溢流、井涌时可快速及时关闭井口，防止井喷事故的发生。钻井井控装置主要包括：防喷器、四通、远程控制台、司钻操作台、节流压井放喷管汇等。钻井井控装置必须满足钻井工艺的要求，安全可靠、操作方便，并能快速关闭和开启井口。既能在钻机的司钻操作台上控制，又可在远离井口的远程控制台上操作。装置要具有一定的耐压能力，可实现有控制的放喷、压井和进行起下钻具的操作。安装旋转防喷器后，还可在不压井的情况下进行钻进作业。

钻井防喷器钻井防喷器一般可分为单闸板、双闸板、万能（环形）和旋转防喷器等几种。根据所钻地层和钻井工艺的要求，也可将几个防喷器组合同时使用。现有钻井防喷器的尺寸共15个规格，尺寸的选择取决于钻井设计中的套管尺寸，即钻井防喷器的公称通径尺寸，必须略大于再次下入套管接箍的外径。防喷器的压力从3.5～175兆帕共9个压力等级，选用的原则由关井时所承受的最大井口压力来决定。在海上使用钻井浮船和半潜式钻井平台钻井时，因钻井浮船和平台是在漂浮状态下工作的，钻井井口和海底井口之间会发生相对运动，必须装有可伸缩和弯曲的特殊部件，但这些部件因不能承受井喷关井或反循环作业时的高压，因此要将钻井防喷器安放在可伸缩和弯曲的部件之下，即要装在几十米至几百米深的海底，我们将它称之为海底井口装置。

9. 辽河油田钻井井控实施细则的第六章 井控作业

第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。 钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。
第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。
第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察：
（一）钻开油气层后第一次起钻前。
（二）溢流压井后起钻前。
（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。
（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。
（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
第四十三条 短程起下钻的基本作法如下：
一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。
第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。
（一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。
（二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。
第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。
第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。
第四十七条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。
第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。
第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：
（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。
（二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。
第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：
（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。
（二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。
第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：
（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：
1、当关井套压为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除被侵污的钻井液即可。
2、当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。
（二）关井立管压力不为零，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：
1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。
2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。
第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
第五十三条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。
第五十四条 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。
第五十五条 压井作业程序：
（一）求关井立管压力值、套管压力值。
（二）判断溢流种类。
（三）计算压井液密度。
（四）确定压井方法。
（五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。
（六）计算并填写压井施工作业单。
（七）实施压井。
任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。

10. 压力管道安装、锅炉安装；压力容器、压力管道元件制造。怎么划分专业

《压力管道安装许可证》级别表

类别

级别

安装范围

分级管理机构

施工承包资质

长输管道

GA1

• 气体：设计压力>1.6MPa的管道
• 液体：输送距离≥200km且DN≥300mm的管道
• 浆体：输送距离≥50km且DN≥150mm的管道

国家

二级以上

GA2

• GA1以外

国家

三级以上

公用管道

GB1

• 燃气管道

省级

三级以上

GB2

• 热力管道

省级

四级以上

工业管道

GC1

• 极度危害介质
• 可燃气液，且设计压力P≥4.0MPa的管道
• 流体介质，且设计压力P≥10.0MPa的管道

国家

二级以上

GC2

• 可燃气液介质，设计压力P〈4.0MPa的管道
• 可燃有毒流体，设计压力P〈4.0MPa且设计温度≥400°C管道
• 非可燃无毒质，设计压力P〈10MPa且设计温度≥400°C管道
• 普通流体介质，设计压力P〈10MPa且设计温度〈400°C管道

省级

三级以上

GC3

• GC2中的可燃有毒流体，设计压力P〈1.0MPa且设计温度〈400°C的管道
• GC2中的非可燃无毒质，设计压力P〈4.0MPa且设计温度〈400°C的管道

省级

四级以上

• 凡具有GA1级安装资格的安装单位，即具备GA2级中相应品种压力管道的安装资格；
• 凡具有GC1级安装资格的安装单位，即具备GC2、GC3级中相应品种压力管道的安装资格；
• 凡具有GC2级安装资格的安装单位，即具备GC3级中相应品种压力管道的安装资格
• 《压力管道安装许可证》有效期为5年

低压管道公称压力不超过2.5MPa
中压管道公称压力4-6.4MPa
高压管道公称压力10-100MPa
超高压管道公称压力超过100MPa
压力管道级别的划分
6.1长输管道为GA类，级别划分为：
6.1.1符合下列条件之一的长输管道为GA1级：
a)输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P>1.6MPa的管道；
b)输送有毒、可燃、易爆液体介质，输送距离（注1）≥200Km且管道公称直径DN≥300mm的管道；
c)输送浆体介质，输送距离≥50Km且管道公称直径DN≥150mm的管道。
6.1.2符合下列条件之一的长输管道为GA2级：
a)输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P≤1.6Mpa的管道；
b)GA1b）范围以外的长输管道；
c)GA1c)范围以外的长输管道。
6.2公用管道为GB类,级别划分为：
GB1、燃气管道；
GB2、热力管道。
6.3工业管道为GC类；级别划分为：
6.3.1符合下列条件之一的工业管道为GC1级：
a)输送GB5044《职业性接触毒物危害程度分级》中，毒性程度为极度危害介质的管道；
b)输送GB50160《石油化工企业设计防火规范》及GBJ16《建筑设计防火规范》中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体介质且设计压力P≥4.0MPa的管道；
c)输送可燃流体介质、有毒流体介质，设计压力P≥4.0MPa且设计温度大于等于400℃的管道；
d)输送流体介质且设计压力P≥10.0MPa的管道。
6.3.2符合下列条件之一的工业管道为GC2级：
a)输送GB50160《石油化工企业设计防火规范》及GBJ16《建筑设计防火规范》中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体介质且设计压力P<4.0MPa的管道；
b)输送可燃流体介质、有毒流体介质，设计压力P<4.0MPa且设计温度≥400℃的管道；
c)输送非可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力P<10.0MPa且设计温度≥400℃的管道；
d)输送流体介质，设计压力P<10.0Mpa且设计温度<400℃的管道；
注1：输送距离指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离。

锅炉安装改造许可证级别划分如下：
1 参数不限
2 额定出口压力≤2.5Mpa的锅炉
3 额定出口压力≤1.6Mpa的整（组）装锅炉；现场安装、组装铸铁锅炉
注：对于从事较单一工作范围的锅炉安装改造单位，可申请单项范围的许可，如：限安装（或改造）、限铸铁锅炉等。

《压力容器安全技术监察规程》根据压力容器在使用过程中的重要性，按压力容器工作的介质、压力大小、介质危害程度、容器的容积、发生事故的可能性和事故的严重性进行分类。将其监察范围内的压力容器分类三类，即一类容器、二类容器和三类容器。其中三类容器为事故危害性最严重的压力容器。

属于下列情况之一的压力容器属于三类容器：

1)高压容器。

2）毒性程度为极度和高度危害介质的中压容器。

3）易燃或毒性程度为中度危害介质，且容器的设计压力与容器的乘积大于等于10MPa.m3的中压储存容器。

4）易燃或毒性程度为中度危害介质，且设计压力与容器的容积的乘积大于等于0.5MPa.m3的中压反应容器。

5）毒性程度为极度和高度危害介质，且容器的设计压力与容器的容积的乘积大于等于0.2MPa.m3的低压容器。

6）高压、中压管壳式余热锅炉。

7）中压搪玻璃压力容器。

8）使用强度级别特别高材料制造的压力容器（指相应标准中抗拉强度规定值下限大于等于540MPa的材料）。

9）移动式压力容器，包括铁路罐车（介质为活佛气体、低温液体）、罐式汽车（液化气体运输（半挂）车、低温液体运输（半挂）车、永久气体运输（半挂）车和介质为液化气体、低温液体的罐式集装箱等。

10）容积大于等于50m3的球形储罐

11）容积大于等于5m3的低温液体储存容器

属于下列情况之一（除三类容器以外）的为二类压力容器：

中压容器。

毒性程度为极度和高度危害介质的低压容器。

易燃介质或毒性程度为中度危害介质的低压储存容器和反应容器。

低压管壳式余热锅炉

低压搪玻璃压力容器。

一类容器增除三类、二类中的低压容器以外的所有低压容器。

压力管道元件制造许可项目及其级别表

许可项目

代表产品的范围

限制范围

品种（产品）

级别

无缝钢管

A1

公称直径大于或者等于200mm的无缝钢管

材料规格标准

A2

（1）公称直径小于200mm的锅炉压力容器气瓶用无缝钢管；

（2）公称直径小于200mm的石油天然气输送管道用和油气田（套）管用无缝钢管；

（3）合金钢钢管的热扩（专项）

B

（1）公称直径大于25mm的其他无缝钢管；

（2）所有按照GB|T14976和GB8163标准制造的无缝钢管；

（3）碳钢、奥氏体不锈钢钢管的热扩（专项）；

（4）各类管坯。

焊接钢管

螺旋缝埋

弧焊钢管

A1

有特殊要求的石油天然汽输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管

材料钢管规格标准

A2

石油天然气输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管

B

（1）低压流体输送用螺旋缝埋弧焊钢管；

（2）各类螺旋缝桩用管

直缝埋

弧焊钢管

A1

石油天然气输送管道用直缝埋弧焊钢管

A2

低压流体输送用直缝埋弧焊钢管

直缝高频焊管

A1

（1）有特殊要求的石油天然气输送管道用直缝高频电阻焊钢管；

（2）油气井油（套）管用直缝高频电阻焊钢管

A2

石油天然气输送管道用直缝高频电阻焊管

B

低压流体输送用直缝高频电阻焊钢管

其他焊接钢管

B

有色金属管（铝、铜、钛、铅、镍、锆等有色金属管及其合金管）

A

材料规格

铸铁管

B

材料规格

许可项目

代表产品的范围

限制范围

品种（产品）

级别

钢制无缝管件（包括工厂预制弯管、有缝管坯制管件）

A

（1）公称直径大于250mm的耐热钢钢制无缝管件；

（2）公称直径大于250mm的双目不锈钢制无缝管件；

（3）公称直径大于250mm，且标准抗拉强度大于540MPa的合金钢制无缝管件

产品

名称

材料

规格

B

其他无缝管件

钢制有缝管件（钢板制对焊管件）

B1

（1）不锈钢制有缝管件；

（2）标准抗拉强度大于540MPa的合金钢制有缝管件

材料

规格

B2

其他有缝管件

有色金属及有色金属合金制管件

A

材料规格

锻制管件（限机械加工）

B

规格

铸造管件

B

材料

规格

阀门

A1

（1）设计温度大于425℃，且公称直径大于或者等于200mm的阀门；

（2）公称压力大于10MPa，且公称直径大于或者等于200mm的阀门

用途

产品

名称

规格

A2

（1）公称压力大于或者等于6.4MPa，且公称直径大于或者等于200mm的阀门；

（2）设计温度低于-46℃的阀门

B1

除A1、A2级之外的阀门

B2

公称压力小于或者等于4.0MPa阀门

锻制法兰及管接头（限机械加工）

B

产品

名称

规格

金属波纹膨胀节

A

（1）公称压力大于或者等于4.0MPa，且公称直径大于或者等于500mm金属波纹膨胀节；

（2）公称压力大于或者等于2.5MPa，且公称直径大于或者等于1000mm的金属波纹膨胀节

产品名称规格

B

其他金属波纹膨胀节

其他形式补偿器（不含聚四氟乙烯波纹管膨胀节）

B

产品

名称

规格

金属软管

B

规格

弹簧支吊架

B

许可项目

代表产品的范围

限制范围

品种（产品）

级别

密封件（金属垫片非金属垫片、金属、非金属复合垫片、密封填料）

AX

产品名称

紧固件（合金钢制M14以上螺柱、螺母）

B

材料管件

元件组合装置

井口装置和采油树、节流压井管汇

A

额定压力大于或者35MPa的井口装置和采油树、节流压井管汇

产品名称

B

其他井口装置和采油树、节流压井管汇

燃气调压装置、减温减压装置

A

额定压力大于1.6MPa的燃气调压装置

产品名称

B

各类减温减压装置

其他组合装置

B

产品名称

防腐蚀压力管道用管子、管件、阀门、法兰（涂敖防腐层、内衬防腐蚀材料、内搪玻璃等）

AX

产品名称规格

低温绝热管、直埋夹套管

AX

产品名称

聚乙烯及聚乙烯复合管材、管件

聚乙烯管材

A1

公称直径大于或者等于450mm的燃气用埋地聚乙烯管材

产品名称

A2

其他燃气用埋地聚乙烯管材

A3

流体输送用埋地聚乙烯管材

聚乙烯管件

A1

（1）燃气用和流体输送用埋地聚乙烯电熔管件;

（2）燃气用和流体输送用埋地聚乙烯热熔管件

A2

燃气用和流体输送用埋地聚乙烯多角焊制管件

带金属骨架的聚乙烯复合管材、管件

A

产品名称规格

许可项目

代表产品的范围

限制范围

品种（产品）

级别

其他非金属及非金属复合压力管道元件（管材、管件、阀门、波纹管膨胀节）

A

材料

阀门铸件

铸铜件

B

各种铸铜阀体

材料

铸铁件

B

各种铸铁阀体

铸钢件

B1

精密铸造的铸钢件

材料

B2

砂型铸造的铸钢件

锻制法兰、锻制管件、阀体锻件的锻敝、坯

A

（1）公称直径大于250mm的耐热钢制各种锻制法兰、管件、阀体锻坯；

（2）公称直径大于250mm的双相不锈钢制各种锻制法兰、管件、阀体锻坯；

（3）公称直径大于250mm且标准抗拉强度大于540MPa的合金钢制各种锻制法兰、管件、阀体锻坯

材料

B

其他锻制法兰、管件、阀体锻坯

压力管道制管专用钢板（钢级L360及以上压力管道制管专用钢板）

AX

材料规格

聚乙烯管材及复合管材、管件原料（聚乙烯混配料）

AX

牌号级别