井口装置设计计算书

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. 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。

C. 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。

D. （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。

(4)井口装置设计计算书扩展阅读：

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。

E. 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

F. 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。

G. 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

H. API6A是什么标准，专门针对阀门

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然气工业的井口装置和采油树设备以下方面的要求并给出推荐方法: 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。

I. 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。