A. 一般套管比管道大几号依据是什么
套管比管道要大两个型号，依据是《建筑给水排水及采暖工程施工质量标准》。
套管是一种将带电导体引入电气设备或穿过墙壁的一种绝缘装置。前者称为电器套管，后者称为穿墙套管。套管通常用在建筑地下室，是用来保护管道或者方便管道安装的铁圈。套管的分类有刚性套管、柔性防水套管、钢管套管及铁皮套管等。
套管结构一般由导体（导杆）、绝缘体和金属法兰三个部分组成。导体沿圆柱形绝缘体的轴线穿过，金属环形法兰则安装在绝缘体外并用以接地。
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穿墙套管的选择：
1、种类和型式选择
根据装设地点可选屋内型和屋外型，根据用途可选择带导体的穿墙套管和不带导体的母
线型穿墙套管。屋内配电装置一般选用铝导体穿墙套管。
2、额定电压选择
按穿墙套管的额定电压砜不得低于其所在电网额定电压的条件来选择。当有冰雪时，3～20kV屋外穿墙套管应选用高一级电压的产品。对3～6kV，也可采用提高两级电压的产品。
3、额定电流选择
带导体的穿墙套管，其额定电流不得小于所在回路最大持续工作电流。母线型穿墙套管本身不带导体，没有额定电流选择问题，但应校核窗口允许穿过的母线尺寸。
B. 钻具结构
科学超深井取心钻具应用在高温、高压及地应力强烈释放的地层条件下，由孔底动力冲击回转驱动，应具备以下条件：
1）有足够的强度、刚度、稳定性，以确保恶劣工况下的安全性；
2）可靠的单动性能在超深井高温、高压、高密度钻井液环境中不失效，保障岩心采取率和原状性；
3）合理的钻头内、外径与内、外管间隙配合，以实现同等钻孔直径下，钻头切削面积最小化。
石油天然气钻井只进行点取心，且所采用的取心结构碎岩面积大，不利于长井段高效连续取心作业。KT型取心钻具有CCSD-1井4638m取心的成功经验，又经SK-1井（主孔）强塑性泥岩、弱胶结砂岩及致密泥页岩等多变地层，和WFSD-2、WFSD-3孔极破碎地层的实践与提高，已具备在超深孔高温、高围压、地应力释放强烈的条件下和深孔多变复杂地层进行取心钻进的功能。
图2.1 KZ型单动双管钻具结构
选用图2.1所示KT型单动双管钻具结构为13000m科学超深井提钻取心钻具，其结构特点是：
1）单动机构由上、下两盘高强度推力球轴承、轴承腔及心轴组成。轴承腔为外总成的一部分，为高强度大轴承提供了空间；无密封橡胶件的全泵量开式强制润滑、轴承腔内部微循环清垢设计，使得钻具不受高温、高压及高密度钻井液的影响。
2）悬挂机构与单动机构连为一整体，内总成通过丝扣与心轴连接悬挂，采用高强度背帽和弹性垫圈防松，同时，实现了心轴与内管接头螺纹调节钻头内台阶与卡簧座的间隙。
3）心轴通孔中的台阶与钢球组成自动泄压单向阀，正常取心钻进时，钻井液通过心轴侧流通道及轴承腔水眼流向内、外管环状间隙，随着岩心的不断进入，内管压力升高阻碍岩心入管时，即顶开单向阀钢球自动泄压平衡管内、外压力。
2.1.1 规格设计与管材选型
2.1.1.1 取心钻进技术方案
13000m科学超深井拟定两种套管程序和钻进施工程序：一是采用超前孔裸眼钻进方法施工，二是采用等井径钻井方法。两种程序均采用Φ250mm（≯7500m井段）、Φ215.9mm（＞7500m井段）两种规格钻头进行点取心作业。
我国通过中国大陆科学钻探工程CCSD-1井、松辽盆地大陆科学钻探计划SK-1井（主井）、汶川地震断裂带科学钻探（WFSD）工程等三大工程，形成了科学探井取心钻进口径Φ150～156mm、岩心直径Φ95mm的技术参数。这不仅因为该直径的钻孔可取Φ95mm的岩心，可满足地学研究对岩心的要求，还因这一口径与石油钻井的Φ152mm井眼直径相近，可以直接套用石油钻井上成熟的井口与井下工具，同时也具有较好的技术经济性。近年来，高效、低成本、环保的小井眼、微小井眼钻井技术迅速发展，已成为石油天然气钻井工程的重要发展方向，我国塔深一井采用Φ149mm口径在8408m取心成功，充分证明Φ150～156mm口径可用于超深孔取心钻进。因此，可将Φ150～156mm口径取心钻具作为备选方案，用于难钻进的长井段连续取心作业，可节约取心钻进的时间、经济成本。
超前孔裸眼钻进方法在9500～11500m井段、等井径钻进方法在7500～11500m井段，设计全面钻进钻头直径均为Φ269.9mm。超深井段针对高硬度的结晶岩地层进行碎岩方式设计，即使是全面钻进和扩孔钻进，首选也采用了涡轮马达驱动孕镶金刚石，因此，还可以将Φ269.9mm口径取心钻具作为该井段备选方案，供比较选择。13000m科学超深井取心技术方案设计见表2.1和表2.2。
表2.1 取心钻进技术方案（超前孔裸眼钻进方法）
表2.2 取心钻进技术方案（等井径钻进方法）
2.1.1.2 规格设计与管材选型
设计4种规格取心钻具（表2.3）。除KT140钻具内管使用地质管材外，其他钻具内、外管都选用API标准石油套管。
表2.3 取心钻具规格设计
2.1.2 钻具组合
2.1.2.1 超前孔裸眼钻进方法
（1）0～7500m（一开～四开）
首选：250mm取心钻头+178mm液动锤+172mm螺杆马达（172mm涡轮马达）+248mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
备选1、2：152mm取心钻头+127mm液动锤+120mm螺杆马达（127mm涡轮马达）+151mm扶正器+121mm钻铤+89mm钻杆+127mm钻杆。
（2）7500～9500m（五开）
首选：216mm取心钻头+172mm涡轮马达+214mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
备选1、2：152mm取心钻头+127mm液动锤+127mm涡轮马达+151mm扶正器+121mm钻铤+89mm钻杆+127mm钻杆。
（3）9500～11500m（六开）
首选：216mm取心钻头+172mm涡轮马达+214mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
备选1：152mm取心钻头+127mm液动锤+127mm涡轮马达+151mm扶正器+121mm钻铤+89mm钻杆+127mm钻杆。
备选2：270mm取心钻头+195mm涡轮马达+267mm扶正器+203mm钻铤+178mm钻铤+127mm钻杆。
（4）11500～13000m（七开）
216mm取心钻头+172mm涡轮马达+214mm扶正器+178mm钻铤+127mm钻杆。
2.1.2.2 等井径钻进方法
除五开备选方案2，其余同超前裸眼钻进方法取心钻具组合。
7500～9500m（五开）备选2：270mm取心钻头+195mm涡轮马达+267mm扶正器+203mm钻铤+178mm钻铤+127mm钻杆。
2.1.3 外总成螺纹设计
2.1.3.1 牙型选择
科学超深井取心钻具处在井内钻柱的最下端，由螺杆（或涡轮）马达（+液动锤）高速回转（冲击）钻进，是整个钻柱最薄弱的环节。外总成螺纹设计受到钻具结构的限制，其外管螺纹是粗径钻具最为薄弱的地方，因此，外管螺纹强度决定了取心钻具的强度，并限制着整个取心钻进时的钻进参数。
KT140在CCSD-1井中就采用了不带锥度的大螺距高强偏梯形螺纹，取得了很好的效果，并在其后的SK-1井（主井）、WFSD工程中应用。其特点是：采用了8mm螺距、2mm牙高和5°牙型斜角，在保持螺纹高强度的同时兼顾螺纹密封性；外端面采用15°密封角，进一步加强螺纹密封性能。近年来，随着石油天然气钻井取心深度的和增加，也在改进取心钻具外总成螺纹，如新研制的川7-5型取心钻具，就将其外总成螺纹也由传统的三角螺纹改为偏梯形螺纹。因此，科学超深井外管可选用图2.2所示的偏梯形螺纹牙型。
图2.2 高强螺纹结构示意图
2.1.3.2 抗扭测试
为验证所选牙型的抗扭强度，对螺距6mm、牙高1.2mm的同样扣型，在无锡钻通工程机械有限公司进行了抗扭测试。螺纹设计上扣扭矩8～10kN·m、最大安全扭矩12kN·m。在该公司的扭矩测试台上，螺纹预上扭矩4.6kN·m后开始逐级加载，加到12.7kN·m时公母螺纹无位移、无异样，13.3kN·m时发生轻微线位移（周向6mm，试件外径Φ140mm）但无损伤，加载至15kN·m发生周向线位移12mm仍无损伤如图2.3（a），自16kN·m加至17kN·m时扣端挤损，发生大幅度位移，如图2.3（b）所示。试件坯料选用的40Cr材质，调质到HRC30～32，如钻具正规设计选用石油套管Q125、P110钢级，接头端面抗挤压能力会进一步提高，螺纹的抗扭强度还会增加。而且，所设计的四种钻具将分别采用8mm和12mm螺距、2mm和3mm牙高，因此，所选螺纹牙型完全满足钻具的抗扭要求。
图2.3 测试实验
2.1.3.3 螺纹副加强优化
KT140钻具螺纹虽已应用至5000多米深的钻井，但未经超深井考验。从钻具结构分析及应用情况来看，外管与轴承腔的连接螺纹最易出现胀扣、粘扣、不易卸扣和根部断扣等现象。对超深部取心钻具外管上端与轴承腔、轴承腔与上接头连接螺纹副做如下加强改进（图2.4）：外管上端墩粗形成内加厚端；螺纹根部设计应力槽；螺纹采用1∶5～1∶10的锥度；KT194、KT219、KT245钻具螺距为12mm、牙高3mm。该螺纹副增强了外管内螺纹强度，加强了高温、高压环境中的密封性，根部应力集中情况大幅度减轻。
图2.4 加强螺纹副示意图
钻头、扩孔器都处于钻柱最底端，工作状态相对稳定，扭矩、弯矩不易在此集中，且外管下端因结构限制不能采用内加厚形式，因此，钻头与扩孔器、扩孔器与外管下端螺纹副仍采用不带锥度、不加厚螺纹，设置根部应力槽。
2.1.4 中、长钻程钻具及其扶正设计
2.1.4.1 方案设计
提下钻速度、机械钻速及回次长度三因素决定科学超深井取心钻进总效率。提下钻速度在选定施工设备时即已确定；地层的可钻性级别很大程度上制约着机械钻速的提高，通过改进钻头切削方式和结构、使用合适的驱动方式和钻进参数，可在一定范围内提高机械钻速；而提高回次进尺是可以成倍增加超深井孔取心钻进效率的技术手段，且随着孔深增加，这一优势将随之增大。
我国CCSD-1井已研制并成功使用9m取心钻具，这一长度配合自主研发的螺杆钻+液动锤二合一孔底动力驱动金刚石硬岩取心技术，在结晶岩地层成功钻达5180m。为进一步提高5000m以深取心钻进效率，拟使用岩心管对接方式提高回次长度，实现中、长钻程取心钻进，方案如下：
设计图2.5所示可内、外扶正的中间扶正器，连接上、下两根外管；上、下内管采用带卡簧的连接卡簧座连接；中间扶正器与连接卡簧座错位（如图2.6配合关系，中间扶正器在上），便于孔口操作。
图2.5 中间扶正器
图2.6 内、外扶正配合关系
2.1.4.2 组装、入井
采用对接的中、长钻程钻具将达到2～3个单根长度，不能采用地表一次性安装的作业方法，需分段在地表、孔口组装，装配、入孔顺序如下：
第一步：地表组装单动总成，并与上外管和上内管连接，组成钻具的上总成；将中间扶正器及下扩孔器、钻头与下外管连接，组成下外总成；连接卡簧座、卡簧座与下内管连接，组成下内总成。
第二步：将上总成提至孔口，在小鼠洞内将上内管与下内总成连接；再连接上外管和下外总成，完成整个取心钻具的组装并下井。
2.1.4.3 接单根
在进行中、长钻程取心过程中，要进行接单根作业。一种方式是上提钻具割断岩心，完成接单根后顶松卡簧继续取心钻进。第二种方式是钻头不离开井底，借助滑动接头或顶驱实现连续取心钻进。石油钻井采用中、长钻程取心钻具取心，多借助滑动接头来完成接单根操作。取心钻进时，靠六方滑动管和六方滑动套传递扭矩和钻压，接单根时提起六方滑动套（六方滑动管可在六方滑动套内上下滑动），保证取心钻头不离开井底。
20世纪80年代，顶部驱动钻井装置研制成功，随着技术的日益成熟，在石油天然气钻井中迅速推广。顶驱技术改变了传统的方钻杆传递扭矩和接单根方式，中、长钻程取心钻进可借助顶驱一次不中断钻进1根立柱。