井口装置和采油树设备规范

井口装置和采油树设备规范篇一：GB T 水下井口装置和采油树设备目录(等同于 ISO )GB/T21412石油天然气工业 水下生产系统的设计与操作分为九个部分: -第 1部分:总要求和建议; -第 2部分:水下和海上用软管系统; -第 3部分:过出油管(TFL)系统; -第 4部分:水下井口装置和采油树设备; -第 5部分:水下控制管缆; -第 6部分:水下生产控制系统; -第 7部分:修井和(或)完井立管系统; -第 8部分:水下生产系统远程作业机器人(ROV)接口; -第 9部分:远程作业工具(ROT)维修系统。 本部分为 GB/T21412的第 4部分,对应于ISO136284:1999石油和天然气工业 水下生产系统的设计与操作 第 4部分:水下井口装置和采油树设备(英文第 1版)。本部分等同翻译 ISO136284:1999,为了便于使用,本部分做了下列编辑性修改: -ISO13628 的本部分改为 GB/T21412的本部分或本部分; -用小数点.代替作为小数点的逗号,; -将 ISO136284:1999中的 ISO10423和ISO10423:1994统一为 ISO10423:1994; -在第 2章引用文件中,用ISO13533、ISO13625、ISO136283 分别代替APISpec16A、APISpec16R、APIRP17C 并增加了标准中文名称; -对表面粗糙度值进行了转换; -表 7(A)中转换了螺栓直径并增加了螺栓孔直径公制尺寸值;表 9(B)和表 10(B)中增加了螺栓孔直径公制尺寸值; -表中增加了螺栓直径和螺距公制尺寸值; -删除了 ISO136284:1999的前言和引言; -增加了本部分的前言。 本部分的附录 E、附录 G 和附录 H 为规范性附录,附录 A、附录 B、附录 C、附录 D、附录 F和附录 I为资料性附录。 本部分由全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会(SAC/TC96)提出并归口。 本部分负责起草单位:宝鸡石油机械有限责任公司。 本部分参加起草单位:中国海洋石油总公司、石油工业井控装置质量监督检验中心。 本部分主要起草人:杨玉刚、范亚民、李清平、张斌。 目录 前言 1 范围 1 2 规范性引用文件 3 3 术语、定义、符号和缩略语 3 术语和定义 3 符号和缩略语 8 4 使用条件和产品规范级别 9 使用条件 9 产品规范级别 PSL 9 5 系统一般要求 10 设计和性能要求 10材料 18 焊接 18 质量控制 19 设备标志 20 贮存和发运 21 6 特定要求-水下采油树总成 21 设计 21 水下采油树总成的试验 28 标志 28 贮存和发运 28 7 特定要求-水下采油树有关的设备和分总成 28 法兰式端部和出口连接 28 ISO 卡箍毂式连接 39 螺纹式连接 39 其他端部连接装置 39 螺柱、螺母和螺栓 39 垫环 44 采油树连接装置和油管悬挂器四通 45 采油树对扣接头和密封接头 48 阀、阀组和驱动器 48 TFLY 形短节和转向器 53 再入四通 54 水下采油树帽 55 采油树帽送入工具 57 采油树导向架 59 采油树送入工具 59 采油树管路 63 出油管线连接装置系统 64 液压中转控制盒送入工具 67 出油管线连接装置支架送入和(或)回收工具和相关的系统接口 67 采油树安装的液压和(或)电气控制接口 68 水下节流阀和驱动器 70 其他设备 79 8 特定要求-水下井口装置 80 总则 80 临时导向基座 81 永久导向基座 81 导管头 83 井口头 85 套管悬挂器 87 环空密封总成 89 孔保护装置和耐磨衬套 90 防腐帽 90 送入、回收和试验工具 919 特定要求-水下油管悬挂器系统 91 总则 91 设计 91 材料 92 试验 93 10 特定要求-常规泥线悬挂设备 93 总则 93 泥线悬挂联顶和(或)提升环 96 套管悬挂器 96 套管悬挂器送入和回接工具 97 弃井封盖 98 回接异径连接装置-水下完井泥线转换设备 98 油管悬挂器四通-水下完井泥线转换设备 98 油管悬挂器系统-水下完井泥线转换设备 98 11 特定范围要求-钻通泥线悬挂设备 98 总则 98 导管头 99 508mm(20in)或 473mm(18in)套管悬挂器 100 井口头 101 套管悬挂器 102 环空密封总成 104 孔保护装置和耐磨衬套 104 弃井封盖 105 送入、回收和试验工具 105 12 采购指南 105 总则 105 典型的井口装置和采油树结构 106 产品规范级别 106 额定材料类别 106 附录 A(资料性附录) 水下常规采油树 107 附录 B(资料性附录) 水下卧式采油树 110 附录 C(资料性附录) 水下井口装置 114 附录 D(资料性附录) 水下油管悬挂器 116 附录 E(规范性附录) 常规泥线悬挂和转换系统 119 附录 F(资料性附录) 钻通泥线悬挂系统 124 附录 G(规范性附录) 推荐的法兰螺栓扭矩 126 附录 H(规范性附录) 水下井口装置送入、回收和试验工具的设计和试验 128 附录 I(资料性附录) 涂层系统应用程序 130 参考文献 132 图 1 采油树上井下化学剂注入阀和水面控制的井下安全阀安装范例 14 图 2 水下井口装置用双通径采油树范例 24 图 3 泥线回接用单通径采油树范例 25 图 4 水下井口装置或钻通泥线井口装置用卧式采油树范例 26 图 5 采油树孔贯穿范例 27图 6 17SS型盲板法兰 36 图 7 17SS型和 17SV 型焊颈法兰的焊端准备 38 图 8 各种张力下的孔压力与弯曲力矩 47 图 9 永久导向基座和导柱尺寸和公差 60 图 10 节流阀常用节流孔结构 71 图 11 水下完井的载荷和反作用(力) 82 图 12 永久导向基座载荷 83 图 13 导管头 84 图 14 井口头 86 图 非 TFL 采油树 108 图 TFL 采油树 109 图 卧式采油树-油管悬挂器在采油树内 111 图 卧式采油树-油管悬挂器在井口装置内 112 图 钻通卧式采油树 113 图 水下井口装置 115 图 同心油管悬挂器 117 图 多孔油管悬挂器 117 图 卧式采油树油管悬挂器 118 图 常规泥线转换和悬挂设备 120 图 泥线悬挂构件轴对称横截面应力分布 121 图 泥线悬挂构件极限应力值 123 图 钻通泥线悬挂系统 125 表 1 材料要求 10 表 2 ISO 内螺纹式端部或出口连接的额定压力值 12 表 3 性能验证试验附加要求 16 表 4 API法兰的额定工作压力和尺寸范围 29 表 5 APISBX 型压力自封垫环 31 表 6 APISRX 型压力自封垫环 33 表 7(A) 额定工作压力(5000psi)的 17SS型法兰的法兰和螺栓基本尺寸 34 表 7(B) 额定工作压力(5000psi)的17SS型法兰的孔和毂尺寸 36 表 8 API抗腐蚀环槽粗加工图 37 表 9(A) 额定工作压力(5000psi)的 17SV 型法兰的孔毂尺寸 40 表 9(B) 额定工作压力(5000psi)的 17SV 型法兰的环和螺栓基本尺寸 41 表 10(A) 额定工作压力(10000psi)的17SV 型法兰的毂尺寸 42 表 10(B) 额定工作压力(10000psi)的 17SV 型法兰的环和螺栓基本尺寸 43 表 11 井口系统-标准尺寸和型式45 表 12 阀和驱动器设计和操作参数 49 表 13 水下阀的标志 53 表 14 水下阀驱动器的标志 53 表 15 水下阀和驱动器总成的标志 53 表 16 FAT-装有液压操作机构的水下节流阀的操作试验(装有液压操作机构的节流阀) 73 表 17 FAT-装有机械操作机构和(或)机械超控装置液压操作机构的水下节流阀的操作 试验-节流阀和手动操作机构节流阀和装有手动超控装置的液压操作机构 73 表 18 液压驱动器 FAT 数据表 76表 19 水下节流阀 FAT 数据表 77 表 20 水下节流阀数据表标志 77 表 21 水下节流阀手动驱动器数据表标志 78 表 22 水下节流阀液压驱动器数据表标志 78 表 23 水下节流阀和驱动器总成的标志 79 表 24 试验压力 87 表 25 套管悬挂器和耐磨衬套的最小垂直孔尺寸 88 表 26 防喷器试验最低额定压力 89 表 27 孔保护装置的最小垂直孔 90 表 28 因压力引起的最大许用应力(仅对泥线设备) 94 表 29 试验压力 102 表 30 套管悬挂器和耐磨衬套的最小垂直孔尺寸 103 表 31 孔保护装置的最小垂直孔 105 表 32 额定材料类别 106 表 推荐的法兰螺栓扭矩 126 篇二：井口装置和采油树现场试压操作规程井口装置和采油树现场试压操作规程 1 现场试压要求 试压介质：冬季试压使用防冻介质，其它时间使用清水，法兰试压使用液压油。 试验压力：按照作业井工程设计中现场试压要求的高压试验值和低压实验值进行。 验收标准：稳压时间应在试验压力达到后，设备和压力表与压力源完全隔绝后，在承压本体完全干燥的情况下才开始计算。稳压期间压降在允许范围内且不得有可见的渗漏、冒汗等现象发生。 试压报告：必须由现场行管和甲方监督签字确认。 安全防护：现场在地面试压必须将被试件置于防护墙内，现场在井口试压必须设置安全警示带，无关人员不得靠近或进入警示区域内。 2 现场试压操作 采油树整体现场试压 安装后在井口试压 转换法兰与 1#主阀分体式采油树 安装到井口后，检查各连接螺栓及附件如压力表截止阀、注脂阀、堵头是否有松动，如有松动进行紧固； 在确定井口无压力的情况下，将主通三个阀门置于全开位置、其它阀门置于半开位置，两翼节流阀出口装盲板法兰或丝扣法兰堵头； 将专用试压堵及操作杆垂直吊起，从清腊阀门上缓慢下入到油管悬挂器内，反旋座封，反旋到位后回旋 1/4圈，人工试提操作杆检查专用试压堵是否连接好； 卸掉旋转手柄，在清腊阀门上部丝扣法兰上安装试压堵头，卸开试压堵头端部排气孔堵头，从试压堵头侧面试压孔处连接压力源管线，启泵注液排气，排气完成后，停泵上紧试压堵头端部排气孔堵头，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 拆压力源管线和试压堵头，安装旋转手柄，正旋解封，人工试提操作杆确认专用试压堵完全旋出后，将专用试压堵及操作杆垂直吊起取出； . 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固。 转换法兰与 1#主阀一体式采油树安装到井口后，检查各连接螺栓及附件如压力表截止阀、注脂阀、堵头是否有松动，如有松动进行紧固； 关闭 1#主阀，其它所有阀门置于半开位置，两翼节流阀出口装盲板法兰或丝扣法兰堵头； 在清腊阀门上部丝扣法兰上安装试压堵头，卸开试压堵头端部排气孔堵头，从试压堵头侧面试压孔处连接压力源管线，启泵注液排气，排气完成后，停泵上紧试压堵头端部排气孔堵头，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 拆压力源管线和试压堵头，安装旋转手柄，正旋解封，人工试提操作杆确认专用试压堵完全旋出后，将专用试压堵及操作杆垂直吊起取出； . 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固。 安装前在地面试压 安装 BX156法兰试压盲板（70MPa 采油树可在油管帽内安装试压堵头） 、两翼节流阀出口装盲板法兰或丝扣法兰堵头、清腊阀门上部清腊阀门丝扣法兰堵头； 检查各连接螺栓及附件如压力表截止阀、注脂阀、堵头是否有松动，如有松动进行紧固； 将所有平板阀、节流阀置于半开位置，从 BX156法兰试压盲板或安装在油管帽内试压堵头上的试压孔处连接压力源管线，启泵重复进行低压-泄压注液排气，排气完成后，启泵进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固。 油管头两翼现场试压 安装到井口后，检查各连接螺栓及附件如压力表截止阀、注脂阀、堵头是否有松动，如有松动进行紧固； 将两翼阀门全部置于全开位置，卸掉两翼出口丝扣法兰堵头； 将 VR试压盲堵及操作杆从一翼丝扣法兰处缓慢送入，正旋上紧座封； 卸掉旋转手柄，在丝扣法兰上安装试压堵头，卸开试压堵头侧面排气孔堵头，从试压堵头端部试压孔处连接压力源管线，启泵注液排气，排气完成后，停泵上紧试压堵 头端部排气孔堵头，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告；拆压力源管线和试压堵头，安装旋转手柄，反旋解封，取出 VR试压盲堵及操作杆； 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固； 重复的操作步骤，对另一翼进行试压。 7套管回接井现场注脂试压 两道橡胶圈密封方式注脂试压 油管头安装到井口，与套管头上法兰连接螺栓已紧固到位； 卸去油管头下部标有“注脂孔”字样的注脂接头螺母及对面标有“观察孔”字样的丝堵； 在注脂枪装满密封脂，排尽注脂管线空气后连接到注脂接头上； 操作注脂枪，注入密封脂，同时观察对面的观察孔，直到观察孔有密封脂溢出时，上紧丝堵； 继续操作注脂枪，注入密封脂，达到油管头下法兰额定工作压力或套管抗外挤强度的 80%的两者低值，保压 5分钟； 重复的操作步骤，对另一个橡胶密封圈进行注脂试压； 从油管头下法兰标有“试压孔”的试压孔接头处连接压力源管线，检查两道密封之间密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 从油管头下法兰标有“试压孔”的另一个试压孔接头处连接压力源管线，检查套管悬挂器密封、垫环、套管副密封的密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固； 一道橡胶圈密封和一道金属密封方式注脂试压 油管头安装到井口，与套管头上法兰连接螺栓已紧固到位； 卸去油管头下部标有“注脂孔”字样的注脂接头螺母及对面标有“观察孔”字样的丝堵； 在注脂枪装满密封脂，排尽注脂管线空气后连接到注脂接头上； 操作注脂枪，注入密封脂，同时观察对面的观察孔，直到观察孔有密封脂溢出时，上紧丝堵；继续操作注脂枪，注入密封脂，达到油管头下法兰额定工作压力或套管抗外挤强度的 80%的两者低值，保压 5分钟； 从油管头下法兰标有“试压孔”的试压孔接头处连接压力源管线，检查两道密封之间密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 从油管头下法兰标有“试压孔”的另一个试压孔接头处连接压力源管线，检查套管悬挂器密封、垫环、套管副密封的密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固。 7套管未回接井现场注脂试压 两道橡胶圈密封方式注脂试压 02 部分套管头或升高短节和油管头组合安装到井口，与底部套管头上法兰连接螺栓已紧固到位； 卸去 02部分套管头或升高短节下部标有“注脂孔”字样的注脂接头螺母及对面标有“观察孔”字样的丝堵； 在注脂枪装满密封脂，排尽注脂管线空气后连接到注脂接头上； 操作注脂枪，注入密封脂，同时观察对面的观察孔，直到观察孔有密封脂溢出时，上紧丝堵； 继续操作注脂枪，注入密封脂，达到 02部分套管头或升高短节下法兰额定工作压力或套管抗外挤强度的 80%的两者低值，保压 5分钟。 重复的操作步骤，对另一个橡胶密封圈进行注脂试压； 从 02部分套管头或升高短节下法兰标有“试压孔”的试压孔接头处连接压力源管线，检查两道密封之间密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 从 02部分套管头或升高短节下法兰标有“试压孔”的另一个试压孔接头处连接压力源管线，检查套管悬挂器密封、垫环、套管副密封的密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告；试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固； 7可通式试压塞注脂试压 02 部分套管头或升高短节和油管头组合安装到井口，与底部套管头上法兰连接螺栓已紧固到位，7可通式试压塞已在基地车间安装注脂试压； 卸去油管头下部标有“注脂孔”字样的注脂接头螺母； 在注脂枪装满密封脂，排尽注脂管线空气后连接到注脂接头上。 ； 操作注脂枪，检查注脂压力，注脂压力 40MPa，保压5分钟； 重复的操作步骤，对另一个橡胶密封圈进行注脂试压； 从油管头下法兰标有“试压孔”的试压孔接头处连接压力源管线，检查两道密封之间密封性能，启泵（高压小排量）进行高压（54MPa）试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 从油管头下法兰标有“试压孔”的另一个试压孔接头处连接压力源管线，检查 7可通式试压塞、垫环的密封性能，启泵（高压小排量）进行高压（54MPa）试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固； 油管头和油管帽连接法兰现场试压 油管悬挂器已安装在油管头内，油管帽和油管头上法兰连接螺栓已紧固到位； 从油管帽上标有“试压孔”的试压孔接头处连接压力源管线，检查油管悬挂器密封、垫环的密封性能，启泵（高压小排量）进行高压试验，高压试验合格后，卸压至零，启泵进行低压试验，低压试验合格后，卸压至零，打印高压、低压试压报告； 试压结束后，检查各连接螺栓是否有松动，如有松动进行紧固； “试压检测部位”规范写法 采油树整体现场试压：采油树各连接法兰密封垫环。油管头两翼现场试压：油管头左翼出口各连接法兰密封垫环；油管头右翼出口各连接法兰密封垫环； 7套管回接井现场注脂试压： 7套管副密封之间的环空；套管悬挂器密封、 篇三：井口装置和采油树型式试验项目、方法及要求附件二 井口装置和采油树型式试验项目、方法及要求 一、概述 井口装置和采油树按不同的用途基本上可分为：采油井口装置，采气井口装置，压裂、酸化井口装置，热采井口装置，其它井口装置。井口装置和采油树主要由闸阀、节流阀、三通、四通、旋塞阀紧急切断阀等压力元件组装而成。 依据 TSG D7002-XX压力管道元件型式试验规则的规定制订本方案，执行标准是： 1） SY/T 5127-XX 井口装置和采油树规范 2） SY/T 5328-1996热采井口装置 二、典型产品及试验项目 必须进行型式试验的井口装置和采油树典型的产品是井口装置和采油树用闸阀、旋塞阀、止回阀、节流阀、紧急切断阀、采油树、采气树、井口装置（油管头、套管头） 、热采井口装置。其型式试验项目见表 1所示。 三、样品(试件)的抽样规则 用于型式试验的井口装置和采油树样品每一检验与试验项目应在相同的样品（试件）上进行（型式试验机构已确认制造单位的检验与试验合格的项目除外） ，在覆盖范围内随机抽取任一相同规格的样品 2件进行型式试验。一般情况下，样品（试件）的抽样基数应不少于 5件。额定压力的组合装置的抽样基数应不少于 3件。