采油(气)井口装置和油(气)井套管头
井口装置
第三章井口装置第一节概述井口装置是油气井最上部控制和调节油气生产的主要设备，包括套管头、油管头和采油(气)树三大部分，是悬挂井下油管柱、套管柱，密封油套管和两层套管之间的环形空间以控制油气井生产，回注(注蒸汽、注气、注水、酸化、压裂、注化学剂等)和安全生产的关键设备。
本章着重介绍采油树、阀门及辅助装置。
下图是井口装置结构：井口装置的作用1）连接井下的各层套管，密封各层套管环形空间，悬挂套管部分重量。
2）悬挂油管及下井工具，承挂井内的油管柱的重量，密封油套环形空间。
3）控制和调节油井生产。
4）保证各项井下作业施工，便于压井作业、起下作业等措施施工和进行测压、清蜡等油井正常生产管理。
5）录取油套压。
一、套管头套管头是在整个井口装置的最下端，是连接套管和各种井油管头的一种部件，用以悬挂技术套管和生产套管并确保密封各层套管间的环形空间，为安装防喷器和油管头等上部井口装置提供过渡连接，并通过套管头本体上的两个侧口，可以进行补挤水泥和注平衡液等作业。
1、型号表示方法套管头尺寸代号(包括连接套管和悬挂套管)是用套管外径的英寸值表示；本体间连接型式代号是用汉语拼音字母表示，F表示法兰连接，Q表示卡箍连接(图9-28)。
双级套管头表示方法见下图。
最大工作压力MPa上部悬挂套管尺寸代号，in中部悬挂套管尺寸代号，in下部悬挂套管尺寸代号，in连接套管尺寸代号，in本体连接型式代号套管头代号三级套管头表示方法2、结构型式分类套管头由本体、套管悬挂器和密封组件组成。
套管头按悬挂套管的层数分为单级套管头、双级套管头和三级套管头。
按本体间的连接形式分为卡箍式和法兰式。
按套管悬挂器的结构型式分为卡瓦式和螺纹式。
技本体的组合型式分为：a单体式：一个本体内装一个套管悬挂器。
单级套管头示意图1—油管头；2—套管头；3—套管悬挂器（卡瓦式）；4—悬挂套管；5—连接套管双级套管头示意图1—上部套管头；2—下部套管头；3—油管头；4—上部套管悬挂器（卡瓦式）；5—上部悬挂套管；6—下部套管悬挂器（卡瓦式）；7—下部悬挂套管；8—连接套管（表层套管）三级套管头示意图1—油管头；2一上部套管头；3—中部套管头；4—下部套骨头；5—上部套臂悬挂器(卡瓦式)；6—上部悬挂套管；7—中部套管悬挂器(卡瓦式)；8—中部悬挂套管；9—下部套管悬挂器(卡瓦式)；10—下部悬挂套管；11—表层套管b组合式：一个本体内装多个套管悬挂器。
井口装置设备介绍
井口装置（1）防喷器〃防喷器类型有：常规型闸板防喷器、手动单闸板电缆防喷器、手动带全封棒单闸板防喷器、手动多功能单闸板防喷器(带全封、半封、自封头)等〃驱动方式：手动、液动〃端部连接：法兰、栽丝〃工作压力：2000PSI、3000PSI、5000PSI〃公称通径：90mm、120mm、179.4mm〃产品生产依据：API 16A及相关规范液动双闸板防喷器手动双闸板防喷器手动带全封棒单闸板防喷器手动单闸板电缆防喷器（2）井口装置及采油树井口装置及采油树设备是油气开采的重要设备，由套管头、油管头、采油（气）树三部分组成，用来连接套管柱、油管柱，并密封各层套管之间及与油管之间的环形空间，并可控制生产井口的压力和调节油（气）井口流量，也可用于酸化压裂、注水、测试等特殊作业。
产品技术规范设计符合API SPEC6A规范的要求额定工作压力：2000-20000PSI额定温度级别：K、L、P、R、S、T、U、V产品材料级别：AA、BB、CC、DD、EE、FF产品规范级别：PSL1-PSL4性能要求级别：PR1、PR2适用介质：石油、天然气、泥浆等（3）套管头套管头、套管四通的套管悬挂器坐孔直座结构，坐挂台肩45度锥面，具有较好的承重能力。
〃根据需要可将套管头设计成整体式结构或分体式结构〃套管头与表层管的连接方式可为：焊接式、螺纹式、卡瓦式〃配用套管悬挂器结构型式：卡瓦式、螺纹式（芯轴式）〃侧出口的连接方苣有：螺纹式、栽丝法兰式、法兰式〃套管头、套管四通的底部设有套管二次密封机构和密封测试口（4）油管头油管头的油管悬挂器挂孔为直座式结构。
坐挂台肩为45度锥面，具有较好的承截能力。
〃侧出口为栽丝法兰式，并设有VR螺纹，以便于换阀作业〃底部法兰设有生产套管的二次密封机构和密封测试口〃油管头及油管头异径接头可进行电缆直接穿越或电缆穿越器整体穿越，并可设控制管线接口〃油管头可根据需要设置背压螺（5）采油树采油树是油（气）井生产作业中控制井口压力和调节油（气）井流量的重要装置〃可根据需要设计成普通型或整体式结构〃可配备气（液）动安全阀〃可为单翼式或双翼结构型式〃根据需要，配用节流阀可选固定式或可调式两种结构（6）注水井口主要技术规范〃额定工作压力：2000-5000PSI〃公称通径：2 9/16"〃额定温度级别：L.U(-46度～+121度)〃产品材料级别：AA～EE〃总体连接方式：法兰、卡箍〃配用阀门类型：平板闸阀、楔式闸阀（7）热采井口该井口装置是稠油开采的必备专用装置，适用于蒸汽吞吐，蒸汽驱作、热水循环开采烷基和环烷混合基原油的作业，也适用于一般采油作业。
《井下作业》第一章完井
技术套管的目的主要是为了处理钻进过程中遇到的复杂情况，如隔绝上部高压油（气、水）
层、漏失层或坍塌层，以保证钻进的顺利进行。下入技术套管的层次应依据钻遇地层的复杂
程度以及钻井队的技术水平来决定。一般为了加速钻进和节省费用，钻进过程中可以通过采
取调整泥浆性能的办法控制复杂层的喷、坍塌和卡钻等，尽可能不下或少下技术套管。下入
油树等，其结构分别如图
和图
所示。
由于采油工艺技术的发展和采油工艺技术措施的需要，目前也应用双管采油与多管采
油，于是出现了相应的采油树结构形式。例如应用双管进行采油时（分层开采），在油层套
管内下入两根油管，下层油管上带 封隔器用来分隔两个油层，对两个油层进行分层采油。
其采油树如图
所示。
3
型采油树 图 油管补油分心嘴流；套悬；挂压器清；力卡蜡表箍闸截；护门止丝；阀；螺；帽；钢四圈压通；；力螺表栓；；单生流产阀闸顶；门丝；形套密管封丝闸；堵门；；
（ 三 ）油 补 距、套 补 距
油补距（又名补心高差）
是钻井转盘上平面到套管四通上法兰面之间的距离。
套补距
是指钻井转盘上平面到套管短节法兰上平面之间的距离。
（四）采油（气）树的选择依据
油井完成后，还要安装好井口装置才算完成全部建井工作。自喷井井口装置主要由
环形铁板、套管短节、法兰盘［上接采油（气）树底法兰］及采油（气）树组成。环
满足如下的基本要求：测示功图、测动液面、取样、观察压力、操作方便、管理容易等。
5
底 法 兰；
钢 圈；
油 管 头；
图 闸阀； 上法兰；
采气树 法兰接头； 针阀；
四 通；
截止阀；
压力表缓冲器
图
抽油井口密封盒结构
井控-井口套管头装置⑥
将斜面顶部和底部 磨光
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c）此套管头如果是快装式，需在套管外围均匀涂上润滑脂，检查套管 头下部套管腔内的“BT”密封、卡瓦总成、压盘以及螺栓是否良好。如 果是焊接式，需检查腔内的试压槽是否完好。 d）用吊装工具将套管头水平吊起，缓慢地坐入20″套管上，并根据现 场的要求调整套管头的方向（注意：在安装过程中一定要保持其水平， 要求最大倾斜度不要超过 2度。套管头到位后一定要确认水平！）；如 果是焊接式，则需在套管头内外进行焊接（按焊接工艺及要求进行）。 如图所示；
常规井口
211/4″2000psi( 2M）插入焊接 式套管头 厂家：VG
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试 压
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安 装 防 磨 套
套管扣拧紧扭矩:
13-3/8”套管——12000英尺-磅/1627公斤-米 9-5/8” 套管——9050英尺-磅/1227公斤-米
7” 套管——6000英尺-磅/814公斤-米
套管耐压强度（钢级：N-80）
7”——6800psi 9-5/8”——6300psi 13-3/8”——4600psi 20”——1600psi
13-3/8″ 7″
11″×7-1/16″油管头四通
9-5/8″
13-5/8″×11″套管头四通
2000PSI×5000PSI 2000PSI
21-1/4″×13-5/8″套管头四通
井口装置及采油树
【井口装置及采油树】井口装置及采油树设备是油气开采的重要设备，由套管头、油管头、采油（气）树三部分组成，用来连接套管柱、油管柱，并密封各层套管之间及与油管之间的环形空间，并可控制生产井口的压力和调节油（气）井口流量，也可用于酸化压裂、注水、测试等特殊作业。
产品技术规范设计符合API SPEC6A规范的要求额定工作压力：2000-20000PSI额定温度级别：K、L、P、R、S、T、U、V产品材料级别：AA、BB、CC、DD、EE、FF产品规范级别：PSL1-PSL4性能要求级别：PR1、PR2适用介质：石油、天然气、泥浆等【井口装置及采油树】-->【套管头】套管头、套管四通的套管悬挂器坐孔直座结构，坐挂台肩45度锥面，具有较好的承重能力。
·根据需要可将套管头设计成整体式结构或分体式结构·套管头与表层管的连接方式可为：焊接式、螺纹式、卡瓦式·配用套管悬挂器结构型式：卡瓦式、螺纹式（芯轴式）·侧出口的连接方苣有：螺纹式、栽丝法兰式、法兰式·套管头、套管四通的底部设有套管二次密封机构和密封测试口底部卡瓦式联接底部螺纹式联接底部焊接联接【井口装置及采油树】-->【油管头】油管头的油管悬挂器挂孔为直座式结构。
坐挂台肩为45度锥面，具有较好的承截能力。
·侧出口为栽丝法兰式，并设有VR螺纹，以便于换阀作业·底部法兰设有生产套管的二次密封机构和密封测试口·油管头及油管头异径接头可进行电缆直接穿越或电缆穿越器整体穿越，并可设控制管线接口·油管头可根据需要设置背压螺纹带电缆穿越和控制管线的普通型油管头油管头【井口装置及采油树】-->【采油树】采油树是油（气）井生产作业中控制井口压力和调节油（气）井流量的重要装置·可根据需要设计成普通型或整体式结构·可配备气（液）动安全阀·可为单翼式或双翼结构型式·根据需要，配用节流阀可选固定式或可调式两种结构整体式采油树分体式采油树【井口装置及采油树】-->【注水井口】主要技术规范·额定工作压力：2000-5000PSI·公称通径：2 9/16"·额定温度级别：L.U(-46度～+121度)·产品材料级别：AA～EE·总体连接方式：法兰、卡箍·配用阀门类型：平板闸阀、楔式闸阀【井口装置及采油树】-->【热采井口】该井口装置是稠油开采的必备专用装置，适用于蒸汽吞吐，蒸汽驱作、热水循环开采烷基和环烷混合基原油的作业，也适用于一般采油作业。
井下作业工：油、气、水井的一般知识学习资料四
井下作业工：油、气、水井的一般知识学习资料四1、判断题在油田开发过程中，为了检查油层开采效果而钻的井称为检查井。
正确答案：对2、单选硫化氢的主要来源不包括（）。
A、原始有机质转化为石油和天然气的过程中。
（江南博哥）B、自然界大气中。
C、在炼油化工过程中，原料中或产品中以反应产物的形式存在。
D、水池管道中长期注入含氧水，在注入过程中由于硫酸盐还原菌的作用。
正确答案：B3、单选修井液分为（）。
A、水基液、油机液B、水基液、油机液、泡沫C、水基液、泡沫D、水基液、无固相盐水液、泡沫正确答案：B4、单选热油和水套炉联合加热保温流程比较经典的形式有（）。
A、为单井加热、混输进站、站内分别计量、热油循环洗井、清蜡井口流程B、为单井加热、混输进站、站内分别计量、生产闸门、清蜡井口流程C、为单井加热、站内分别计量、热油循环洗井、清蜡井口流程D、为单井加热、混输进站、热油循环洗井、清蜡井口流程正确答案：A5、判断题为了引导和控制油，气流的流动方向和流量的大小，在井口必须安装井口装置。
正确答案：对6、判断题硫化氢在空气中的浓度为10ppm时有明显令人讨厌的气味但眼睛不会受到伤害。
正确答案：错参考解析：硫化氢在空气中的浓度为10ppm时有明显令人讨厌的气味，眼睛可能受到伤害。
7、判断题影响修井液选择的因素有物理因素、地层因素、其他因素。
正确答案：对8、判断题井眼直径的大小叫井距。
正确答案：错参考解析：井眼直径的大小叫井径。
9、单选完井井口装置不包括（）。
A、套管头B、采油（气）树C、油管短节D、油管头正确答案：C10、单选水基液分为（）。
A、水基液、油机液、改性修井液B、改性修井液、无固相盐水液C、水基液、泡沫、改性修井液D、改性修井液、无固相盐水液、泡沫正确答案：B11、单选硫化氢在空气中的浓度为300ppm时吸入人体人体会有（）。
A、明显的结膜炎和呼吸道刺激B、短期暴露会不省人事，如不迅速处理就会停止呼吸C、头晕，一会就好了D、使眼睛产生刺痛，严重时导致失明正确答案：A12、问答题井口装置包括哪三部分？正确答案：（1）套管头；（2）油管头；（3）采油（气）树。
关于井口装置，你必须知道这些…
关于井口装置，你必须知道这些…概述井口装置是指采油树、油管头、套管头及相关配件，是用于悬挂、支撑、控制、调节等的采油设备。
作为油气生产的重要设备，其性能的优劣关系到油气井能否安全、高效地生产。
==套管头专题==套管头是套管和井口装置之间的重要连接件。
它的下端通过螺纹与表层套管相连，上端通过法兰或卡箍与井口装置或防喷器相连。
△常用的套管头套管头的特点•套管连接既可采用螺纹连接，也可采用卡瓦连接，悬挂套管既快速又方便；•套管挂采用刚性与橡胶复合密封结构，还可采用金属密封，増强了产品的密封性能；•设计有防磨套及试压取出工具，方便防磨套的取出和对套管头进行试压；•上法兰设计有试压、二次注脂装置；•套管头侧翼阀门配置，根据用户需求设计；套管头的作用套管头安装在表层套管柱上端，用来悬挂表层套管以外的各层套管和密封套管环形空间的井口装置部件，主要作用有以下几点1、通过悬挂器悬挂除表层套管之外的各层套管的部分或全部重量；2、连接防喷器等井口装置；3、在内外层套管柱之间形成压力密封；4、为释放可能积聚在两成套管柱之间的压力提供出口；5、在紧急情况下，可由套管头侧孔向井内泵入流体，如压井液或灭火剂；6、特殊作业：a.固井质量不好可众侧孔补注水泥，b.酸化压裂时，可从侧孔注入压力平衡液。
△各层套管头结构补充 | 知识为了好记忆，将套管头的作用和用途归纳为四句话：•悬挂各层套管重量；•支撑套管头以上防喷器；•为各层套管之间提供密封；•为特殊作业提供通道；套管头的分类1. 按悬挂套管层数按悬挂套管层数可分为：单级套管头、双级套管头、三级套管头；其中单级套管头一般用在低压浅层地层生产井当中；双级套管头适用于大多数地层压力较为明确的区域，使用量较多；三级套管头一般用在高压深井或勘探井中；△单级套管头△双级套管头△三级套管头2. 按套管悬挂器的结构型式按套管悬挂器的结构型式可分为卡瓦式套管头、芯轴式(螺纹式)套管头、整体式(焊接式)套管头；△卡瓦式套管头△芯轴式套管头△整体式(焊接式)套管头3. 按本体间连接方式按本体间连接方式分为法兰式套管头、卡箍式套管头、独立螺纹式(悬挂套管柱上端和油管头本体下端用螺纹连接的套管头)；4. 按本体的结构型式按本体的结构型式分单体式套管头(一个本体内装一个悬挂器)、组合式套管头(一个本体内装多个悬挂器)；套管头的型号表示法套管头的结构及密封1. 套管头的结构套管头由四通、套管悬挂器、顶丝总成、法兰式平行闸阀、连接件、压力显示机构等组成；2. 橡胶密封工作原理套管头密封由套管头本体、BT形橡胶密封圈、套管悬挂器、燕尾形橡胶密封圈、顶丝V形密封圈、密封垫环构成，套管悬挂器座挂在套管头本体台阶上，由于套管的悬重，金属与金属的接触就产生刚性被动密封，套管悬挂器与套管的密封为螺纹密封。
第三章井口装置
4、法兰、钢圈
法兰是带有螺栓孔的凸缘并用于连接承压设备的 密封结构的端部连接。符合APl 规范的法兰即为 API 法兰。
盲法兰没有中心通孔，用于完全封闭法兰端面 或出口连接。盲法兰与所要封闭的出口法兰应具 有相同的压力等级并可配相同的密封元件。
按连接方式不同，法兰可分为螺纹式法兰和焊 颈式法兰。螺纹式法兰的一侧为密封面，另—侧 为内螺纹。焊颈式法兰的一侧为密封面，另一侧 为焊接坡口。
⑷表层套管用法兰与套管头下法兰连接，油层套管用丝扣与套管头内丝扣连接。
15—生产阀门
二、抽油井采油树及油管头
1—密封盒； 2—胶皮阀门； 3—生产阀门； 4—油压表； 5—套管阀门； 6—套压表； 7—三通； 8—油管头上法兰； 9—油管头； l0—温度计
1）光杆密封器
光杆密封器 1—主体；2—密封胶皮；3—芯子；4—丝杆；5—密封盒； 6、11—密封胶皮；7、12—压盖；8、13一密封胶皮压帽； 9—紫铜垫圈；10—导向螺钉
5—总阀门；6—测试阀门；7—回水阀门；8—套压表；9—注水压力表
层套管
第三章 井口装置
双
1— 上部套管头；
级
2—下部套管头；
套
3—油管头；
管 头
4—上部套管悬挂 器（卡瓦式）； 5—上部悬挂套管；
示
6—下部套管悬挂
意
器（卡瓦式）；
图
7—下部悬挂套管； 8—连接套管（表
层套管）
2.油管头
⑴位置：油管头装在套管头的上面，它包括
油管悬挂器和套管四通。
⑵.油管悬挂器的作用是悬挂井内油管
其他类型油管头
⑷顶丝法兰盘装在套管四通上，油管挂坐在顶丝法兰的
座上，并起到挤压盘根密封油、套环形空间的作用，同时 起到卡住油管，防止井内压力太高时将油管柱顶出的作用。
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采油（气）井口装置和油（气）井套管头Production oil/gas wellhead and oil/gas well casinghead equipment总则意本阀门有限公司发布目次前言 (1)1 范围 (2)2 引用标准 (2)3 定义 (2)4 分类与命名 (4)5 技术要求 (4)6 试验方法 (11)7 检验规则 (11)8 标志、使用说明书 (11)9 涂漆、包装、贮存 (12)附录A 标志 (13)前言本标准等效采用API 6A第十九版《井口装置和采油树设备规范》。
本标准的定义、分类与命名、材料、质量要求和试验方法与API 6A一致。
但产品规范级别仅采用到PSL1-PSL3。
本标准采用的部分相关标准，为国内标准，替代API 6A中规定的国外标准。
这些国内标准与相应的国外标准要求基本相同，且便于使用，不影响与API 6A的一致性。
本标准的分类与命名，按GB/T22513-2008《石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》的规定，只是压力级别稍有变化。
本标准由工程部提出并归口。
本标准由质量管理部起草。
本标准主要起草人：钱金成。
本标准由总经理林工博批准。
采油（气）井口装置和油（气）井套管头1 范围本标准规定了采油（气）井口装置和油（气）井套管头的性能、材料、试验与检验、标志、包装与贮存方面的要求。
本标准适用于我公司生产的下列产品：采油井口装置采气井口装置油井套管头气井套管头平行闸阀和楔形闸阀可调式节流阀和固定式节流阀上述产品单独订货的部件和零件本标准也适用于上述产品的外购配套部件和零件。
2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
在标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB 150-1998 钢制压力容器GB 222 钢的化学分析用试样取样法及成品化学成分允许偏差GB 223.1-223.6 钢铁中碳、硫、磷、锰、硅、硼的测定GB 2828 逐批检查计数抽样程序及抽样表（适用于连续批的检查）SY/T 5127-2002 井口装置和采油树规范SY 5308 石油钻采机械产品用涂漆通用技术条件SY 5309 石油采机械产品用包装通用技术条件JB 3964 压力容器焊接工艺评定Q/74694520-3.10-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头材料规范Q/74694520-3.11-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头热处理规范Q/74694520-3.12-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头性能试验规范Q/74694520-3.13-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头力学性能试验方法Q/74694520-3.14-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头表面探伤方法Q/74694520-3.15-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头超声波探伤方法Q/74694520-3.16-2010 石油机械产品机械加工通用检验规范Q/74694520-3.17-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头质量跟踪管理办法Q/74694520-3.18-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头物资采购质量控制办法Q/74694520-3.19-2010 采油（气）井口装置和油（气）井套管头质量记录基本规定3 定义本标准采用API 6A第十九版的定义。
3.1 验收准则acceptance criteria对材料、产品或服务性能确定的限制条件。
3.2 本体bodyAPI spec 6A设备的端部连接之间承受井内压力的任何带有或不带有内部零件部分。
3.3 螺纹（心轴）式套管悬持器casing hangers,threaded(mandrel)在套管头内用套管上的外螺纹或内螺纹连接心轴以悬挂管柱的机构。
3.4 套管县挂器（卡瓦）casing hangers,(slips)在套管头内用楔形器件夹持套管，以悬挂套管柱的装置。
3.5 套管头壳体casing head housing连接表层套管的最上端，用于悬挂和密封套管柱的装置。
3.6 套管头四通casing head spool连接在套管头上，用于悬挂和密封其它套管柱的装置。
3.7 节流阀chock限制和调节流体流量的阀3.8 采油树Christmas tree装于油管头最上部法兰上的阀门和附件的组合装置，用于控制井的产量。
3.9 转换四通crossover在底部法兰面上或常规连接面上采用限面密封件的法兰式或其它连接的设备，并有适当的装置以悬挂和密封内层套管和油管柱的环形空间。
转换四通顶部连接的压力额定值高于其底部连接。
3.10 炉（铸造批）heat (cast lot)同一炉最终熔炼出的材料。
3.11 热处理批heat treat lot在一个热处理周期中，同一批装载和运输的材料。
3.12 保压时间hold period产品从开始承受压力到与压力源隔断的时间周期。
3.13 承压件pressure-containing parts当丧失预期功能时会导致其封存的流体向大气泄漏的那些零件，如阀体、阀盖和阀杆。
3.14 控压件pressure-controlling parts控制或调节承压充体流动的那些零件，如阀通孔的密封机构、节流阀附件和悬挂器。
3.15 承压完整性pressure integrity产品保持承受压力的结构和阻止泄露的能力。
3.16 连续性代码serialization为保持设备的各个部件和（或）零件记录的统一代码。
3.17 工作批跟踪能力traceability,job lot对成批生产零件从所属炉号开始鉴别其来源的能力。
3.18 螺纹（心轴）式油管悬挂器tubing hanger,threaded (mandrel)油管头内的部件，用外螺纹或内螺纹连接油管，以支撑油管柱。
3.19 油管头四通tubing head spool连接最上层的套管头或最小管柱，悬挂油管和密封油管之间的环形空间设备部件。
3.20 阀孔密封机构valve bore sealing mechanism切断流经阀孔液流的那些内部零件，如闸板、球、旋塞、阀杆架、阀瓣和其相应的阀座。
3.21 全孔径阀valve,full-bore关闭机构上（如闸板）和阀体有相同尺寸通孔的阀。
3.22 目视检查visual examination对零件和设备在材料和加工质量上可看到的缺陷进行的检查。
3.23 立体无损检测volumetric nondestructive examination用射线或超声波检测方法检测材料的内部缺陷。
3.24 井口装置wellhead井口表层套管的最上部和油管头异径接之间的全部永久性设备。
3.25 润湿表面wetted surface由于设计或内密封泄漏，与载压井内流体接触的任何表面。
4 分类与命名本标准所采用的分类与命名方法，应符合SY/T 5127-2002的规定。
其中压力级别与API 6A不一致。
为适应国内市场的习惯，暂时保留行业标准划定的级别。
5 技术要求5.1 设计要求5.1.1 工作条件5.1.1.1 压力额定值设计应按下列最高额定工作压力进行：21MPa（2000Psi） 35MPa（5000Psi） 70MPa（10000Psi） 105MPa（15000Psi）5.1.1.2 温度额定值设计应以在表1所示的一种或多种温度等级的最低和最高温度定值中能使用。
最低温度是设备可承受的最低温度环境，最高温度是设备可直接接触到的流体最高温度。
5.1.1.3 材料要求设计所选用的材料，应满足表2的规定。
表1 温度额定值5.1.2 设计方法5.1.2.1 对承压本体应按下列的一种或多种方法设计：a)按许用应力的设计计算；b)按变形能理论的设计计算；c)试验应力分析（可作为一种替代方法）5.1.2.2 作为上述分析方法的替代，承压本体应采用提高压力的静水压试验。
行业标准规定采用爆破试验来校核设计结果。
对额定工作压力≤35MPa的承压本体，其爆破压力应不小于5倍额定工作压力；对额定工作压力≥70MPa的承压本体，其爆破压力不小于4倍额定工作压力。
5.1.2.3 其它零件的设计应满足5.1.1的工作条件，并按SY/T 5127-2002的规定确定设计结构和尺寸。
5.1.3 设计文件设计文件的种类应符合《技术文件管理办法》的规定。
所有设计文件的编排应清晰、明了、可复查可检索。
设计文件应至少保存5年。
5.1.4 设计审查设计文件应通过设计人员以外的合格人员审核与审定。
5.1.5 设计验证工厂应记录其试验程序和设计的性能验证结果。
5.2 材料要求5.2.1 书面规范所有金属和非金属承压件和控压件均应有书面材料规范。
书面材料规范按PSL1-PSL3分别确定要求项目和验收准则。
具体要求按Q/74694520-3.10 和Q/74694520-3.13执行。
5.2.2 本体、盖和法兰的材料5.2.2.1 拉伸性能要求应满足表3和表4所相应性能要求。
5.2.2.2 冲击韧性要求应符合表5的规定。
PSL1-PSL3可采用夏比V型缺口小尺寸试样，其冲击性能要求应等于10mm×10mm 试样冲击性能乘以表6的相应调整系数。
5.2.2.3 化学成份材料成份应按厂规定材料的国家标准以炉次为基础确定。
碳钢、低合金钢和马氏体不锈钢的元素限制（重量百分比）见表7和表8.PSL3的材料成份允许偏差范围见表9。
表6 小尺寸冲击试验试样（PSL1-PSL3）修正系数5.2.3 油管和套管悬挂器本体、顶丝、阀杆、阀板、阀座的材料上述零件的材料应符合表2的规定，并按先用材料的国家标准以炉次为基础确定。
5.2.4 金属密封垫环的材料金属密封垫环材料的硬度应符合表10的规定。
表10 金属密封垫环材料硬度要求5.2.5 螺栓和螺母的材料螺栓和螺母材料的力学性能应符合表15的规定。
5.2.6 非金属密封材料非金属密封材料应能承受本体所能承受的额定工作压力、工作温度和工作环境。
5.3 焊接要求5.3.1 承压本体、盖和法兰不采用焊接件。
5.3.2 本体、盖和法兰的补焊对铸造缺陷和加工中产生的局部缺陷允许补焊。
补焊工艺应按照JB 3964的规定进行评定。
焊工资格应按照GB 150的规定进行考核。
只有取得合格资格证书的人员才能进行补焊作业。
5.3.3 表面堆焊表面堆焊包括本体出口端、盖和法兰的密封环槽堆焊，以及阀板和阀座密封平面的堆焊。
工厂应制订书面的堆焊工艺和验收准则，并进行硬度检验，PSL2-PSL3还应对堆焊层作渗透检验。
5.4 质量控制要求5.4.1 本体、盖和法兰本体、盖和法兰的质量要求应符合表11规定。