井口装置和采油树设备规范
API 6A -2010(中文版,包括勘误7增补3) 井口装置和采油树设备规范20版 61
终热处T。
图 3—等效圆（ER）模型
48 圆
六边形
API Spec 6A 正方形
长方形或板
简单空心形状
a） 长度为 L 的简单几何结构等效圆（ER）截面/形状
--`,```,`,``,,,,,```,`,`,`,`,,`,-`-`,,`,,`,`,,`---
b） 复杂形状井口装置部件的常规法兰本体
直径=
c） 基尔试块形状，ER=2.3R
钻井基础知识-井口装置及采油树讲座PPT课件
16-3/4
18-3/4 20-3/4 21-1/4
2、3、5、10
5、10 3 2、5、10
16.625
18.625 20.625 21.124
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井口装置及采油树讲座
油管头
油管头(图5)安装在最上部套管头的上 部，由油管悬挂器及其本体组成，用于悬 挂油管柱，并密封油管与生产套管间的环 形空间。 油管头通常是一个有上下法兰连接的短 节，并带有两个环空侧出口，构成一个四 通，因此也叫油管四通。
钻井基础知识
井口装置及采油树讲座
2019年3月31日
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井口装置及采油树讲座
主要内容
一.井口装置的主要技术要求
二.井口装置
三.采油树
2019年3月31日
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井口装置及采油树讲座
目录（一） 一、井口装置的主要技术要求
1、井口装置的钢材特性 2、额定工作压力 3、材料 4、垂直通径
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7-1/16
7-1/16 7-1/16 7-1/16 7-1/16 9 9 9 9 9 11 11 11 11 11 13-5/8 13-5/8 13-5/8 13-5/8 16-3/4 16-3/4 16-3/4
3000
5000 10000 15000 20000 2000 3000 5000 10000 15000 2000 3000 5000 10000 15000 2000 3000 5000 10000 2000 3000 5000
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井口装置及采油树讲座
表3
公称连接器 连接器公称尺寸和通径 in 7-1/16 额定工作压力 psi 2000 尺寸② 外径 in 7
石油与天然气井下作业井控装备管理规定
石油与天然气井下作业井控装备管理规定第六条井控装备、井控辅助仪器的配备应按以下要求执行：（一）防喷器及内防喷工具选用原则。
防喷器压力等级的选用应不小于施工层位目前最高地层压力、所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中最小值。
1.Ⅰ类井、Ⅱ类井可选用的防喷器组合形式见附件1，有毒有害气体超标的井应选用环形防喷器，有钻台作业井应使用液动防喷器。
高压、高含硫井，应安装剪切闸板防喷器。
2.Ⅲ类井可不安装防喷器，但必须配备简易防喷装置（见附件1）。
3.内防喷工具压力等级应与防喷器压力等级一致。
（二）压井、节流管汇（线）选用原则。
1.压井管汇、节流管汇等装备的压力级别和组合形式应与防喷器压力级别和组合形式相匹配，2 7/8″完好油管可作为放喷管线使用，压井、节流管汇的组合形式按附件1中的组合形式选择。
2.节流管汇上应同时安装高、低量程压力表，压力表朝向井场前场方向，下端装截止阀，低压表下端所装截止阀处于常关状态，高压表下端所装截止阀处于常开状态。
高压表量程和节流管汇额定工作压力相匹配，低压表量程为高压表量程1/3左右。
第七条含硫地区井控装备、井控辅助仪器的选用应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。
第八条井控装备试压要求。
（一）试压要求及介质。
1.试压介质为液压油和清水（冬季使用防冻液）。
2.除环形防喷器试压稳压时间不少于10分钟外，其余井控装置稳压时间不少于30分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。
低压密封试压稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。
3.采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于30分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.5MPa为合格。
（二）井控车间试压。
1.防喷器、内防喷工具、节流管汇、压井管汇、射孔闸门按照额定工作压力进行密封试压。
闸板防喷器还应做1.4MPa~2.1MPa低压密封试压。
国标井口装置和采油树设备
国标井口装置和采油树设备
国标井口装置和采油树设备是石油开采中不可或缺的重要工具。
它们的功能是协助钻井作业和实现石油的开采。
国标井口装置是连接井口和钻井设备的重要组成部分。
它通常由套管头、井口头和防喷器组成。
套管头是将钻杆和套管相连的关键部件，它能够承受钻井液的压力，并使其顺利进入井内。
井口头则起到密封井口的作用，防止钻井液和石油从井口泄漏出来。
防喷器则能够减少井口喷射出来的油气，保护工作人员的安全。
采油树设备位于井口上方，它是实现石油开采的关键设备。
采油树设备通常由主阀、控制系统和出口管道组成。
主阀是控制油气流动的关键部件，通过开关主阀来控制石油的开采和停止。
控制系统则是将采油树设备与操作台连接起来，使操作人员能够方便地控制采油树的运行。
出口管道将开采出的石油输送到地面。
国标井口装置和采油树设备的使用可以有效地保护石油井口的安全，并实现石油的高效开采。
它们的设计和制造需要严格遵循国家标准，以确保其质量和可靠性。
同时，操作人员需要经过专业培训，熟悉井口装置和采油树设备的使用方法，以确保操作的安全和顺利进行。
在石油开采过程中，国标井口装置和采油树设备发挥着重要作用。
它们不仅保护了石油井口的安全，还实现了石油的高效开采。
通过不断改进和创新，国标井口装置和采油树设备将在石油开采领域发
挥更大的作用，为人类的能源需求做出更大的贡献。
采油、采气、注水井井口装置选用技术规范(2014.10.22)
备注 1个 1个 1个 2个 1个 2个 1个 1个 2个
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9
双管水力喷射泵井专用井口装置配置图（35MPa）
名称 捕捉器 防喷盒 清蜡闸门 采油树小四通 注入闸门 生产闸门 上油管头四通 下油管头四通 套管闸门
备注 1个 1个 1个 1个 4个 4个 1个 1个 4个
（9）套管头
用于悬挂和密封套管柱的装置。
（10）采油树、采气树
指安装在套管头上部用于控制油、气、水井的生产的闸门和附件的组合装置 总成。
（11）抽油机有杆泵井光杆密封装置
指安装在抽油机有杆泵井采油树上部的胶皮闸门和盘根盒组合装置，用于密 封采油树顶部和光杆间流体通道。
①胶皮闸门：用于关闭和开放采油树上部与光杆间流体通道的控制装置。 ②防喷盒（盘根盒）：用于密封采油树顶部光杆的装置。 ③密封盘根：也叫密封填料, 充填于防喷盒密封腔体内实现与光杆间的密封 ，通常由一定硬度、强度和压缩膨胀性的橡胶与纤维、石墨等材料混合制成。
汇报提纲自喷采油井井口装置配置图21mpa自喷采油井井口装置配置图35mpa自喷采气井井口装置配置图35mpa抽油机有杆泵井常规井口装置配置图21mpa抽油机有杆泵井常规井口装置配置图35mpa抽油机有杆泵井环空测试井口装置配置图1421mpa抽油机有杆泵井配套油管旋转器配置图21mpa抽油机有杆泵井配套油管旋转器配置图35mpa电动潜油泵井井口装置配置图21mpa电动潜油泵井井口装置配置图35mpa地面驱动螺杆泵井专用井口装置配置图21mp
（5）高压油气井
以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井 压力可能大于或等于35MPa的井。
（6）含硫油气井
地层天然气中硫化氢含量大于75mg/m3(50ppm)或井筒内硫化氢含量（紧贴 井口闸门出口处测量）大于75mg/m3(50ppm)的井。
采油、采气、注水井井口装置选用技术规范(2014.10.22)
（16）地面驱动螺杆泵井专用井口
指安装在油管头四通上的光杆卡紧器、机械密封和盘根静密封的井口组
合装置。
（17）双管水力喷射泵井专用井口
特指双管水力喷射泵采油工艺安装在油管头四通上部用于控制油管注入 和产出的阀门和附件组合装置。
（18）水力泵井井口捕捉装置
井口装置新产品的技术评定
规范性引用文件
下列有效文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期 的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新 版本适用于本文件。 API SPEC 6A－2010井口装置和采油树设备规范 GB/T 22513-2008 石油天然气工业钻井和采油设备 井口装置和采油树
油管头四通 套管闸门
1个 4个
电动潜油泵井井口装置配置图（35MPa）
地面驱动螺杆泵井专用井口配置主体包括采油树和井口密封装置
序号 1 2
名称 光杆静密封装置 减速箱机械密封装置
备注 1个 1个
3 4 5
6 7
光杆卡紧器 采油树小四通 生产闸门
油管头四通 套管闸门
1个 1个 2个
1个 2个
地面驱动螺杆泵井专用井口装置配置图（21MPa）
井口装置新产品的技术评定
自喷井井口装置配置主体包括采油、采气树和清蜡用防喷管
序号
名称
备注
1 2
3 4 5 6 7
防喷管 清蜡闸门
采油树小四通 生产闸门 总闸门 油管头四通 套管闸门
1个 1个
1个 2个 1个 1个 2个
自喷采油井井口装置配置图（21MPa）
序号 1 2 3 4 5 6
名称 防喷管 清蜡闸门 生产闸门 采油树小四通 总闸门 油管头四通
API 井口装置和采油树设备201012.
产品规范级别
注:酸性天然气系统：含有水和硫化氢的天然气，当其气体总压等于或大于0.448 MPa，气体中硫化氢的分压等于或大于0.00034 MPa时，称为酸性天然气。
性能级别
PR1：室温下的开启和关闭循环动态压力试验 三个循环 PR2：室温下的开启和关闭循环动态压力试验 160次循环 高温121℃动态压力试验20次 低温-60 ℃ ～-29℃动态压力试验20次 高低温动态压力试验3次
温度级别
温度类别 K L P R S T U V 适用温度范围℃ -50～82 -46～82 -29～82 4～49 -18～66 -18～82 -18～121 2～121
X
Y Z
-18～176（热采）
-18～343 （热采） -18～380 （热采）
材料要求
材料最低要求
材料等级 AA-一般使用 BB-一般使用 CC-一般使用
a DD-酸性环境a EE-酸性环境a FF-酸性环境a HH-酸性环境-
本体、盖、端部和出 口连接 碳钢或低合金钢 碳钢或低合金钢 不锈钢 碳钢或低合金钢b 碳钢或低合金钢b 不锈钢b 抗腐蚀合金b
控压件、阀杆和心轴式悬 挂器 碳钢或低合金钢 不锈钢 不锈钢 碳钢或低合金钢b 不锈钢b 不锈钢b 抗腐蚀合金b
二 套管头Casing head
二 套管头Casing head
Casing
head housing Casing head spool 套管头连接方式： 1.焊接式 SOW =slip on weld 2.螺纹连接=Thread 3.卡瓦 slip
二 套管头Casing head
套管头旁通： 螺纹式2“LP
API6A规范第20版与第19版的主要差异
API6A(第20版)和API6A(第19版)的主要差异和意见API6A第20版《石油和天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》规范是在2004年7月API6A第19版规范基础上进行编制的。
API6A第20版《石油和天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》规范是对ISO10423（第4版）的等同采用。
通过仔细阅读和对照，总结出API6A第19版和第20版的主要差异和意见如下：一）主要差异：1)第20版（见原文13页）图2典型的采油树中增加了“地面安全阀和驱动器”意见：增加的结构更能反应典型的采油树的特性2）第20版术语、定义和缩略语中：删除的术语有：动密封、静密封、压力容器质量、规定材料、焊接坡口、焊接连接；缩略语中删除OEM 原始设备制造商增加的术语有：(达标)合格证（由制造商、修理方或再制造方出示的证明装置、修理、再加工或修造符合国际标准的说明文件）、合格证（证明被修理、被再制造方装置和它的配件满足最初产品定义的文件）、配产油嘴、最初产品定义、延伸件、含砂条件、试验机构、焊接准备对全径阀的概念进行了补充（见原文20页）：原文（关闭机构如闸板和阀本体有相同通孔尺寸的阀）现改为（关闭机构和阀本体有相同或大于通孔尺寸的阀）；对主阀概念进行了细化（见原文22页）。
增加内容：备注：上部主阀与下部主阀作用一样，上部主阀有时被称为地面安全阀。
3）第20版“设计和性能——一般要求”中4．2．2．1总则中的表2 额定温度值增加了温度级别N，作业温度范围最小-46℃，最大60℃；删除温度级别R，室温。
并将温度级别S，最大作业温度范围修改为60℃（原为66℃）；（见原文31页表2）4．2．3．1材料级别总则中，细化了不锈钢替代碳钢和低合金钢的条件，增加：在材料级别AA和BB条件下的前提条件；（见原文31页）4．2．3．1材料级别总则中表3，增加了注c、d；4．2．3．2材料级别中增加的内容（见原文32页）：对于DD、EE、FF、HH材料级别，制造商应在材料处理和材料性能上满足ISO15156的标准要求。
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竭诚为您提供优质文档/双击可除井口装置和采油树设备规范篇一：gbt21412.4《水下井口装置和采油树设备》目录(等同于iso13628.4-1999)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g.1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Ⅴ1范围12规范性引用文件33术语、定义、符号和缩略语33.1术语和定义33.2符号和缩略语84使用条件和产品规范级别94.1使用条件94.2产品规范级别psl95系统一般要求105.1设计和性能要求105.2材料185.3焊接185.4质量控制195.5设备标志205.6贮存和发运216特定要求---水下采油树总成216.1设计216.2水下采油树总成的试验286.3标志286.4贮存和发运287特定要求---水下采油树有关的设备和分总成28 7.1法兰式端部和出口连接287.2iso卡箍毂式连接397.3螺纹式连接397.4其他端部连接装置397.5螺柱、螺母和螺栓397.6垫环447.7采油树连接装置和油管悬挂器四通457.8采油树对扣接头和密封接头487.9阀、阀组和驱动器487.10tFly形短节和转向器537.11再入四通547.12水下采油树帽557.13采油树帽送入工具577.14采油树导向架597.15采油树送入工具597.16采油树管路637.17出油管线连接装置系统647.18液压中转控制盒送入工具677.19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677.20采油树安装的液压和(或)电气控制接口687.21水下节流阀和驱动器707.22其他设备798特定要求---水下井口装置808.1总则808.2临时导向基座818.3永久导向基座818.4导管头838.5井口头858.6套管悬挂器878.7环空密封总成898.8孔保护装置和耐磨衬套908.9防腐帽908.10送入、回收和试验工具919特定要求---水下油管悬挂器系统919.1总则919.2设计919.3材料929.4试验9310特定要求---常规泥线悬挂设备9310.1总则9310.2泥线悬挂联顶和(或)提升环9610.3套管悬挂器9610.4套管悬挂器送入和回接工具9710.5弃井封盖9810.6回接异径连接装置---水下完井泥线转换设备98 10.7油管悬挂器四通---水下完井泥线转换设备98 10.8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9811.1总则9811.2导管头9911.3508mm(20in)或473mm(18in)套管悬挂器100 11.4井口头10111.5套管悬挂器10211.6环空密封总成10411.7孔保护装置和耐磨衬套10411.8弃井封盖10511.9送入、回收和试验工具10512采购指南10512.1总则10512.2典型的井口装置和采油树结构10612.3产品规范级别10612.4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617ss型盲板法兰36图717ss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a.1非tFl采油树108图a.2tFl采油树109图b.1卧式采油树---油管悬挂器在采油树内111 图b.2卧式采油树---油管悬挂器在井口装置内112 图b.3钻通卧式采油树113图c.1水下井口装置115图d.1同心油管悬挂器117图d.2多孔油管悬挂器117图d.3卧式采油树油管悬挂器118图e.1常规泥线转换和悬挂设备120图e.2泥线悬挂构件轴对称横截面应力分布121图e.3泥线悬挂构件极限应力值123图F.1钻通泥线悬挂系统125表1材料要求10表2iso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4api法兰的额定工作压力和尺寸范围29表5apisbx型压力自封垫环31表6apisRx型压力自封垫环33表7(a)额定工作压力34.5mpa(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34.5mpa(5000psi)的17ss型法兰的孔和毂尺寸36表8api抗腐蚀环槽粗加工图37表9(a)额定工作压力34.5mpa(5000psi)的17sV型法兰的孔毂尺寸40表9(b)额定工作压力34.5mpa(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69.0mpa(10000psi)的17sV型法兰的毂尺寸42表10(b)额定工作压力69.0mpa(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16Fat---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17Fat---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g.1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1.1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。
1.2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。
1.3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。
1.4试压报告：必须由现场行管和甲方监督签字确认。
1.5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2.1采油树整体现场试压2.1.1安装后在井口试压2.1.1.1转换法兰与1#主阀分体式采油树2.1.1.1.1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；2.1.1.1.2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；2.1.1.1.3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；2.1.1.1.4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；2.1.1.1.5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；2.1..1.1.6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。
2.1.1.2转换法兰与1#主阀一体式采油树2.1.1.2.1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；2.1.1.2.2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；2.1.1.2.3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；。