采油采气注水井井口装置选用技术规范演示文稿

采油采气注水井井口装置选用技术规范演示文稿第一页，共八十三页。优选采油采气注水井井口装置选用技术规范第二页，共八十三页。本标准规定了大港油田采油、采气、注水井井口装置的标准化配置和技术选型、安装、使用等规范要求。本标准适用于大港油田采油、采气、注水井井口装置的配置、技术选型、安装和使用。第三页，共八十三页。汇报提纲2采油、采气、注水井井口装置标准配置1规范性引用文件、定义及术语3井口装置规格型号4井口装置的选用、安装及使用5井口装置新产品的技术评定第四页，共八十三页。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。APISPEC6A－2010井口装置和采油树设备规范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SY/T5812－1996环空测试井口装置SY/T6084-2007地面驱动螺杆泵使用与维护SY/T6194－2003石油天然气工业油气井套管或油管用钢管SY/T6327－2005石油钻采设备产品型号编制方法SY/T6789－2010套管头使用规范第五页，共八十三页。Q/SYDG1166－2011完成井井口装置安装质量要求Q/SYDG1357－2010采油（气）井口安装试压及使用要求Q/SYDG1361－2010试油井流程安装技术要求Q/SYDG1430－2010测试井防喷装置的检查和维护Q/SYDG1449－2013大港油田钻井井控实施细则Q/SYDG1450－2013大港油田井下作业井控实施细则Q/SYDG2003-2010潜油电泵井管理规定Q/SYDG2006－2010地面驱动螺杆泵井管理规定Q/12DGY3638-2011防喷盒第六页，共八十三页。（1）采油井为开采石油，按油田开发规划的布井系统所钻的井眼，石油由井底上升到井口的通道。包括自喷井、抽油机有杆泵井、电动潜油离心泵井、地面驱动螺杆泵井、水力泵井、电动潜油泵井等。（2）采气井为开采天然气而从地面钻到地层的井。（3）注水井注入水从地面进入地层的通道。（4）高含气井目的层预测气液体积比大于400且日产气超过10000m3的井。（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。第七页，共八十三页。（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。（7）高含硫气井地层天然气中硫化氢含量大于150mg/m3(100ppm)或井筒内硫化氢含量（紧贴井口闸门出口处测量）大于150mg/m3(100ppm)的井。（8）井口装置包括套管头、采油树、采气树、抽油机有杆泵井光杆密封装置（胶皮闸门+防喷盒）和环空测试井口装置、油管旋转器、电动潜油泵（包括电动潜油离心泵、电动潜油柱塞泵、电动潜油螺杆泵）井专用井口及井口电缆穿越密封装置、地面驱动螺杆泵井专用井口、双管水力喷射泵井专用井口、水力泵（包括单管水力泵和双管水力泵）井井口捕捉装置（防喷管+捕捉器）、清蜡用防喷管、测试用防喷管等。（9）套管头用于悬挂和密封套管柱的装置。第八页，共八十三页。（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。（12）抽油机有杆泵井环空测试井口装置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。（13）油管旋转器指安装在油管头四通上部，用于旋转井内油管的井口装置。第九页，共八十三页。（14）电动潜油泵井专用井口指用于电动潜油泵井配套电缆穿越密封装置的井口组合装置。（15）电动潜油泵井井口电缆穿越密封装置指用于连接潜油电机和地面电气控制系统的井口电缆密封装置。（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指安装在水力泵井井口顶部，用于更换泵芯或沉没泵的井口防喷及捕捉装置。第十页，共八十三页。（19）清蜡用防喷管指安装在自喷井和电动潜油泵井井口上部，用于为下井清蜡工具（串）提供压力缓冲区和过渡区的装置。（20）测试用防喷管指安装在自喷井井口上部，为起下井的测试工具串提供压力缓冲区和仪器通过的过渡区的装置。（21）井口装置新产品指未取得大港油田公司物资市场准入资质或在原使用产品基础上进行改进并未经技术评审的井口装置。（22）额定工作压力装置设计能承受和（或）控制的最大内压值，压力级别分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa、105MPa、140MPa。第十一页，共八十三页。（23）材料类别井口装置在不同使用条件下所选用的材料，代码表示方法为AA、BB、CC、DD、EE、FF、HH。（24）额定温度等级井口装置在使用中,可承受的最低和最高温度范围，代码表示方法为K、L、P、R、S、T、U、V。（25）产品规范级别（Product

SpecificationLevels）

根据井口装置使用于不同的酸性、硫化氢浓度和距离公共场所的远近，所选择的规范级别，表示方法为PSL1、PSL2、PSL3、PSL3G、PSL4。（26）产品性能级别（PerformanceRequest）在额定的压力、温度和材料相适应的条件下，其性能符合相关要求的级别，表示方法为PR1、PR2，要求级别依次升高。第十二页，共八十三页。汇报提纲3井口装置规格型号4井口装置的选用、安装及使用5井口装置新产品的技术评定2采油、采气、注水井井口装置标准配置1规范性引用文件、定义及术语第十三页，共八十三页。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1自喷采油井井口装置配置图（21MPa）序号名称备注1防喷管1个2清蜡闸门1个3采油树小四通1个4生产闸门2个5总闸门1个6油管头四通1个7套管闸门2个第十四页，共八十三页。自喷采油井井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1防喷管1个2清蜡闸门1个3生产闸门4个4采油树小四通1个5总闸门2个6油管头四通1个7套管闸门4个第十五页，共八十三页。自喷采气井井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1测压闸门1个2针型闸门2个3油管闸门2个4总闸门2个5套管闸门4个第十六页，共八十三页。抽油机有杆泵井常规井口装置配置主体包括采油树和光杆密封装置2抽油机有杆泵井常规井口装置配置图（21MPa）序号名称备注1防喷盒1个2胶皮闸门1个3生产闸门2个4采油树小四通1个5总闸门1个6油管头四通1个7套管闸门2个第十七页，共八十三页。抽油机有杆泵井常规井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1防喷盒1个2胶皮闸门1个3生产闸门4个4采油树小四通1个5总闸门2个6油管头四通1个7套管闸门4个第十八页，共八十三页。抽油机有杆泵井环空测试井口装置配置图（14、21MPa）序号名称备注1防喷盒1个2胶皮闸门1个3总闸门1个4油管短节1个5测试防喷管连接闸门1个6生产闸门1个7油管头四通1个8套管闸门2个抽油机有杆泵井环空测试井口装置包括专用测试井口和光杆密封装置3第十九页，共八十三页。抽油机有杆泵井配套油管旋转器配置图（21MPa）序号名称备注1防喷盒1个2胶皮闸门1个3生产闸门2个4采油树小四通1个5总闸门1个6油管旋转器1个7油管头四通1个8套管闸门2个抽油机有杆泵井油管旋转器井口装置主体包括采油树和油管旋转器4第二十页，共八十三页。抽油机有杆泵井配套油管旋转器配置图（35MPa）序号名称备注1防喷盒1个2胶皮闸门1个3生产闸门4个4采油树小四通1个5总闸门2个6油管旋转器1个7油管头四通1个8套管闸门4个第二十一页，共八十三页。电动潜油泵井井口装置配置图（21MPa）序号名称备注1防喷管1个2清蜡闸门1个3采油树小四通1个4生产闸门2个5总闸门1个6井口电缆穿越装置1个7油管头四通1个8套管闸门2个电动潜油泵井井口配置主体包括电动潜油泵专用井口、电缆穿越密封装置和清蜡用防喷管5第二十二页，共八十三页。电动潜油泵井井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1防喷管1个2清蜡闸门1个3采油树小四通1个4生产闸门4个5总闸门2个6井口电缆穿越装置1个7油管头四通1个8套管闸门4个第二十三页，共八十三页。地面驱动螺杆泵井专用井口装置配置图（21MPa）序号名称备注1光杆静密封装置1个2减速箱机械密封装置1个3光杆卡紧器1个4采油树小四通1个5生产闸门2个6油管头四通1个7套管闸门2个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6第二十四页，共八十三页。单管水力泵井井口装置配置图（21MPa）单管水力泵井井口装置配置主体包括采油树和井口捕捉装置7序号名称备注1捕捉器1个2防喷盒1个3清蜡闸门1个4采油树小四通1个5生产闸门2个6总闸门1个7油管头四通1个8套管闸门2个第二十五页，共八十三页。单管水力泵井井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1捕捉器1个2防喷盒1个3清蜡闸门1个4采油树小四通1个5生产闸门4个6总闸门2个7油管头四通1个8套管闸门4个第二十六页，共八十三页。双管水力喷射泵井专用井口装置配置图（21MPa）序号名称备注1捕捉器1个2防喷管1个3清蜡闸门1个4注入闸门2个5采油树小四通1个6生产闸门2个7上油管头四通1个8下油管头四通1个9套管闸门2个双管水力喷射泵井专用井口配置主体包括专用井口和井口捕捉装置8第二十七页，共八十三页。双管水力喷射泵井专用井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1捕捉器1个2防喷盒1个3清蜡闸门1个4采油树小四通1个5注入闸门4个6生产闸门4个7上油管头四通1个8下油管头四通1个9套管闸门4个第二十八页，共八十三页。注水井井口装置配置图（21MPa）序号名称备注1清蜡闸门1个2采油树小四通1个3生产闸门2个4总闸门1个5油管头四通1个6套管闸门2个注水井井口装置配置9第二十九页，共八十三页。注水井井口装置配置图（35MPa）序号名称备注1清蜡闸门1个2采油树小四通1个3生产闸门4个4总闸门2个5油管头四通1个6套管闸门4个第三十页，共八十三页。汇报提纲4井口装置的选用、安装及使用5井口装置新产品的技术评定3井口装置规格型号1规范性引用文件、定义及术语2采油、采气、注水井井口装置标准配置第三十一页，共八十三页。套管头1标准套管头分为：单级套管头、双级套管头、三级套管头和整体套管头等组合型式。按照压力级别分为35MPa和70MPa两个等级。按照套管悬挂方式分为芯轴式套管悬挂和卡瓦式套管悬挂两种类型。按照抗硫级别分为:EE级、FF级和HH级,其中EE级适用于常规的不含硫井或低含硫井，FF级和HH级适用于高含硫井。第三十二页，共八十三页。采油树、采气树2按照压力常用压力级别分为21MPa、35MPa、70MPa、105MPa等。常用额定温度等级为PU（-29℃-82℃）。材料级别：采油树按照材料级别分为AA级、BB级、CC级、DD级、EE级、FF级、HH级，其中AA-CC级适用于硫化氢分压小于0.3KPa，DD-HH级适用于硫化氢分压大于等于0.3KPa的酸性环境；采气树按照材料级别分为EE级、FF级、HH级。产品规范级别：采油树规范级别：PSL1、PSL2、PSL3、PSL4；采气树规范级别：PSL3G。

产品性能级别分为PR1、PR2。第三十三页，共八十三页。大港油田采油树常用规格型号参数规格型号KY65/21KY(Q)65/35KQ65/70KQ65/105额定压力21MPa35MPa70MPa105MPa公称通径主通径29/16in(65mm)旁通径29/16in(65mm)温度等级PU、KU适用介质原油、天然气、水连接形式卡箍或法兰法兰法兰法兰材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2第三十四页，共八十三页。大港油田采气树常用规格型号参数规格型号KY(Q)65/35KQ65/70KQ65/105额定压力35MPa70MPa105MPa公称通径主通径29/16in(65mm)旁通径29/16in(65mm)温度等级PU、KU适用介质原油、天然气、水连接形式法兰法兰法兰材料级别AA-HH规范级别PSL3G性能级别PR1-2第三十五页，共八十三页。抽油机有杆泵井光杆密封装置树3常用压力级别分为21MPa、35MPa。金属壳体材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。密封填料厚度一般为10mm，外径为60mm，内径分为25mm、28mm、32mm、36mm、38mm等五种规格。密封填料材料耐温等级为-40~100℃、-40℃～150℃。额定压力21MPa35MPa公称通径65mm适应光杆直径25mm、28mm、32mm、36mm、38mm工作温度等同于采油树适用介质原油、天然气连接形式21Mpa采用卡箍或法兰连接、35Mpa采用法兰连接材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2常用规格及技术参数第三十六页，共八十三页。抽油机有杆泵井环空测试井口装置4常用压力级别分为14MPa、21MPa。金属壳体材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。防喷盒密封填料厚度一般为10mm，外径为60mm，内径分为25mm、28mm两种规格。密封填料材料耐温为-40~100℃。额定压力14MPa21MPa公称通径58mm适应光杆直径25mm、28mm工作温度等同于采油树适用介质原油、天然气连接形式采用法兰连接材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2常用规格及技术参数第三十七页，共八十三页。

油管旋转器5常用压力级别分为21MPa、35MPa。金属壳体材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。密封填料材料耐温为-40~100℃。常用规格及技术参数额定压力21MPa35MPa公称通径65mm温度等级PU、KU适用介质原油、天然气、水连接形式采用法兰连接材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2第三十八页，共八十三页。电动潜油泵井专用井口6压力级别分为21MPa、35MPa。金属壳体材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。参数规格型号KY65/21KY(Q)65/35额定压力21MPa35MPa公称通径主通径29/16in(65mm)旁通径29/16in(65mm)温度等级PU、KU适用介质原油、天然气、水连接形式卡箍或法兰法兰材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2常用规格及技术参数第三十九页，共八十三页。电动潜油泵井井口电缆穿越密封装置7油田现场常用电缆穿越密封装置按照密封方式分为两类.（1）树脂浇铸、胶圈密封，过油管挂和油管头异径法兰穿越类（简称胶圈密封穿越装置），耐压等级为20MPa；（2）盘根密封，过油管挂旁通和油管头异径法兰穿越类（简称盘根密封穿越装置），耐压等级为10MPa。密封类型树脂浇铸、胶圈密封盘根密封穿越位置油管挂和油管头异径法兰油管挂旁通和油管头异径法兰额定压力20MPa10MPa工作温度金属壳体等同于采油树，密封填料等同于抽油机井井口光杆密封装置适用介质原油、天然气连接形式采用法兰连接金属材料级别AA-HH密封填料橡胶或树脂规范级别PSL1-4性能级别PR1-2常用规格及技术参数第四十页，共八十三页。地面驱动螺杆泵井专用井口8盘根静密封压力等级为10MPa；机械密封压力等级为5MPa；光杆卡紧器密封压力等级为21MPa。盘根静密封填料厚度一般为10mm，内径分为25mm、28mm、32mm、36mm、38mm等五种规格，密封填料材料耐温等级为-40~100℃。密封装置的金属壳体材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。额定压力动密封10MPa静密封5MPa卡紧器21MPa工作温度等同于采油树适用介质原油、天然气连接形式法兰连接材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2常用规格及技术参数第四十一页，共八十三页。双管水力喷射泵专用井口9压力级别分为21MPa、35MPa。金属壳体材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。常用规格及技术参数额定压力21MPa公称通径主通径65mm旁通径65mm温度等级PU、KU适用介质原油、天然气、水连接形式卡箍或法兰材料级别AA-HH规范级别PSL1-4性能级别PR1-2第四十二页，共八十三页。水力泵井口捕捉装置10常用压力级别分为21MPa、35MPa。材料级别、额定温度等级、规范级别、性能级别要求等同于采油树。额定压力21MPa35MPa公称通径62mm、76mm工作温度与所安装的采油树相同适用介质原油、天然气连接形式丝扣或法兰法兰钢级及材质N80、TP80S、TP110S常用规格及技术参数第四十三页，共八十三页。清蜡用防喷管11常用压力级别分为21MPa、35MPa、70MPa、105MPa等。按照管体抗硫级别分为:一般环境使用和抗硫化氢腐蚀的酸性腐蚀（气相）环境。额定压力21MPa35MPa70MPa105MPa公称通径62mm、76mm工作温度与所安装的采油树相同适用介质原油、天然气连接形式21Mpa以下可采用丝扣或法兰、35Mpa以上采用法兰连接钢级及材质N80、TP80S、TP110S常用规格及技术参数第四十四页，共八十三页。汇报提纲3井口装置规格型号5井口装置新产品的技术评定43井口装置的选用、安装及使用1规范性引用文件、定义及术语2采油、采气、注水井井口装置标准配置第四十五页，共八十三页。套管头1（1）套管头压力等级的选用

套管头压力等级的选用与防喷器压力等级的选用一致，即防喷器压力等级应大于相应井段的井口最大承受压力值。井口最大承受压力值可按以下方法确定。

气井及高含气井井口最大压力值等于气层孔隙压力值。

油井井口最大压力值等于油层孔隙压力与相应深度地层流体液柱压力的差值,

如果存在浅气层，则井口最大压力值不低于浅气层孔隙压力值。（2）套管头层次的选用

一般情况下，二开井身结构的井均选用单级套管头；三开井身结构的井均选用双级套管头；四开井身结构的井均选用三级套管头。对于最后一层生产套管为尾管悬挂的井，则不需要安装相应层次的套管头。对于滩海丛式井组，可以选用相应层次的整体式套管头。第四十六页，共八十三页。（3）套管悬挂器的选择

一般情况下，在陆地上实施的二开井身结构且井深小于3500米的非压裂开发井选用芯轴式套管悬挂器，完井时保留生产套管的母接箍；其它情况选用卡瓦式套管悬挂器。

对于整体式套管头，可选用芯轴式套管悬挂器。（4）套管头抗硫等级的选用

对于不含硫或低含硫井，均选用EE级普通套管头。对于高含硫井，其相应层次的套管头应为抗硫套管头，其配套使用的升高短节或变径法兰均须抗硫。其中硫化氢浓度低于300PPm时选用FF级抗硫套管头，硫化氢浓度高于300PPm时选用HH级抗硫套管头。第四十七页，共八十三页。（5）套管头的材质及尺寸要求

套管头包含套管头本体、连接法兰、侧通道连接件、套管悬挂器、及其它零部件。套管头各部分的材质要求满足SY/T6789-2010《套管头使用规范》中相应条款要求。套管头各部分的尺寸要求满足SY/T6789-2010《套管头使用规范》中相应条款要求。（6）套管头的安装使用

选用芯轴式单级套管头的井，芯轴悬挂器与双公套管短节必须在出厂前紧扣到标准扭矩；下完表层套管时须确定准确的套管联入深度，确保安装后的套管头上法兰面的高度满足《完成井井口装置安装质量要求》(Q/SYDG1166－2011)的高度要求，便于井控节流、压井管汇及完井后采油井口的标准化安装。第四十八页，共八十三页。

选用卡瓦式单级套管头的井，在表层套管固井侯凝后，准确切割导管和表层套管，确保安装后的套管头上法兰面的高度满足《完成井井口装置安装质量要求》的高度要求。

选用多级套管头的井，在安装第一级套管头本体后，应安装与上一级套管头体高度相当的占位承压件（即升高法兰），以保证钻井四通和防喷管汇在各次开钻中的高度基本不变。第一级套管头本体的安装高度，要按照完井后最后一级套管头上法兰面的高度必须满足《完成井井口装置安装质量要求》确定。

选用整体套管头的井，安装时要考虑井口槽内完成井的套管头高度一致。

各规格型号套管头的安装使用具体参照SY/T6789-2010《套管头使用规范》中的附录执行。其它要求按SY/T6194－2003和Q/SYDG1449－2013执行。第四十九页，共八十三页。采油、采气树2采油、采气树的选择，应根据井口压力、温度、流体性质预测情况，选用采油用（抽油机有杆泵、抽油机有杆泵环空测试、电动潜油泵、地面驱动螺杆泵、单双管水力喷射泵）和注水用采油树，以及采气用（压力高于35MPa且为高含硫的采气井或压力高于105MPa的采气井）采气树。（1）压力等级的选择依据预测的井口压力选择采油、采气树压力等级，采油、采气树压力等级不低于预测的井口压力。无井口压力预测资料的井，依据油气藏埋深选择采油、采气树压力等级（附录M-1）。滩海地区采油、采气树选择35MPa及以上压力等级。第五十页，共八十三页。井深（m）选择采油、采气树的压力等级≤200021MPa或以上2000～400035MPa或以上≥400070MPa或以上采油、采气树压力等级选择表（2）温度等级的选择一般情况下选用PU级，温度范围-29℃～121℃。使用温度范围（℃）温度类别最低最高-5982K-4682L-2982P室温R-1866S-1882T-18121U采油、采气树额定温度值选用第五十一页，共八十三页。（3）温度等级的选择依据使用环境流体性质，按照一般环境和不同程度酸性腐蚀（气相）环境条件选择材料类别（详见下表）。使用环境材料最低要求材料类别代号硫化氢分压（KPa）CO2分压（KPa）本体、端部和出口连接控压件、阀杆芯轴悬挂器<0.3<50碳钢或低合金钢碳钢或低合金钢AA--一般使用<0.350～210碳钢或低合金钢不锈钢BB--一般使用<0.3＞210不锈钢不锈钢CC--一般使用≥0.3<50碳钢或低合金钢ｂ碳钢或低合金钢ｂDD--酸性环境≥0.350～210不锈钢ｂEE--酸性环境≥0.3＞210不锈钢ｂ不锈钢ｂFF--酸性环境≥0.3＞210抗腐蚀钢ｂ抗腐蚀钢ｂHH--酸性环境第五十二页，共八十三页。当硫化氢分压小于0.3KPa时，若：①CO2分压小于50KPa，采油树选择AA材料级别；②CO2分压50KPa～210KPa，采油树选择BB材料级别；③CO2分压大于210KPa，采油树选择CC材料级别。当硫化氢分压大于等于0.3KPa时，若：①CO2分压小于50KPa，采油树选择DD材料级别；②CO2分压50KPa～210KPa，采油、采气树选择EE材料级别；③CO2分压大于210KPa，采油、采气树选择FF或HH材料级别。第五十三页，共八十三页。（4）规范级别的选择否否否是否是否是是否否否否是是是是否是否是是高浓度H2S？气井？高浓度H2S？额定工作压力≥34.5MPa气井？气井？额定工作压力≥34.5MPa额定工作压力≥34.5MPa气井？开始额定工作压力≥103.5MPa石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料PSL3GPSL3GPSL3GPSL2PSL3PSL3PSL3PSL2PSL2PSL1额定工作压力≥34.5MPaPSL3PSL2PSL1第五十四页，共八十三页。（5）性能级别的选择

根据额定的压力、温度和材料相适应的条件，选择性能符合相关要求的级别，详见附录M-5。

一般环境下或压力范围小于35MPa，性能级别选择PR1。

酸性环境或海上油井或压力范围大于等于35MPa，性能级别选择PR2。产品性能要求的选择压力范围环境要求性能级别＜35MPa一般环境PR1≥35MPa酸性环境或海上油井PR2注：产品性能要求是对产品在安装状态特定的和唯一的要求，既所有产品的设计，应使该产品在额定的压力、温度和材料相适应的条件下，其性能符合相关的要求。PR2表示比PR1更严格的要求。采油、采气树性能级别选择第五十五页，共八十三页。（6）安装使用要求安装使用前生产制造单位必须提供由国家质量监督检验检疫总局颁发的中华人民共和国特种设备制造许可证（压力管道元件），以及国家级检验机构出具的产品质量监督检验检测报告和试压（液试和气试）检测报告等相关技术文件。采油、采气树与套管头连接方式根据套管头预留方式连接。采油、采气树安装方向执行《油、水井采油（气）树井口标准化设计工艺安装定型图》。采油、采气树必须安装总闸门控制装置。第五十六页，共八十三页。采油、采气树的现场试压

采用压力等级为21MPa的采油树：常规井应进行清水试压，试压21MPa，稳压时间30分钟，压降小于等于0.3MPa；高气液比井应先进行气体试压，气体试压12MPa，再清水试压21MPa，稳压时间30分钟，压降小于等于0.3MPa。压力等级35MPa及以上采油、采气树井口，应进行气体试压和清水试压，先气体试压12MPa，再清水试压35～70MPa，稳压时间30分钟，压降小于等于0.5Mpa。

第五十七页，共八十三页。采油、采气树使用要求新投产井应安装新的采油、采气树。采油、采气、注水措施井，要换用与施工压力相匹配的采油、采气树，措施实施后须换用与地层压力相匹配的采油、采气树。如为修复采油、采气树，安装前必须提供修复记录和试压（液试和气试）检测报告。采油树配套平板阀的日常检查和保养序号检查项目操作方法1检查阀门开关的灵活性根据阀门的工作状态和操作规程，适当的开关手轮，确定阀门的灵活性2检查阀盖与阀体密封情况目测阀盖与阀体连接处有无油气渗漏3检查阀杆盘根的密封情况目测轴承座与阀盖、阀杆的连接处有无油气渗漏4检查注脂单流阀密封情况目测注脂阀与阀体的连接处及注脂阀处有无油气渗漏日常检查项目第五十八页，共八十三页。月度保养项目序号保养项目操作方法1包括日常检查项目按日常检查的方法执行2阀门加注润滑脂用黄油枪从轴承座的油杯加注润滑脂，一般将旧的润滑脂顶出为宜，并适当活动手轮3防腐保养对锈蚀严重的阀门进行除锈刷漆4阀门清洁对阀门的油污进行擦拭或清洗定期（3-6月）维护项目序号保养项目操作方法1包括月度保养项目按月度保养方法执行2加注密封脂用注脂抢连续注脂阀向阀腔内加注密封脂，一般加注量为0.8-1公斤左右，并适当活动手轮3防腐保洁对锈蚀严重的阀门进行除锈刷漆4螺栓检查对阀门各连接螺栓逐个紧固，检查其松紧程度第五十九页，共八十三页。采气树配套节流阀的日常检查和保养日常检查项目月度保养项目序号检查项目操作方法1检查指示器刻度的读数变化目测当前刻度的度数与要求读数的比较2检查阀盖芯轴与阀体密封情况目测阀盖芯轴与阀体连接处有无油气渗漏3检查阀杆盘根的密封性能目测阀杆与指示器芯轴的连接处有无油气渗漏序号保养项目操作方法1包括日常检查项目按日常检查的方法执行2检查阀杆顶丝松动情况使用工具对顶丝作紧固检验3检查指示器顶丝松动情况使用工具对指示器作紧固检验4由任松动紧固使用工具对由任作紧固检验5阀门清洁对阀门的油污进行擦拭或清洗6指示器刻度清洁对指示器刻度进行擦拭或清洗第六十页，共八十三页。序号保养项目操作方法1包括月度保养按月度保养方法执行2芯轴腔保养卸掉指示器，清理芯轴腔内的锈蚀物，并涂抹润滑脂3阀杆保养旋转阀杆检验阀门的调节灵活性，并对阀杆涂抹润滑脂4指示器归零调节将手轮顺时针旋转，旋转到底时，将指示器的零位置与相应位置对齐5防腐保洁对锈蚀严重的阀门进行除锈刷漆6螺栓检查用工具对阀门各连接螺栓逐个紧固，检查其松紧程度定期（3-6月）维护项目第六十一页，共八十三页。抽油机有杆泵井光杆密封装置3

抽油机有杆泵井应在采油树上部安装胶皮闸门和防喷盒组合的光杆密封装置；光杆与井口防喷盒存在偏磨现象时，可安装井口调偏装置，并与胶皮闸门、防喷盒组合使用。（1）压力等级的选择压力等级的选用应与采油树压力等级相匹配。（2）温度等级的选择金属壳体温度等级选择等同于采油树。密封填料一般情况下选用温度范围-40℃～100℃；高含气井选用温度范围-40℃～150℃。第六十二页，共八十三页。（3）材料类别的选择

金属壳体材料类别选择等同于采油树。

密封盘根材料类别的选用

①常规井一般选用丁晴胶加纤维混合材料；

②高含气井应选用丁晴胶加一定比例的氟橡胶及纤维混合材料；或选用丁晴胶加一定比例的氟橡胶、石墨及纤维混合材料。（4）规范级别金属壳体规范级别选择等同于采油树。（5）性能级别金属壳体性能级别选择等同于采油树。第六十三页，共八十三页。（6）安装使用要求

安装使用前生产制造单位必须提供由国家质量监督检验检疫总局颁发的中华人民共和国特种设备制造许可证（压力管道元件），以及国家级检验机构出具的产品质量监督检验检测报告和试压（液试和气试）检测报告等相关技术文件。密封盘根应提供材料组分等技术文件，并要求在有效期内使用。与采油树连接方式压力等级21MPa的抽油机光杆密封装置与采油树采用卡箍或法兰连接，压力等级35MPa的抽油机光杆密封装置与采油树采用法兰连接。现场试压油井投产前，要求对光杆密封装置的密封性进行试压，试抽憋压5MPa，稳压10分钟，压降小于0.3MPa为合格。第六十四页，共八十三页。使用要求①作业开抽前应更换密封盘根，检查胶皮闸门，确保胶皮闸门处于开启状态；②加强生产过程中的井口密封装置的巡检，发现刺漏现象及时处理；③要求使用在有效期内的密封盘根；④胶皮闸门内的密封胶皮应定期更换，确保能够有效关闭。⑤防喷盒其它要求按Q/12DGY3638-2011执行。第六十五页，共八十三页。抽油机有杆泵井环空测试井口装置4（1）压力等级的选择压力等级的选用应与井口预测压力相匹配。（2）温度等级的选择金属壳体温度等级选择等同于采油树。密封填料一般情况下选用温度范围-40℃～100℃。（3）材料类别的选择金属壳体材料类别选择等同于采油树。密封盘根材料选用丁晴胶加纤维混合材料。（4）规范级别金属壳体规范级别选择等同于采油树。第六十六页，共八十三页。（5）性能级别金属壳体性能级别选择等同于采油树。（6）安装使用要求安装使用前生产制造单位必须提供由国家质量监督检验检疫总局颁发的中华人民共和国特种设备制造许可证（压力管道元件），以及国家级检验机构出具的产品质量监督检验检测报告和试压（液试和气试）检测报告等相关技术文件。密封盘根应提供材料组分等技术文件，并要求在有效期内使用。与油管头四通用法兰连接，并在环空测试井口装置的油管短节上安装专用闸门。第六十七页，共八十三页。现场试压

油井投产前，要求对环空测试井口装置的密封性进行试压，试抽憋压5MPa，稳压10分钟，压降小于0.3MPa为合格。使用要求①油井作业完井时，要求安装使用检测合格的环空测试井口装置；②加强生产过程中的巡检，发现刺漏现象及时处理；③要求使用在有效期内的密封填料。第六十八页，共八十三页。油管旋转器5（1）压力等级的选择压力等级的选用应与采油树压力等级相匹配。（2）温度等级的选择金属壳体温度等级选择等同于采油树。密封填料一般情况下选用温度范围-40℃～100℃。（3）材料类别的选择金属壳体材料类别选择等同于采油树。密封盘根材料选用丁晴胶。（4）规范级别金属壳体规范级别选择等同于采油树。第六十九页，共八十三页。（6）安装使用要求安装使用前生产制造单位必须提供由国家质量监督检验检疫总局颁发的中华人民共和国特种设备制造许可证（压力管道元件），以及国家级检验机构出具的产品质量监督检验检测报告和试压（液试和气试）检测报告等相关技术文件。密封盘根应提供材料组分等技术文件，并要求在有效期内使用。与油管头四通和油管头异径连接装置采用法兰连接。现场试压参照执行。（5）性能级别金属壳体性能级别选择等同于采油树。第七十页，共八十三页。电动潜油泵井专用井口6（1）压力等级的选择压力等级的选择应与井口预测压力相匹配。（2）温度等级的选择温度等级选择等同于采油树。（3）材料类别的选择材料类别选择等同于采油树。（4）规范级别（5）性能级别规范级别选择等同于采油树。性能级别选择等同于采油树。第七十一页，共八十三页。（6）安装使用要求安装使用前生产制造单位必须提供由国家质量监督检验检疫总局颁发的中华人民共和国特种设备制造许可证（压压力管道元件），以及国家级检验机构出具的产品质量监督检验检测报告和试压（液试和气试）检测报告等相关技术文件。与油管头四通采用法兰连接。现场试压参照执行。使用要求参照执行。其它要求按Q/SYDG2003-2010执行。第七十二页，共八十三页。电动潜油泵井井口电缆穿越密封装置7（1）类型的选择高危地区、危险地区须选用胶圈密封穿越装置；一般地区可选用盘根密封穿越装置或胶圈密封穿越装置。井口套压大于10MPa，须选用胶圈密封穿越装置；井口套压小于10MPa，可选用胶圈密封穿越装置或盘根密封穿越装置。高含气井（气液比大于400m3/m3且日产气高于10000m3）须选用胶圈密封穿越装置。高危地区、危险地区和一般地区的判别，按Q/SYDG1450－2013大港油田井下作业井控实施细则执行。（2）温度等级的选择金属壳体温度等级选择等同于采油树。密封材料温度范围-40℃～150℃。第七十三页，共八十三页。（3）材料类别的选择

金属壳体材料类别选择等同于采油树。密封材料选用：普通油井采用耐高温氟橡胶材料；腐蚀性油井采用AFLAS防腐蚀橡胶材料。（4）规范级别（5）性能级别金属壳体规范级别选择等同于采油树。金属壳体性能级别选择等同于采油树。（6）安装使用要求

安装前必须提供室内气体试压检测报告，试验压力应大于或等于额定工作压力。密封材料应提供材料组分等技术文件。与采油树油管头四通采用法兰连接。第七十四页，共八十三页。现场试压

具备密封性试压条件的电动潜油泵井井口，投产前安装好井口电缆穿越密封装置后，要对其密封性进行试压。胶圈密封穿越装置试压值20MPa；盘根密封穿越装置试压值10MPa。稳压时间30分钟，压降小于等于0.3MPa。使用要求①