T1HBSEA 001-2024 石油天然气在役井口采油（气）树定期检验规范

ICS75.180.10CCSE92

1HBSEA团 体 标 准T/1HBSEA001—2024气Petroleumnaturalgas—Specificationforregularinspectionofin-servicewellheadoil(gas)trees2024-07-01发布 2024-09-01实施湖北省特种设备安全与节能促进会  发布T/1HBSEA001T/1HBSEA001—2024PAGE\*ROMANPAGE\*ROMANII目 次前言 II范围 1规范性引用文件 1术语和定义 1通用要求 2风险等级分类 2检验周期及项目 3检验要求 4检验结果及判定 6检验标识 9安全环保要求 9附录A（资料性） 原始资料检查记录表 11附录B（资料性） 宏观检查记录表 12附录C（资料性） 测厚检测记录表 14附录D（资料性） 相控阵检测记录表 15附录E（资料性） 磁粉检测记录表 16附录F（资料性） 硬度检测记录表 17附录G（资料性） 声发射检测记录表 18附录H（资料性） 密封试验检测记录表 19前 言本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由荆州市世纪派创石油机械检测有限公司提出。本文件由湖北省特种设备安全与节能促进会归口。本文件实施应用中的疑问，可咨询湖北省特种设备安全与节能促进会，电话邮箱：hubei_sea@126.com，对本文件的有关修改意见建议请反馈至湖北省特种设备安全与节能促进会，电话邮箱：hubei_sea@126.com。T/1HBSEA001T/1HBSEA001—2024PAGEPAGE10石油天然气在役井口采油（气）树定期检验规范范围（气本文件适用于按照GB/T22513设计制造的在役陆上采油（气）树的定期检验。规范性引用文件（包括所有的修改单适用于本文件。GB/T4336 碳素钢和中低合金钢多元素含量的测定火花放电原子发射光谱法（常规法）GB/T22513 石油天然气钻采设备井口装置和采油树SY/T6160 防喷器检验、修理和再制造SY/T7603 石油天然气钻采设备井口安全控制系统NB/T47013.3 承压设备无损检测 第3部分：超声检测NB/T47013.4 承压设备无损检测 第4部分：磁粉检测NB/T47013.5 承压设备无损检测 第5部分：渗透检测NB/T47013.9 承压设备无损检测 第9部分：声发射检NB/T47013.15 承压设备无损检测 第15部分：相控阵超声检测术语和定义引用文件中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。采油（气）树 oil(gas)trees安装于油管头上部，用于引导井中采出油气通向地面输油管线，控制和调节油井流量和压力，能够为井口钢丝作业、测压作业、生产测井作业、井口取样、热洗等生产作业提供条件的装置。注：主要由油管头异径接头、阀门、三通等组成，常分为单翼采油（气）树和双翼采油（气）树。检验 inspection通过观察和判断，适当时结合测量、试验所进行的符合性评价。全面检验 Comprehensiveinspection为确保采油（气）树在检验周期内安全使用，对风险等级为Ⅰ级的井口采油（气）树，在标准规定的周期内，按要求实施相应的检验。年度检验 Annualinspection为确保采油（气）树在检验周期内安全使用，每年按照标准规定，按要求实施相应的检验。可见泄露 Visibleleakage压力试验中观察到的泄漏。注：泄漏通常可采取目视观察、视频设备观察、压力边界贯穿装置或者界面上贯穿的方式进行检查。通用要求检验检测机构（气CNASCMA采油（气）树安全阀应由取得特种设备安全阀检测机构进行定期校验，且资质在有效期内。人员及设备要求人员资格要求无损检测人员应取得国家或行业相应无损检测Ⅱ级或以上资格，同时应熟悉采油（气）树相应标准、规范及使用要求。安全阀校验人员应取得特种设备安全阀校验资格。材质分析及硬度检测人员应按要求取得相应资格。从事其他检测项目的人员应取得其相应人员资格。设备要求用于现场检验、检测的仪器设备应定期进行检定溯源，仪器功能、性能满足现场检测工作要求。风险等级分类将各类在役井口采油（气）树按照风险等级划分为Ⅰ、Ⅱ级，详见表1。表1 风险等级划分表序号用途及工艺风险等级分级条件1井口采油树Ⅰ级实际生产油压大于等于70MPaⅡ级实际生产油压小于70MPa符合下列条件之一：2井口采气树Ⅰ级70MPa100x104m3/d及以上H2S1000ppm符合下列条件之一：Ⅱ级70MPa100x104m3/dH2S1000ppm3注水井井口采油树Ⅰ级实际生产压力大于等于35MPaⅡ级实际生产压力小于35MPa4措施井井口采油树Ⅰ级二氧化碳驱、多元热流体驱、注天然气驱Ⅱ级注氮气、三元复合驱、空气驱注：储气库井口采气树按照Ⅰ级进行检验；注：储气库井口采气树按照Ⅰ级进行检验；检验周期及项目采油树（气）主体装置3102风险等级为Ⅰ级的井口采油（气）32当全面检验周期与年度检验周期重合时，可免于年度检验。对Ⅰ类风险井口采油（气）树，实施全面检验后，对关键部位壁厚及内壁腐蚀综合评价不符合的、声发射检测发现异常信号的，应缩短全面检验周期、实施加密检测。表2 全面检验项目序号检验项目必检项可选项1宏观检查√2关键部位壁厚检测√3关键部位表面无损检测√4内壁腐蚀检测√5硬度检测√6材质分析检测√7声发射检测√8总成密封试验√注：硬度检测、材质分析、声发射检测项目在用户认为有必要时开展。表3 年度检验项目序号检验项目必检项可选项1宏观检查√2关键部位壁厚检测√3内壁腐蚀检测√4硬度检测√5泄漏检验√6材质分析检测√7总成密封试验√注：内壁腐蚀缺陷、硬度检测、材质分析检测项目在用户认为有必要时开展。安全阀每年应由具备资质的安全阀检测机构进行检验，并出具报告。压力表每6个月，应由具备压力表检定、校准资质的机构进行检定或校准，并出具检定或校准报告。检验要求检验前的准备检验前，委托方应向检验人员提供被检采油（气）树的相关信息，检验人员对信息进行逐一核实。具体如下：规范级别材料级别额定压力井口介质维修及更换记录实际工作压力实际工作温度制造日期及投产日期生产厂家上一次检验记录宏观检查宏观检查包括但不限于以下内容：外观检查主体结构无明显变形。各部件铭牌相关信息齐全。涂层完好，表面无明显腐蚀、锈蚀。阀门开关方向、节流阀流向、阀门开关状态、压力贯穿装置和紧固件标记齐全、清晰。节流阀开度标识完好。压力表外观完好、选型正确，精度满足要求。6个月进行检定或校准，并在有效期内。阀门丝杆无明显变形。完整性检查螺栓、螺母连接符合规范要求。阀门零部件手轮、防尘罩、防护罩无缺失、损坏。法兰片完好，无缺失。截止阀、压力表短接无损坏、功能正常。顶丝组件安装符合规范。各端部外露密封及螺纹进行有效保护。闸阀液（手）动开关，转动灵活，功能正常。附件与主体装置匹配性满足要求。安全附件检查安全阀、液控系统仪器仪表每年由具备检测资质的机构进行定期检定或校验，并在有效期内；安全阀启闭时间符合要求。安全阀防爆等级符合要求。易融塞完好、符合要求。安全阀控制柜距离井口距离符合相关标准要求。热敏锁闭装置运行正常（适用时。关键部位壁厚检测采用超声波测厚仪，对阀门、四通、短接等部件进行壁厚检测，具体要求如下：测厚仪使用前应进行溯源。测厚截面选取应具有代表性，选择较平整处进行测量。阀门测点选择流体进出口两端截面；四通选择外法兰连接接口的对应截面；六通选择连接其他部件接口的对应截面；其他部件选择相应流体进出口截面。150mm0钟方向、3694150mm81/23/44069测定值稳定后方可读数，测厚数据发生较大变化时，应进行反复确认。应及时记录测厚数据。关键部位表面无损检测依据NB/T47013.4、NB/T47013.5标准要求对关键部位进行表面检测，检测前应对被检部位进行表面处理，不得有氧化层、油漆、油污等影响检测结果的因素。对各阀门进出口两端法兰密封环槽进行目视检查，不应有影响密封的表面损伤及缺陷。对阀门、四通、短接内壁进行检查，不应有明显冲刷、凹坑及腐蚀性缺陷金属损失等缺陷。对阀门进出口各密封环槽部位进行渗透检测。对四通、短接进出口部位进行磁粉检测。内壁腐蚀检测依据NB/T47013.15标准要求，应采用相控阵超声检测等方法对部件进出口通道可检测部位进行检测，确定缺陷位置及尺寸。应符合以下要求。检测面粗糙度应≤12.5μm1-10MHz16个。电子扫描设置：采用线扫方式，必要时可采用扇扫描。高温检测时，应选择高温探头锲块。扫查过程中应及时记录检测点剩余壁厚数据，并保存数据。硬度检测若有较明显的材质劣化倾向，应按照GB/T22513标准要求进行硬度检测，具体要求如下：硬度计使用前应用标准硬度块进行校准。应选取阀体相对较平整位置作为测试部位，被测表面应氧化层、油漆、油污或者其他表面不规则，否则测试前应进行表面处理。检测过程中试件和冲击装置之间不能产生相对运动，两个相邻压痕和试件边缘之间的距离应允许在试件上安放整个支撑环。4—5个点进行测试，取其平均值。泄漏检测材质分析检测对材质不明或有较明显的材质劣化倾向时，应按照GB/T4336标准要求进行材质分析检测，要求如下：取阀门相对较平整位置进行打磨。使用便携式光谱仪激发枪对打磨部位进行测试。3点并取平均值。读数并记录测试结果。声发射检测依据NB/T47013.9（气根据采油（气）树密封试验压力，确定加载程序。传感器的安装部位尽量远离人孔、接管、法兰等部位，局部检测时，被检测部位尽量位于传感器阵列中间。传感器安装部位进行表面处理，尽可能露出金属光泽；在传感器安装部位涂抹耦合剂，采用磁夹具或其他方式将传感器牢固固定在工件表面，保持耦合良好。2H的铅芯进行断铅试验,3次取平均值。检测开始前对每个通道进行模拟源声发射幅度值响应测试，通道响应幅度与平均幅度值之差＜±4dB。5%。15min，如背景噪声接近或大于所被检材料活性缺陷产生的声发射信号强度，应设法消除背景噪声干扰。总成静水压密封试验检验合格后，应进行总成高低压水密封试验，试验要求如下：SY/T61601.4-2.1MPa，稳压时间不少10min。GB/T2251330min。使用方应及时对发生泄漏的部位进行整改，复检合格后方可使用。现场记录实时试压曲线并存档。检验结果及判定宏观检查评定原则按照7.2条要求，进行宏观检查，具体评定要求如下：外观检查及评价外观检查按照表4的要求进行结果评定。对于发现的不符合项应立即进行整改。表4 外观检查评估表序号项目评估结果符合不符合1结构变形无肉眼可见变形有肉眼可见明显变形2部件铭牌、标识相关信息齐全、完整无铭牌、信息缺失3漆层干净整洁、油漆层完好涂层大面积脱落、表面锈蚀严重4阀门开关方向标识均有开关方向标识无开关方向标识5阀门开关状态标识均有开关状态标识无开关状态标识6节流阀开度标识有开度标识无开度标识或损坏完整性检查及评价按照表5的要求进行检查，并根据检查结果进行评价，对发现的不符合项应立即进行整改或更换部件。表5 完整性检查评估表序号项目评估结果符合不符合1螺栓螺母螺纹露出螺母1-3扣缺失或未露出2阀门零部件完好缺失或损坏阀门丝杠完好、无变形、扭曲损坏，有明显变形、扭曲3法兰片完好缺失或损坏4压力表选型及精度与实际项匹配选型、精度与现场不匹配5压力表及连接短接正常损坏或超过校验周期6截止阀、压力表短接无损害、功能正常损坏、功能缺失7顶丝完好未旋转到位、损坏8注脂阀和试压塞完好存在不完好9端部外露密封部位及螺纹有保护存在无保护10闸阀液开关转动灵活，功能正常开关损坏、功能丧失11附件与装置的匹配性匹配不匹配安全附件检查及评价应按表6的要求进行检查，并根据检查结果进行评价，对于发现的不符合应立即整改，进行部件更换。表6 安全阀附件检查评估表序号项目评估结果符合不符合1安全阀、液控系统仪表符合SY/T7603标准要求不符合SY/T7603标准要求2安全阀启闭时间3安全阀防爆等级4易熔塞5安全阀控制柜距离井口距离关键部位壁厚及内壁腐蚀缺陷检测剩余壁厚最小值按照7.3要求，用超声波测厚仪开展关键部位壁厚检测，对于Ⅰ类采油（气）树，使用壁厚极限值应大于原出厂壁厚值的80%。其他类别的采油（气）树，使用壁厚极限值应大于原厂出厂壁厚值的75%。对于壁厚极限值超差的应进行安全等级评定。安全状况等级评定对于内壁局部减薄超过制造或者验收标准所允许范围，还应按照表7进行安全状况等级评定。Ⅰ类风险等级应满足2级要求，Ⅱ类风险等级应满足3级要求。对不满足安全等级要求的井口采油（气）树，应停止使用，并及时更换不合格部件。表7 安全状况等级评定壁厚局部减薄安全状况等级P＜0.3PL00.3PL0＜P≤0.5PL02级3级2级3级B/(πD)≤0.250.33te-C0.40te-C0.20te-C0.25te-C0.25＜B/(πD)≤0.750.25te-C0.33te-C0.15te-C0.20te-C0.75＜B/(πD)≤1.000.2te-C0.25te-C表中：D——缺陷附近采气树外径实测最大值，mm。te——有效厚度，缺陷附近壁厚的实测最小值减去至下一检验周期的腐蚀量，mm。B——缺陷环向长度实测最大值，mm。P——采气树管汇最大工作压力，MPa。P(1计算，MP。23�2�2−�23�2�2−��式中：RMPa

��0

���×

···············································(1)关键部位表面无损检测按照7.4要求开展关键部位表面检测，具体判定要求如下：关键部位表面不允许有任何裂纹缺陷。关键部位表面缺陷级别与评估结果对应关系应符合表8的规定。表8 关键部位表面无损检测评估表序号项目评定级别评估结果1MT或PTⅠ级符合2Ⅱ级及以上不符合硬度检测材料硬度应符合GB/T22513泄漏检测应按照7.77表9 泄漏检查评估表序号项目评估结果符合不符合1各法兰连接处无可见泄漏出现渗漏、滴漏、泄漏或刺漏2各螺纹密封连接处无可见泄漏出现渗漏、滴漏、泄漏或刺漏3各填料密封部位无可见泄漏出现渗漏、滴漏、泄漏或刺漏材质分析检测应按照7.8条要求开展材质分析检测，对材质分析符合要求的，维持原检测周期检测，对于不符合要求的，应立即停止使用，并进一步查找原因，进行安全风险评估，采取更换或其他的安全监控措施。声发射检测应按照7.9要求开展声发射检测。对于发现异常声发射信号的，采用其他检测方法进行验证，确认总成静水压密封试验应按照7.1010表10 水压密封试验评估表序号项目评估结果符合不符合1低压密封试验于所需的最小试验压力不满足符合条件的2高压密封试验整个保压期间的压降应维持在5%试验压力或3.4MPa以内，以较小者为准检验标识检验完成后，安装不锈钢检验标牌，其检验可追溯性标识至少应包括下列内容：检验机构名称检验机构资质被检产品名称、编号检验编号检验日期检验结论建议下次检验日期安全环保要求检验前应进行安全检查，同时符合属地管理要求。作业前和作业中，作业人员应通过硫化氢报警仪及可燃气体报警仪对井口周边进行持续监测，确保无硫化氢及可燃气体泄漏方可作业。检验人员应穿戴好劳动保护用品，严格按照操作规程检验。有防火防爆要求的场所，所使用的仪器设备应满足相应要求。检验完毕后应对检测现场进行清理和恢复，并验收合格后方可离开。T/1HBSEA001—2024T/1HBSEA001—2024PAGEPAGE11附录A（资料性）原始资料检查记录表表A.1所示了在役井口采油（气）树原始资料检查记录表式表。记录编号：

表A.1在役井口采油（气）树原始资料检查记录表作业地点井 号检查日期井口类型型号规格材料级别AABBCCDD 规范级别PSL1PSL2PSL3 生产厂家制造日期投产日期额定压力工作压力MPa工作温度℃井口介质上次检验问题记载检验单位：报告编号：检验日期 年 月未发现重大问题。发现问题如下：原始资料审查记录使用维护说明书出厂检验报告历次检验报告日常使用状况记录维护维修记录发现问题如下：检验复核T/1HBSEA001—2024T/1HBSEA001—2024PAGEPAGE12附录B（资料性）表A.2所示了在役井口采油（气）树宏观检查记录表式表。记录编号：

表A.2在役井口采油（气）树宏观检查记录表检查地点井 号检测日期检查项目检查内容检查结果外观检查1、主体结构无明显变形合格 不合格2、各部件铭牌相关信息齐全合格 不合格3、涂层完好，表面无明显腐蚀、锈蚀合格 不合格4、阀门开关方向、节流阀流向、阀门开关状态、压力贯穿装置和紧固件标记齐全、清晰合格 不合格5、节流阀开度标识是否完好合格 不合格6、无超压、超温和超量（流量）等现象合格 不合格7、压力表外观完好、选型正确，精度满足要求合格 不合格8、压力表每6个月进行检定或校准，并在有效期内合格 不合格9、阀门丝杆无明显变形、扭曲合格 不合格10、其他合格 不合格完整性检查1、螺栓、螺母连接符合规范要求合格 不合格2、阀门零部件手轮、防尘罩、防护罩无缺失、损坏合格 不合格3、法兰片完好，无缺失合格 不合格4、截止阀、压力表短接是否损坏、功能正常合格 不合格5、顶丝组件安装是否符合规范合格 不合格6、各端部外露密封及螺纹是否有保护合格 不合格7、闸阀液（手）动开关，是否转动灵活，功能正常合格 不合格8、附件与主体装置的匹配性合格 不合格9、其他合格 不合格安全附件检查1、每年由具备检验资质的机构进行定期校验合格 不合格2、安全阀、液控系统仪器仪表是否在有效期内合格 不合格3、安全阀启闭时间符合要求合格 不合格4、安全阀防爆等级符合要求合格 不合格5、易融塞是否完好、符合要求合格 不合格6、安全阀控制柜距离井口距离符合相关规范要求合格 不合格7、热敏锁闭装置运行正常（适用时）合格 不合格8、其他合格 不合格泄漏检测1、连接法兰钢圈连接处是否有泄漏合格 不合格2、各连接螺纹处密封部位是否有泄漏合格 不合格3、阀门、盘根盒、顶丝等填料密封部位是否有泄漏合格 不合格4、其他合格 不合格问题记录：检测复核T/1HBSEA001—2024附录CT/1HBSEA001—2024附录C（资料性）PAGEPAGE14测厚检测记录表表A.3所示了在役井口采油（气）树-测厚检测记录表式表。记录编号：

表A.3在役井口采油（气）树-测厚检测记录表检测地点井 号检测日期检测部位表面状况仪器型号仪器编号耦合剂实测点数检测标准验收标准测厚点部位图：产品名称出厂编号规格型号测量值mm12345678最小壁厚检测结果合格不合格合格不合格合格不合格合格不合格合格不合格合格不合格备注：检测复核T/1HBSEA001—2024附录DT/1HBSEA001—2024附录D（资料性）PAGEPAGE15相控阵检测记录表表A.4所示了在役井口采油（气）树-相控阵检测记录表式表。记录编号：

表A.4在役井口采油（气）树-相控阵检测记录表检测地点井 号检测日期仪器型号仪器编号表面状态探头规格扫查方式晶片数量探头延迟聚焦深度角度范围最大角度耦合剂角度步进检测标准验收标准部位序号检测位置聚焦深度缺陷尺寸评定级别备注长度mm宽度mm面积mm2