水下井口

DRIL-QUIP公司的SS-10 C型水下井口系统, 该系统是靠钢圈金属面密封的，抗压10000psi。SS-10 C型水下井口系统具有以下特点：

●操作简便、安全、可靠；

●使用较少的送入工具；

●密封总成靠金属密封；

●重力坐封密封总成；

●同一个密封总成适用于所有的13-3/8”套管和较小尺寸的套管；

●密封总成可以直接被起出来而不需要转动；

●下入过程中不能左转；

●所有的套管悬挂器在井口头处自动居中；

●套管悬挂器周围有较大面积的流道；

●套管悬挂器可以被锁定在井口头处；

●可以在下入抗磨补芯的条件下对防喷器试压；

●所有的套管悬挂器上都有标准的水下回接面；

●系统安装步骤简单，使用工具少。

一、准备工作：

运送前仔细检查SS-10水下井口系统的所有部件，保证在不被破坏，在使用前处于良好的状态。

1、检查永久导向基板（PGB）的零件号是否与30”套管头的零件号相匹配，并记录

PGB的零件号和序列号；

2、检查固定销钉、锁紧销钉，确保可以插入导向柱板上的销钉孔内；

3、检查导向柱，确保BOP可以顺利插入导向柱；

4、检查PGB上部中央固定环，看是否有裂纹、滑痕、凹痕等；

5、事先在PGB上安装水平仪，检查是否与PGB垂直，并确定水平仪安装在ROV

可以看到的地方；

6、在30”井口头以下5米涂上白漆，每0.5米涂一道白漆，在30”导管以上5米涂

上白漆，每0.5米一道；

二、30”井口头的下入顺序

1、连接30”井口头送入工具，在工具上部接631*410的变扣接头，上面接一柱加重

钻杆，立于钻台；

2、在月池上装好永久性导向基板和导向柱，为了便于辨认，将导向柱涂上白漆并

按顺序编号；在导向柱上安装上导向绳；

3、一开钻36”井眼至122米（水深40米，转盘面高度25米）；

4、下30”浮鞋穿过转盘面到月池，通水检查浮鞋是否正常，继续下套管穿过导向基

板，在套管通过PGB的时候注意观察不要被挂住；

5、在最后一根导管上接30”井口头，然后坐在转盘面上。下5”钻杆做固井内管柱，

接30”导管送入工具，转动送入工具，使送入工具外径上的４个防旋转销钉插入

到对应的井口头槽内，左转送入工具大约５圈，旋转力使锁定环扩大插入到相

应的30”井口头的槽内，此时内管柱离导管鞋约12-15米；

6、下送入工具、30”井口头和导管至月池，在井口头安装在PGB上之前，保证４个

锁紧销钉已经插入到PGB上对应的插孔里，将导管和30”井口头座在PGB里面，

让PGB上部的控制环咬紧３０＂井口头上部；

7、打开井口头送入工具上的排气阀，将井口头送入水面，接顶驱循环排气。停泵5

分钟再循环一次，在确保导管串内灌满海水后，关闭排气阀；

8、继续用5”加重钻杆将导管柱送到位，在浮鞋进入井眼和到位时，用ROV观察，

力争一次能对入井眼并下到位；

9、在接上最后一根钻杆后，打开升沉补偿系统（motion compensator），调整升沉补

偿器使它支撑送入工具、下入管柱、30”井口头、隔水导管和PGB的重量；

10、下放整个组合，直到PGB到设计位置（一般PGB在泥面以上1.5米左右，本井

1.5米），调整升沉补偿器使整个组合在一个固定的位置，通过水下电视观察在

30”井口头上作的标记，记录30”井口头和泥面之间的距离。观察安装在PGB上

面的水平仪，调整导向绳使PDB、30”井口头接近垂直于泥面，以利于下一步坐

井口和防喷器系统，PGB的倾角应控制在0~1.5度之间；

11、30”导管固井作业，固井时用ROV观察水泥浆的返出情况和井口头是否上移，

如果出现上移或下沉，通过调节升沉补偿系统使之平衡；

12、侯凝1.5~3.0小时或者根据水泥浆样品的凝固情况确定，判断不会导致基

板转动的前提下，倒开井口头送入工具，向右旋转管柱大约5圈，钻

台上记录旋转的圈数，同时通过水下电视记录旋转圈数，当锁定环从

30”井口头相应的槽内缩回时，升沉补偿器有一个明显的震动。取出井口头送入

工具；

13、在钻杆上作一个标记，起出管柱，计算30”井口头和转盘面之间的距离。

三、18-3/4”井口头的下入程序

1、二开26”井眼钻进至设计深度（本井264米）；

2、在18-3/4”井口头顶部以下5米涂上白漆，每半米处用黑漆划线并数字标

明；在20套管鞋及以上5米处涂上白漆，每米处用黑漆划线并数字标明。

3、组合18-3/4”井口头送入工具；在送入工具上部接一根631*410的变扣，

在送入工具下部接一根钻杆，在变扣上部接2根加重钻杆，将这柱工具

立在钻杆盒里；

4、将18-3/4”井口头放在转盘上，用送入工具插入18-3/4”井口头，调整送入

工具，使送入工具外径上的４个防旋转销钉插入到对应的井口头槽内，左转送入工

具大约５圈，旋转力使锁定环扩大插入到相应的18-3/4”井口头的槽内，通过测量指示棒的的长度来检验送入工具和18-3/4”井口头是否正确连接，指示棒的长度大约为7/8”(见下图)。送入工具右转1/8圈（但不要超过1/4圈），保证在回收送入工具时不需要花太大的扭距；将整柱工具立在钻杆盒里；

5、按照508.00mm(20”)套管柱设计下入套管，下完最后1根套管后灌满海水，

连接内管柱，下至距套管鞋约20处；

6、连接18-3/4”井口头管柱，接在最后一柱钻杆上，取下坐在20”套管上的

盖板，将18-3/4”井口头下部的20”导管接头接在20”导管上；打开井口头上的排气阀；

7、用127.00mm(5”)钻杆送套管、井口头及送入工具至水面下，将井口头内

灌满海水，关闭排气阀；接完最后一柱钻杆后，打开升沉补偿系统，调整升沉补偿器使它支撑钻杆及送入工具的重量，在ROV观察下，将18-3/4”井口头坐在30”井口头里，下压25klbs确定18-3/4”已经锁定在30”

套管头里；记录下18-3/4”井口头的深度；

8、按固井作业程序进行内管柱固井作业；

9、调整升沉补偿器过提5klbs，向右旋转大约5圈，释放18-3/4”井口头送入工具，钻

台上记录旋转的圈数，同时通过水下电视记录旋转圈数，当锁定环从18-3/4”井口头相应的槽内缩回时，升沉补偿器有一个明显的震动。取出18-3/4”井口头送入工具；

四、防喷器组下入顺序

1、作下防喷器组的准备，在下防喷器之前，应对防喷器组和管汇进行全套

试压和功能试验;

2、将防喷器组移到月池上，接上隔水管下部总成，进行功能试验。用隔水

管送防喷器组，在ROV观察下送到位并坐上;

3、在坐防喷器组之前，对隔水管上的压井和阻流管线试压，试压标准跟闸

板防喷器的试压标准相同;

4、防喷器组坐到位后，在ROV的观察下锁井口连接器，按要求超提50klbs

证实锁定;

5、调整隔水管张力器到作业张力，安装压井和阻流管线，安装转喷器并通

过泵海水进行检查;

6、下试压塞，对连接器和防喷器组试压;试压程序如下：

●如果事先安装了耐磨补芯，试压前一定要将耐磨补芯取出来；

●在试压工具的下部接一柱加重钻杆或钻铤，保证没有钻杆接头影响防喷器；下

入管柱的数量有井下工程师决定，但下入管柱的重量不应少于15klbs；

●下放试压工具，在接近BOP时，打开升沉补偿系统，过BOP时要小心不要挂

在BOP上，将送入工具坐在井口头的PLS（Primary Landing Shoulder）台肩上，

调整升沉补偿器使它也支撑试压工具的重量；

●按BOP组的试压顺序对BOP组进行试压；

7、起出试压塞，关盲板防喷器，对套管试压。然后卸压，打开盲板防喷器;

8、下入476.25mm(18-3/4”)井口头抗磨补芯，若已装入则不做该项工作。

●如果已经安装了抗磨补芯，从多功能工具上取下锁定环；在多功能工具下部外

径上安装抗磨补芯下入适配器（它的外径上有4个钩耳）；

●将多功能工具安装在18-3/4”井口头抗磨补芯里，向左旋转少许，进入

抗磨补芯的沟槽内；

接钻杆下18-3/4”井口头抗磨补芯至井口头的台肩上，注意下放的过程中不能转动；下压5kbls，注意下压不要超过30klbs，向右旋转1/4

圈钻具，起出多功能送入工具。

18-3/4”井口头抗磨补芯多功能工具

五、下13-3/8”套管、套管悬挂器和密封总成

1、按设计钻17-1/2”井眼至设计深度，本井17-1/2”井眼至1500米；

2、下多功能工具起出18-3/4”井口头抗磨补芯；

3、在下13-3/8”套管之前，先取出18-3/4”*13-3/8”套管悬挂器送入工具，放在转盘上，

上面接一根631*410的变扣，变扣上面接一根加重钻杆，然后立在钻杆盒里；

4、将13-3/8”套管悬挂器吊上钻台，放到转盘面上，将送入工具插入悬挂器，确认驱动

键插入了悬挂器相应的槽内，左转约５圈，直到扭距增大，然后右转３圈，检验是

否锁定；

5、右转卸开悬挂器，在悬挂器的下方接上平衡阀和固井胶塞；平衡阀的作用是当胶塞

上下压力差较大时，平衡阀可以卸掉之间的压力差，防止因压力差过大而提前剪切

断胶塞；

6、将带有胶塞的送入工具插入到13-3/8”套管悬挂器内，左转送入工具直到扭距增大，

然后右转1/8圈倒扣的顺利进行；在送入工具和悬挂器上作一记号，防止送入工具

和悬挂器之间有相对转动；

7、从加重钻杆处倒开，将送入工具和13-3/8”套管悬挂器甩到甲板上；

8、按套管顺序下13-3/8”套管；

9、当最后一根套管坐在转盘面上的时候，起出13-3/8”套管悬挂器和送入工具，接在最

后一根套管上，上扣时注意不要让13-3/8”套管悬挂器和送入工具之间产生相对转动；

10、用加重钻杆将13-3/8”套管悬挂器下到18-3/4”井口头上（如果是深井可以直接

用钻杆，由于本井较浅，要保证送入工具的上部钻具不少于15klbs，需要选用加重钻杆），接上最后一加重柱钻杆后，打开升沉补偿系统，注意下放的过程中不要转动钻柱，将13-3/8”套管及悬挂器坐在18-3/4”井口头上，释放悬重；

11、接水泥头，进行固井作业。接水泥头时注意不要让下部钻具转动；

12、调节升沉补偿系统，使大钩吃一定的力，但仍然保持有10klbs的重力在送入

工具上，在转盘处作一标记，右转钻柱大约5-6圈，直到钻柱下降大约10in，转动时会将送入工具从13-3/8”套管悬挂器上释放出来；

13、起出送入工具；

14、准备下密封总成；

15、下18-3/4”井口头冲洗工具，大排量冲洗井口头约30分钟，清洗掉井口头处的

岩屑等杂物，然后起出冲洗工具；

16、组合密封总成及送入工具，用加重钻杆送密封总成及送入工具到18-3/4”井口

头，在接上最后一柱加重钻杆后，打开升沉补偿系统，下压20klbs，坐封密封总成；

17、调节升沉补偿系统，使它支撑整个管柱的重量；

18、关闭闸板防喷器进行压力试验，固井泵瞬速打压至2500psi，控制压力30秒后

加压至3500psi，这样试压是为了在密封总成与13-3/8”套管悬挂器之间建立一个金属对金属的密封，并且将密封总成锁定在13-3/8”套管悬挂器上；

19、起出密封总成送入工具；

GB T 21412.4 《水下井口装置和采油树设备》目录(等同于ISO 13628.4-1999)

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、ISO13628 3 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Ⅴ 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 3.1 术语和定义3 3.2 符号和缩略语8 4 使用条件和产品规范级别9 4.1 使用条件9 4.2 产品规范级别PSL 9 5 系统一般要求10

国外井口装置及电潜泵发展现状

国外井口装置发展现状 井口装置由套管头、油管头和采油树三部分组成，主要用于监控生产井口的压力和调节油(气)水井的流量；也可以用于酸化压裂、注水、测试等各种措施作业，能满足不同工况，密封可靠，工作安全。 (一)井口装置发展趋势 国外许多公司都在不断开发并完善电潜泵井口装置及整体采油树，生产单油管电潜泵井口装置、双油管井口装置及双通径的整体式采油树是井口装置发展的主要趋势。在国内将油管头、采油树统一称为“井口装置”，井口装置已是我国的成熟产品。具有结构紧凑、重量轻、性能好的特点，是井口装置的发展趋势。总体来讲闸阀系列，主要趋向特殊防腐材料应用，结构上发展多样化。 (二)国外井口装置发展现状 目前，国外生产采油树最大工作压力是140MPa，组成采油树的法兰式连接闸阀最大额定工作压力达210MPa。国外许多公司都在不断开发并完善电潜泵井口装置及整体采油树，生产有单油管电潜泵井口装置、双油管井口装置及双通径的整体式采油树，还能根据油(气)田的工况和井内滞留流体来生产陆上(包括海洋平台用)的井口设备及水下井口装置。目前主要生产国家有美国、英国、意大利等十几个国家，美国的产品技术和生产能力处于世界领先地位。著名的制造厂商有Cameron、F.M.C、Vetco、Gray等公司，Cameron公司采油树性能质量最好，但价格较高。 1.闸阀系列 闸阀作为井口装置中的主要部件，国外主要发展平板闸阀结构，其中暗杆式平板阀占有绝对优势。 (1)Cameron公司闸阀

①FL和FLS型闸阀。 Cameron公司新生产的闸阀有FL和FIS型两种，工作压力13.79～34.5MPa。 主要结构特点：采用整体式闸板结构，可防止管线中的沉淀物进入阀体内腔。高承载能力的两个止推轴承用来吸收闸板开启和关闭时的载荷，从而将手轮旋转力减至最小。特殊惰性材料弹簧承载的唇型密封，既能保护金属密封面又能加强低压密封性能。FL型闸阀在每个阀座上使用的是单个唇形密封。 ②JS型闸阀。 主要结构特点：Cameron公司JS型闸阀主要特点是具有一回转孔口的闸板，可在不考虑阀杆位置的情况下把阀板推向开启位置，使JS型闸阀特别适合于作采油树装置的底阀。此外，该型闸阀采用阀座和闸板、阀体金属对金属的密封，特殊外径、内径的唇型密封既加强。了低压密封又保护了阀座、阀板及阀体的金属密封面。 (2)Vetco、Gray公司闸阀 Vetco、Gray公司新生产的闸阀系列有VG一300和VG一200。 ①VG一300高压系列闸阀。 VG一300高压系列闸阀工作压力从34.5~103MPa，规格从50～228.6mm。 主要结构特点：这种闸阀采用的是多向模锻承压阀体、阀帽，UV型具有热塑并充填的特氟隆(TEE)复合阀杆盘根，配备有多用途的接头，用于注入阀体润滑剂和阀杆密封剂。 VG-300FR型具有后座自动密封防火功能。 ②VG-200低压系列闸阀。 VG-200低压系列闸阀工作压力从13.79～34.5MPa，规格从50.8～101.6mm。主要结构特点：这种闸阀结构采用的是低合金钢承压铸件壳体、平行阀板结构、非橡胶唇形阀杆盘根并采用精密滚针轴承承受阀杆载荷，具有安全剪切销的功

采油(气)井口装置现状及发展趋势

采油(气)井口装置现状及发展趋势 钟功祥1张天津1肖力彤2李蓓蓓1吴臣德1 (1．西南石油大学机电工程学院，四川成都610500；2．四川石油管理局成都总机械厂，四川成都610500) 摘要：采油(气)井口装置是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。本文在介绍国外井口装置的总体发展现状及井口装置各部件结构的改进情况的基础上，指出了当前我国井口装置存在的不足。同时也对我国井口装置今后的发展提出了建议。 关键词：井口装置闸阀套管头油管头采油(气)树 0 引言 井口装置由套管头、油管头和采油树三部分组成，主要用于监控生产井口的压力和调节油(气)水井的流量；也可以用于酸化压裂、注水、测试等各种措施作业。石油工业的发展不断地对井口装置以及阀门的可靠性和控制性提出更高的要求，这便促使和推动着井口装置也处在不断的改进和发展之中。就井口装置的整体来看，其改进主要着眼于尺寸的减小和重量的减轻，也就是轻便灵活；从结构型式来看．主要着眼于闸阀的改进和发展，大力推广平行闸板阀的使用．并开展产品的可靠性分析研究。 1国外井口装置发展现状 1.1井口装置发展总体情况 目前，国外生产采油树最大工作压力是140MPa，组成采油树的法兰式连接闸阀最大额定工作压力达210MPa。国外许多公司都在不断开发并完善电潜泵井口装置及整体采油树．生产有单油管电潜泵井口装置、双油管井口装置及双通径的整体式采油树，还能根据油(气)田的工况和井内滞留流体来生产陆上(包括海洋平台用1的井口设备及水下井口装置。目前主要生产国家有美国、英国、意大利等十几个国家，美国的产品技术和生产能力处于世界领先地位。 1.2井口装置各部件结构的改进 1.2.1闸阀 闸阀作为井口装置中的主要部件，主要发展平板闸阀结构，其中暗杆式平板阀占有绝对优势。新生产的闸阀有FL和FIS型两种，工作压力13．79～34．5MPa。其结构特点：采用整体式闸板结构，可防止管线中的沉淀物进入阀体内腔。高承载能力的两个止推轴承用来吸收闸板开启和关闭时的载荷，从而将手轮旋转力减至最小。特殊惰性材料弹簧承载的唇型密封．既能保护金属密封面又能加强低压密封性能。FL型闸阀在每个阀座上使用的是单个唇形密封。FIS型闸阀使用的是内径和外径密封。另一种JS型闸阀的特征是阀座和阀板、阀体金属对金属的密封，特殊外径、内径的唇型密封既加强了低压密封又保护了阀座、阀板及阀体的金属密封面。Js型闸阀设计的主要特点是具有一个回转孔口的阀板(Reverse—bore gate)，这种闸板可在不考虑阀杆位置的情况下把闸板推向开启位置，这一特点使Js型闸阀持别适合于作采油树装置的底阀。

水下井口

DRIL-QUIP公司的SS-10 C型水下井口系统, 该系统是靠钢圈金属面密封的，抗压10000psi。SS-10 C型水下井口系统具有以下特点： ●操作简便、安全、可靠； ●使用较少的送入工具； ●密封总成靠金属密封； ●重力坐封密封总成； ●同一个密封总成适用于所有的13-3/8”套管和较小尺寸的套管； ●密封总成可以直接被起出来而不需要转动； ●下入过程中不能左转； ●所有的套管悬挂器在井口头处自动居中； ●套管悬挂器周围有较大面积的流道； ●套管悬挂器可以被锁定在井口头处； ●可以在下入抗磨补芯的条件下对防喷器试压； ●所有的套管悬挂器上都有标准的水下回接面； ●系统安装步骤简单，使用工具少。 一、准备工作： 运送前仔细检查SS-10水下井口系统的所有部件，保证在不被破坏，在使用前处于良好的状态。 1、检查永久导向基板（PGB）的零件号是否与30”套管头的零件号相匹配，并记录 PGB的零件号和序列号； 2、检查固定销钉、锁紧销钉，确保可以插入导向柱板上的销钉孔内； 3、检查导向柱，确保BOP可以顺利插入导向柱； 4、检查PGB上部中央固定环，看是否有裂纹、滑痕、凹痕等； 5、事先在PGB上安装水平仪，检查是否与PGB垂直，并确定水平仪安装在ROV 可以看到的地方； 6、在30”井口头以下5米涂上白漆，每0.5米涂一道白漆，在30”导管以上5米涂 上白漆，每0.5米一道； 二、30”井口头的下入顺序 1、连接30”井口头送入工具，在工具上部接631*410的变扣接头，上面接一柱加重 钻杆，立于钻台； 2、在月池上装好永久性导向基板和导向柱，为了便于辨认，将导向柱涂上白漆并 按顺序编号；在导向柱上安装上导向绳； 3、一开钻36”井眼至122米（水深40米，转盘面高度25米）； 4、下30”浮鞋穿过转盘面到月池，通水检查浮鞋是否正常，继续下套管穿过导向基 板，在套管通过PGB的时候注意观察不要被挂住； 5、在最后一根导管上接30”井口头，然后坐在转盘面上。下5”钻杆做固井内管柱， 接30”导管送入工具，转动送入工具，使送入工具外径上的４个防旋转销钉插入 到对应的井口头槽内，左转送入工具大约５圈，旋转力使锁定环扩大插入到相 应的30”井口头的槽内，此时内管柱离导管鞋约12-15米； 6、下送入工具、30”井口头和导管至月池，在井口头安装在PGB上之前，保证４个 锁紧销钉已经插入到PGB上对应的插孔里，将导管和30”井口头座在PGB里面， 让PGB上部的控制环咬紧３０＂井口头上部； 7、打开井口头送入工具上的排气阀，将井口头送入水面，接顶驱循环排气。停泵5 分钟再循环一次，在确保导管串内灌满海水后，关闭排气阀；

井口装置的发展趋势

井口装置的发展趋势 井口装置由套管头、油管头和采油树三部分组成，主要用于监控生产井口的压力和调节油(气)水井的流量；也可以用于酸化压裂、注水、测试等各种措施作业，能满足不同工况，密封可靠，工作安全。 (一)井口装置发展趋势 国外许多公司都在不断开发并完善电潜泵井口装置及整体采油树，生产单油管电潜泵井口装置、双油管井口装置及双通径的整体式采油树是井口装置发展的主要趋势。在国内将油管头、采油树统一称为“井口装置”，井口装置已是我国的成熟产品。具有结构紧凑、重量轻、性能好的特点，是井口装置的发展趋势。总体来讲闸阀系列，主要趋向特殊防腐材料应用，结构上发展多样化。 (二)国外井口装置发展现状 目前，国外生产采油树最大工作压力是140MPa，组成采油树的法兰式连接闸阀最大额定工作压力达210MPa。国外许多公司都在不断开发并完善电潜泵井口装置及整体采油树，生产有单油管电潜泵井口装置、双油管井口装置及双通径的整体式采油树，还能根据油(气)田的工况和井内滞留流体来生产陆上(包括海洋平台用)的井口设备及水下井口装置。目前主要生产国家有美国、英国、意大利等十几个国家，美国的产品技术和生产能力处于世界领先地位。著名的制造厂商有Cameron、F.M.C、Vetco、Gray等公司，Cameron公司采油树性能质量最好，但价格较高。 1.闸阀系列 闸阀作为井口装置中的主要部件，国外主要发展平板闸阀结构，其中暗杆式平板阀占有绝对优势。 (1)Cameron公司闸阀 ①FL和FLS型闸阀。 Cameron公司新生产的闸阀有FL和FIS型两种，工作压力13.79～34.5MPa。 主要结构特点：采用整体式闸板结构，可防止管线中的沉淀物进入阀体内腔。高承载能力的两个止推轴承用来吸收闸板开启和关闭时的载荷，从而将手轮旋转力减至最小。特殊惰性材料弹簧承载的唇型密封，既能保护金属密封面又能加强低压密封性能。FL型闸阀在每个阀座上使用的是单个唇形密封。 ②JS型闸阀。 主要结构特点：Cameron公司JS型闸阀主要特点是具有一回转孔口的闸板，可在不考虑阀

水下井口系统(vetco公司)

Subsea wellhead systems Advanced solutions for extreme conditions

The driving force behind the advanced designs and successful installation of our products has always been our customers’ demand for more ef? cient and reliable drilling. VetcoGray’s patented metal-to-metal seal, advanced material sciences and overall innovative approach combine to help our clients reliably drill deeper wells at the sea ? oor. We provide the broadest range of subsea wellhead solutions for global explo-ration and production. Our portfolio features the familiar MS-700, the SlimBore system for drill thru/slim riser applications and the MS-800 FullBore for ultra deep wells. All our solutions feature the ? eld-proven MS sealing technology and running tool designs.

水下井口

水下井口装置 自1947年美国首次提出水下井口概念以来，水下生产技术不断发展并逐步应用于(超)深水领域。水下井口和采油树作为水下生产系统的关键设备，其深水安全作业和现场应用技术的尤为重要。水下井口和采油装备作为海底油气输送通道中的关键节点，其主要功能是有效控制来自海底井口的工作压力，保证海底油气按照设定的流速和流量输送到海底油气集输处理系统，并最终输送到采油平台及海岸线上。 海洋水下井口、采油装备仅是整个水下生产系统中的单元产品，1套水下生产系统可以包含多个水下井口、采油装备，1套水下井口和采油装备一般只对应1个海底油井。通常水下生产系统的工作流程为:安装在海床上的各个水下井口和水下采油树采出的井液通过水下管汇输送到水下管汇中心，水下管汇中心完成对各井井液的单井计量、汇集和增压，然后通过海底管线输送到浮式生产系统上进行处理和储运。水上控制系统通过水下管汇中心对水下井口进行控制、关断、注水、注气、注化学药剂以及维护作业。 一套完整的水下井口和采油装备主要由水下井口、水下采油树和中间连接器（也称水下连接器）这3种相互独立并具有不同功能的设备构成，水下井口装置与套管连接，安放在井口上部的海床上，水下采油树通过中间连接器与水下井口装置连接在一起工作。 水下井口装置通常分为2大类:一是被安装于海底的湿式井口装置;二是被安装于生产平台上的干式井口装置。井口装置总是处在采油树之下，水下井口装置安装在海床上，而平台井口装置通常安装在低于平台甲板的位置。 水下井口装置主要有分散式和集中式2种形式。分散式水下井口装置一般适合于作业海域海流流向沿深度分布比较一致并相对稳定的工况，水下井口之间可以通过柔性管线相连或与总管汇相连，也可直接与油轮连接。其优点是对井口表层套管的定位精度要求低，其不足是水下井口之间的软管和特种液压接头的成本及安装费用较高，海流方向不稳定时易使软管缠绕，造成软管和接头部位损坏，单井修井会影响其它井生产，施工安装时对海况要求高、时间长。集中式水下井口装置适用于各种海流条件，井口导向底座之间采用刚性跨接管相连成一个整体，对井口和表层套管定位精度要求高。其优点是:刚性跨接管接头成本远低于柔性软管和液压接头，只相当于软管的撼单井修井作业不影响其他井正常生产，相对独立的软管可以单独安装和回收，且移动范围小，不会发生软管的摩擦和缠绕，刚性跨接管的测量、安装和回收作业可以与其他作业同时进行，且不需要动用其他船只，能在较恶劣的海况下正常作业。 FMC公司的水下井口有UWDII和UWD15两种形式，其差别是额定压力不同UWDII 的额定压力为70 MPa，UWD15的额定压力较高，为105MPa目前UWD15使用最普遍，这一系统仅需4种工具就可以安装。 水下井口装置主要包括套管、套管头、井口套、套管悬挂器和密封总成等。套管和套管头通过焊接或通过套管短节搭接。水下井口装置由多层套管按照一定的连接方式组成，最外层套管通常为φ762mm(30英寸)套管头，其主要功能是承受内层各套管的重力、防止反转(设计有各种槽口)、承受套管柱载荷（设计有台阶)以及密封口等。井口套为水下井口装置的主体，通常φ476mm井口套为水下井口套的标准尺寸，不仅能够用卡箍或圆形销与己有的井口连接器配合，而且其底部预留的对接焊口可与用户需要的加厚壁厚相匹配。另外，井口套中间部位设计有开口锁定环、防反转锁销和底部反馈环等，用于套管头的可靠锁定，防止井口套与φ762 mm(30英寸)套管头相对转动及钻井液返回等。套管悬挂器用于悬挂内层各套管，其尺寸比较多。其中φ340、244和178mm，3种尺寸套管悬挂器使用最普遍。密封总成用于封闭套管与套管之间的环空，其结构有金属对金属密封及橡胶环形密封等多种形式。

丛式井水下生产系统钻井中心布局探讨

57卷增刊1 2016年11月 中国造船 SHIPBUILDING OF CHINA Vol.57 Special 1 Nov. 2016 文章编号：1000-4882 (2016) S1-0031-07 丛式井水下生产系统钻井中心布局探讨 刘飞，李清平，刘伟 (中海油研究总院，北京100027) 摘 要 针对水下油气田开发方式中常见的丛式井布局形式，从丛式井钻井中心布局的设计要素、钻井中心水下 连接系统设计、水下预留接口位置这三个方面，进行了深入分析探讨，给出了丛式丼水下生产系统钻丼中心 布局的总体设计原则及水下连接系统设备选型的思路和方法。 关键词：水下生产系统；钻井中心；丛式井；水下布局；水下连接 中图分类号：TE54 文献标识码：A 0引言 水下生产系统中水下井口的位置通常由钻井工程师根据油藏靶点的位置和最优钻井轨迹来决定。对于钻井来说，直井的钻井成本是最低的，斜度井和水平井会増加钻井长度和钻井难度，进而増加钻 井时间和成本。但是，斜度井和水平井技术可以将若干口井集中在一个钻井中心，钻井船停留在一个 钻井中心，可以通过收放锚链这样简单的操作，实现钻井船位置的移动，完成若干口井的钻井工作，减少了钻井船长距离移动时重复抛锚的工作量。斜度井和水平井技术日趋成熟，钻井成本逐渐降低，若干个水下井口集中布置在一个钻井中心周围，简化了管线和脐带缆的路由和连接，可以节省大量的 工程费用。 水下生产系统主要有三种井口组合方式，即卫星井、丛式井和集中式基盘[1]。卫星井方式为单个 水下井口回接到周边依托设施；丛式井为多个水下井口（通常为3?12 口）分散地布置在中心管汇的周 围，通过跨接管和跨接缆与中心管汇连接，如图1所示。而集中式基盘方式则为若干个水下采油树集 成在管汇结构当中，如图2所示。水下井口具体采用哪种组合形式，需要根据安装船舶资源、操作维 图1丛式井布局图2集中式基盘布局

井筒隔离工具

第13章井筒隔离工具 1.1 技术概述 随着石油勘探生产行业的向深水海洋井发展，对深水钻井平台的需求日益显现。为了增加平台的可靠性，运营商们采取了一种新的战略——将水下采油树从海上钻井平台转移到水下井口装置辅助船上安装。安装钻井平台需要1到3周，而这种转移安装可以确保钻井快速移动到下一个井，并且显著减少了钻井时间。地层隔离阀（surface-controlled formation isolation valve,SFIV）作为这种战略中的一部分，是专为实现临时弃井而设计的。案例研究也表明，通过the landing tree on 升沉补偿—the tree-by-wire 技术临时弃井减少了操作时间。不过地层隔离阀也存在缺陷，一旦使用，必须在vertical tree安装后移除。 充分意识到这项技术的潜力，地层隔离阀（SFIV）旨在提供一个机械屏障，可以通过在辅助船对液压管线施加压力遥控激活打开，消除了油井失控的风险，在临时弃井操作中尤为重要。 从2010年11月开始，世界各地的几个海洋深水井成功的应用了SFIV。 随着油田开发向非常规作业发展，对油水井带压作业要求越来越高，同时还要防止油层受压井液污染。目前，油田使用油层保护液、单向阀、封隔器和配套井口带压设备，但在现场应用中，存在坐封效果差，压井液和油层保护液对油层侵入污染，带压作业程序繁杂等问题。因此，研制了地层隔离阀，该阀属球类双向阀，通过密封开关工具，随生产管柱上下移动，随时调节油层与油管之间通道的开启及关闭，实现油层或水层与生产通道的压力隔离。现场应用表明：地层隔离阀配套丢手悬挂封隔器能有效实现油层压力与生产通道的隔离，解决了打压作业难、压井液漏失、油层污染等问题，提高了高压油水井检修作业深度，延长了油水井免修期，具有良好的推广前景。 完井管柱中使用FIV (formation isolation valve)装置可保护地层,减少作业和投产后生产过程中的处理费用。下面是FIV装置在欠平衡射孔完井和防砂完井作业中的2则应用实例。 1、可提高欠平衡射孔效果 Shetland群岛西部某油田计划钻30口井然后在不压死产层的条件下完井。该计划的难点在于既要欠平衡射孔,又要在施工作业过程中将烃类保持在地层中,最大程度地减少对地层的伤害,同时还要尽量减少各项作业费用。鉴于此种情况,斯伦贝谢公司建议在射孔完井作业中使用FIV装置和完井工具来保护地层。第一口井成功地安装了FIV装置后,已无故障运行了5年多。除FIV装置外,这口井中大多数完井工具均已陆续更换过。由于FIV装置对地层的保护作用,该油田安装了FIV装置的井的采收率提高了10%~20%。 2、用在防砂完井管柱中可减少地层伤害最近在墨西哥湾的2口井中随防砂管柱一起下入了FIV装置,这2口井都存在着严重的滤失问题。防砂完井管柱下入井中后,利用冲洗管底部的转位工具将FIV装置关闭,这样FIV以下的钻成井段就被隔离,从而消除了滤失问题和可

一般水下井口系统

水下井口系统 水下井口系统(Fig. 1)是一个压力容器，在钻井过程中，它提供了套管的悬挂和密封途径。井口还为水下防喷器和隔水管提供了锁紧端面，使之可以连接到浮式钻机上。用这种方法，到达井口的路径就处于压力可控的环境中了。水下井口系统位于海底，需要使用下入工具和钻杆进行远程安装。 Fig. 1—图例是一种典型的水下井口系统，安装了临时弃井盖帽。井口中配置了额30 × 20 × 13? × 9? × 7-in的套管。

Contents 1 水下井口系统 o 1.1 Drilling guide base o 1.2 Low-pressure housing o 1.3 High-pressure housing o 1.4 Casing hangers o 1.5 Metal-to metal annulus seal assembly o 1.6 Bore protectors and wear bushings o 1.7 Running and test tools 1.7.1 Conductor wellhead running tool 1.7.2 High-pressure wellhead running tool 1.7.3 Casing-hanger seal-assembly running tool 1.7.4 Multipurpose tool and accessories 1.7.5 BOP isolation test tool 1.7.6 Seal-assembly running tool

水下井口系统 水下井口在内径上设计了一个着陆台肩，位于井口本体的底部。后续的套管悬挂器都挂在之前的套管悬挂器上。套管会悬挂在套管悬挂器的顶部，最终全部累加在最初一级的着陆台肩上。每一个套管悬挂器都通过密封，将井口罩内部与悬挂器外部隔开，该密封总成采用真正的金属对金属密封。这种密封总成在套管之间形成了压力隔离。 一旦钻井结束，井口就会提供一个生产管柱和水下采油树的接口，或者，如果有需要的话，一个回接到平台的点。 水下井口系统的设计目的有两点： ◆为作业者提供最新的设备技术，除了功能超强，还能针对井的问题融合最可靠 的解决方案 ◆提供易于安装的系统，节省安装和钻机时间 一个标准的水下井口系统应包括以下内容: 钻井引导基座. 低压罩. 高压井口罩(一般是18? in.). 套管悬挂器(各种尺寸，基于井身设计). 金属对金属的环空密封总成. 井眼保护装置和耐磨补心. 下入工具和测试工具.

第三章井口设备

第三章井口设备 本章根据海上油田的特点，介绍海底钻井底盘、海底井口回接和水下井口。海底完井的水下井口，为海上油气田开发中所特有，目前在南海东部某深水油田已应用，因此，本章以相当的篇幅予以系统的介绍，诸如水下总管汇、跨接管、悬挂式立管及悬挂系统、水下井口支持系统、水下控制设备、柔性立管及水下井口的安装等。 第一节海底钻井底盘 一、海底钻井底盘的概念 在确定海上油气田投入开发后，为了尽可能缩短油气田开发建设周期，在生产平台导管架平台上的生产及生活设施进行设计和建造的同时，先在井位上安装好海底钻井底盘，通过底盘上的井槽预钻部份或全部的开发井，完钻后临时弃井，撤离钻井船，待导管架和设备建造完成并经海上安装调试后，再从底盘上的海底井口回接各层套管到生产平台上。因此，海底钻井底盘的作用是导引钻井工具，承接并校准海底井口装置（有的还能够承接海底管汇装置），按底盘上设计的井槽数进行预钻开发井。 海底钻井底盘的结构及规格主要是根据油田设计需钻的开发井井数、作业区的水深和海况等因素来确定。底盘可分为定距式、整体式、组装式和悬挂式组合四种。 二、海底钻井底盘的结构、规格及特点 1．定距式底盘 定距式底盘是用于与平台回接完井中最简单的一种底盘，图3-1-1是一种四口井的定距式底盘。底盘构架用管材焊接而成，其主要构件有井口套、桩管套及相应附件。底盘上每口井的井槽顶部有一个漏斗结构，其中可座放一个可回收的导引构件，此种底盘安有两个导引桩管套。 定距式底盘通常用于井数不大于六口井的情况，一般应用在勘探钻井期。定距式底盘设计成可接收半径为1.83m（6ft）的标准导向绳钻井设备和BOP装置，不需要平台起重机，定距式底盘即可直接通过月池或敞开的蜘蛛梁。由于底盘上安装有万向井孔套，因此，如果海底斜率小于3度时，此种底盘元须找平。 定距式底盘也可用于具有泥线悬挂设备的自升式平台。 2．整体式底盘 整体式底盘的基本组件为： 1）底盘构架，由不同规格的管材焊接而成。 2）桩管找平孔套，桩管被导人内有卡瓦的孔套时则可使底盘找平。

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 D7002-2006《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）S Y/T 5127-2002 《井口装置和采油树规范》 2）S Y/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≥69.0MPa的组合装置的抽样基数应不少于3件。 当试验样品（试件）不合格需要复验抽样时，应当加倍抽取复验样品（试件）。 四、井口装置和采油树型式试验的覆盖范围 若企业同时生产PR1级、PR2级产品，则PR2级产品的型式试验可以覆盖PR1级，若企业仅生产PR1级产品，则按PR1级作型式试验。井口装置和采油树型式试验的覆盖范围见表2。

表2 井口装置和采油树型式试验的覆盖范围 五、主要试验项目的试验方法与验收要求 井口装置和采油树用闸阀、旋塞阀、止回阀试验的方法与验收要求见表 3，节流阀试验的方法与验收要求见表 4，急切断阀试验的方法与验收要求见表 5，井口装置和采油（气）树试验的方法与验收要求见表 6，井口装置（套管头）的试验方法与验收要求见表7，井口装置（油管头）的试验方法与验收要求见表 8，热采井口装置的试验方法与验收要求见表 9，室温下的气体泄漏准则见表10。 本体静水压（强度）试验压力：额定工作压力≤34.5MPa时，试验压力为2倍额定压力；额定工作压力＞34.5MPa时，试验压力为1.5倍额定工作压力。静水压密封试验压力为额定工作压力。 接收准则： a)室温下的静水压试验：试验压力小于等于69.0MPa时，在保压期间压力测量装置上观 测到的压力变化小于试验压力的5％，且在保压期间无可见泄漏，应予接收；试验压力大于69.0MPa时，在保压期间压力测量装置上观测到的压力变化小于3.45MPa，且在保压期间无可见泄漏，应予接收。 b)室温下的气压试验：保压期间，水池中应无可见连续气泡。若观察到泄漏，则气体的 泄漏量应小于表 10的要求。应予接收。 c)最低/高温度试验：在高温或低温下的静水压或气压试验，试验压力小于等于69.0MPa 时，在保压期间压力测量装置上观测到的压力变化小于试验压力的5％，且在保压期间无可见泄漏，应予接收；试验压力大于69.0MPa时，在保压期间压力测量装置上观

海洋钻井隔水管接头规范

ICS75.180.10 E 92 备案号：SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T XXXXX—XXXX 石油天然气工业——钻井和采油设备——海洋钻井隔水管接头规范 Petroleum and natural gas industries-Drilling and production equipment-Marine drilling riser couplings ISO 13625:2002，MOD （征求意见稿） （本稿完成日期：2010-8-18） XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

目次 前言............................................................................... III 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语、定义和缩略语 (1) 3.1 术语和定义 (1) 3.2 缩略语 (4) 4 设计 (4) 4.1 使用类别 (4) 4.2 隔水管载荷 (5) 4.3 应力的确定 (5) 4.4 应力分布验证 (6) 4.5 接头设计载荷 (6) 4.6 静载荷设计 (7) 4.7 应力放大系数 (7) 4.8 设计文件 (7) 5 材料的选择和焊接 (8) 5.1 材料的选择 (8) 5.2 焊接 (9) 6 尺寸和重量 (10) 6.1 接头尺寸 (10) 6.2 接头重量 (11) 7 质量控制 (11) 7.1 总则 (11) 7.2 原材料性能 (11) 7.3 制造符合性 (11) 8 试验 (14) 8.1 目的 (14) 8.2 设计鉴定试验 (14) 9 标记 (14) 9.1 钢印 (14) 9.2 必要信息 (14) 10 操作和维护手册 (15) 10.1 总则 (15)

fmc_subsea_wellheadbro水下井口系统

Subsea Drilling Systems

2

4 FMC’s UWD-15 subsea wellhead systems have continuously met customer needs since their introduction in 1991. Today’s UWD-15 family advances this long tradition of excellence in a complete range of high pressure and deepwater applications. UWD-15 Subsea Wellhead Systems Modular, Stackable Design Rated for working pressures up to 15,000 psi, FMC offers UWD-15 subsea wellhead systems for a complete range of shallow and deepwater drilling and production scenarios, including standard, shallow water flow, large bore and rigidized/preloaded operations. These modular designs and multi-task running tools enable many of the same components to be used across the UWD-15 family. Specialized Tools Reduce Trips, Installation Time The benefits of FMC’s modular subsea wellhead design extend to its industry leading running tools. UWD-15 systems use fewer running and test tools than any competitive subsea drilling system. These multi-function tools provide options for running and retrieving components either individually or in combination with other components, enabling fast, accurate and reliable UWD-15 system installation. 18-3/4” Wellhead Running Tool Standard Rigid Lock Stack Down Large Bore

井口装置和采油树设备规范

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、