Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY01873—2021
在用井口装置检测技术规范
Specification for test of wellhead in use
2021－11－15实施
2021－09—07发布
中国石油天然气集团有限公司 发布 Q/SY01873—2021
目 次
前言
I
范围规范性引用文件术语和定义
2
3
4分类及检测周期 4.1 分类 4.2 检测周期检测
2
5
5.1 准备及项目 5.2 结构完整性检查 5.3 应力集中检测 5.4 壁厚检测 5.5 缺陷检测 5.6 硬度检测 5.7 材质分析 5.8 检测数据记录要求数据分析评价及处置 6.1 结构完整性 6.2 内壁腐蚀缺陷 6.3 埋藏缺陷 6.4 硬度 6.5 材质质量健康安全环保（QHSE）要求附录A（资料性） 检测部位示意图附录B（资料性） 井口装置部件检测截面示意图附录C（资料性） 在用并口装置检测 原始资料审查记录附录D（资料性） 在用井口装置检测 结构完整性检测记录附录E（资料性） 在用井口装置检测 金属磁记忆记录附录F（资料性） 在用并口装置检测 超声波测厚记录附录G（资料性） 在用井口装置检测 内壁缺陷记录
6
12 12
2
T
13
14
- 15 16
19 21 22 Q/SY 01873—2021
附录H（资料性）在用井口装置检测 埋藏缺陷记录附录I（资料性）在用井口装置检测一 硬度测定记录附录J（资料性）在用井口装置检测一一材质分析记录附录K（资料性） 检测前的安全检查表附录L（规范性） 在用井口装置检测一 一理论最小壁厚值计算方法
* 24 ** 26 *27 -* 28 **29
II Q/SY 01873—2021
前言
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》 GB/T20001.1一2001《标准编写规则第1部分：术语》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。 本文件由中国石油天然气集团有限公司标准化委员会勘探与生产专业标准化技术委员会提出并
归口。
本文件起草单位：勘探与生产分公司、新疆油田分公司、西南油气田分公司、塔里木油田分公司、 川庆钻探工程公司，工程技术研究院。
本文件主要起草人：邱福寿、邱金平、傅登伟、陈建林、宫兆波、王凯、苗文成、陈浩、栾海军、 曹佳、孔嫦娥、彭辉、荣垂刚、徐伟津、梁晨、陈立江、杨剑、张雪松、陈文斌、罗伟、杨健、张玉树、 李博伦、辜志宏。
III Q/SY 01873—2021
在用并口装置检测技术规范
1范围
本文件规定了在用井口装置检测的分类和检测周期、检测内容、数据分析评价及处置、质量健康安全环保的要求。
本文件适用于油气田在用井口装置的现场检测，套管头及压裂用的井口装置现场检测可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的弓用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件， 不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T43362016碳素钢和中低合金钢 多元索含量的测定 火花放电原子发射光谱法（常规法） GB/T7233.2—2010 铸钢件 超声检测 第2部分：高承压铸钢件 GB/T 9445 无损检测 人员资格鉴定与认证 GB/T11344—2008无损检测接触式超声脉冲回波法测厚方法 GB/T17394.1—2014 金属材料里氏硬度试验第1部分：试验方法 GB/T22513—2013 石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树 GB/T26641—2011 无损检测磁记忆检测 首三 GB/T325632016 5无损检测超声检测相控阵超声检测 NB/T47013.3一2015承压设备无损检测第3部分：超声检测 SY/T67552016在役油气管道对接接头超声相控阵及多探头检测 SY/T7603一2020石油天然气钻采设备井口安全控制系
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1
在用并口装置 wellhead in use 已经投人使用、目前处于工艺流程状态的井口装置。 注：包括油管头、采油（气）树。
3.2
埋藏缺陷internal defects 承压件内部的气孔。夹渣或再生的体／面积缺陷。
3.3
内壁腐蚀缺陷 corrosion of inner casing 承压件由于内壁腐蚀形成的壁厚减薄现象。 Q/SY 01873—2021
3.4
措施井 wellhead device for measuring well 除一次采油、二次采油之外的其他提高采收率方式的油井。 注：包括二氧化碳驱，多元热流体驱，氮气驱，空气驱，三元复合驱等
4分类及检测周期 4.1分类
针对在用井口装置的现场用途及工况，将井口装置分为：采油井口装置。天然气井口装置、热采开井口装置，注水开口装置，措施井井口装置5种井口装置。
根据油气田在用井口装置的现场实际应用情况及每类井口装置的现场风险影响的具体分析。将5 种井口装置的风险级别分为I。Ⅱ、ⅡⅢ类。分类条件符合表1的规定。滩海近海井口装置属于I类井口装置。
表1 井口装置分类及检测周期情况表
序号
风险分类 I类 实际生产油压P：P≥70MPa Ⅱ类 实际生产油压p：21MPa≤p<70MPa Ⅱ类 I类。Ⅱ类除外的其余采油井口装置
用途及工艺
条件
采油井口装置
1
实际生产油压P：P>70MPa 产量q:9≥20×10m/d
1类 HS含量Vi：V≥2%（体积分数）
CO2含量Vz：V≥10%（体积分数）储气库注采井口装置实际生产油压P：21MPa≤p<70MPa 产量g:10×10m/d≤g<20×10m/d HS含量V：0.3%≤V<2%（体积分数） CO含量V：2%≤V<10%（体积分数）
天然气井口装置
2
Ⅱ类
Ⅱ类 I类、Ⅱ类除外的其余天然气井口装置 I类 实际生产压力P≥21MPa吞吐井、蒸汽驱注人井
SAGD注汽井、SAGD生产井，火驱生产井，火驱注气井
Ⅱ类 实际生产压力7MPa 3
热采井井口装置
口装置
Ⅲ类 I类。Ⅱ类除外的其余热采井口装置 I类 实际生产油压P：P≥35MPa Ⅱ类 实际生产油压P：21MPa≤p<35MPa Ⅲ类 实际生产油压P：P<21MPa 1类
注水井口装置

氧化碳驱。多元热流体驱，注天然气驱
Ⅱ类 氮气驱、空气驱、三元复合驱 Ⅲ类 I类、I Ⅱ类除外的其余措施井用井口装置
5
措施井井口装置
2