井口装置和采油树检测

一、结构完整性检测

1. 外观检查

   • 检测内容：检查设备表面是否存在裂纹、变形、锈蚀、焊接缺陷或机械损伤。
   • 方法：目视检查（VT）、渗透检测（PT）或磁粉检测（MT）用于发现表面裂纹；三维激光扫描技术用于评估变形程度。

2. 连接件与紧固件检查

   • 重点检测法兰螺栓、卡箍、螺纹连接的预紧力是否达标，有无松动或拉伸变形。
   • 使用扭矩扳手和超声波螺栓应力仪进行量化分析。

3. 关键承压部件检测

   • 对油管头、套管头、主阀等部件的壁厚进行超声波测厚（UT），对比设计参数判断材料损耗。

二、压力与密封性能测试

1. 水压/气压试验

   • 测试标准：按照API 6A、API 17D等规范，以1.5倍额定工作压力进行保压测试（≥30分钟），观察压力降是否符合允许范围（通常≤1%）。

2. 密封性检测

   • 阀座密封性：通过注入试验介质（水或氮气），使用气泡检测法或氦质谱检漏仪验证阀门的泄漏率。
   • 环形空间密封：检查油管挂与套管头之间的密封性能，确保无环空窜漏。

三、材料性能与腐蚀评估

1. 材料硬度与化学成分分析

   • 采用便携式里氏硬度计检测关键部位硬度，防止氢脆或硫化氢应力腐蚀开裂（SSCC）。
   • 光谱分析仪（OES）验证材料成分是否符合ASTM或API标准（如API 6A的HH级、BB级钢）。

2. 腐蚀监测

   • 内部腐蚀：通过腐蚀挂片、电阻探针或在线超声波监测系统评估CO₂、H₂S和地层水导致的腐蚀速率。
   • 外部腐蚀：采用电位梯度法（CIPS）和超声波导波技术检测埋地管段的腐蚀状况。

四、阀门与执行机构功能测试

1. 手动/自动阀门操作测试

   • 验证闸阀、节流阀、安全阀的启闭灵活性，记录开关时间及操作扭矩。
   • 液压或气动执行机构的响应时间和压力稳定性需符合API 6AV1标准。

2. 紧急关断系统（ESD）测试

   • 模拟紧急工况，检测采油树主阀、翼阀能否在设定时间内（通常≤2秒）实现自动关闭。

五、安全附件与仪表校验

1. 泄压装置检测

   • 安全阀的起跳压力和回座压力需定期校准，确保符合ASME BPVC或API 520标准。

2. 压力/温度仪表校验

   • 使用标准压力发生器和高精度温度校准仪对现场仪表进行标定，误差需控制在±1%以内。

六、环境与工况适应性评估

1. 极端条件模拟测试

   • 在实验室模拟-50℃低温（北极工况）或175℃高温（深井条件），验证密封材料和金属部件的性能衰减。

2. 振动与疲劳分析

   • 通过加速度传感器监测采油树在流体脉动或地震载荷下的振动频谱，评估高周疲劳风险。

七、检测周期与标准依据

• 常规检测：每12个月进行一次全面检测，含硫油气田缩短至6个月。
• 大修检测：设备拆卸后需进行磁粉探伤（MT）、射线检测（RT）等无损检测。
• 标准规范：API 6A、API 17D、ASME B31.3、ISO 10423、NACE MR0175。

总结

井口装置和采油树的检测需采用多技术融合的评估体系，结合离线检验与在线监测数据，构建全生命周期管理模型。通过识别潜在风险（如密封失效、材料疲劳），可降低非计划性停产概率，延长设备服役年限，保障油气田安全开发。