受控APIRP7LR2012钻井设备的检验维护修理和修复程序ZHCN.docx

《受控APIRP7LR2012钻井设备的检验维护修理和修复程序ZHCN.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《受控APIRP7LR2012钻井设备的检验维护修理和修复程序ZHCN.docx（28页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、钻井设备的检验、维护、修理和修复程序API 推荐规程 7L第1版，1995年12月增补1: 2006年2月增补2: 2006年3月重新订正：2012年8月 美国石油学会钻井设备的检验、维护、修理和修复程序开发与生产部门API 推荐规程 7L第1版，1995年12月增补1: 2006年2月增补2: 2006年3月重新订正：2012年8月 美国石油学会特别说明API出版物只针对一些共性问题。有关特殊问题，宜查阅地方、州以及联邦的法律法规。API不要求雇主、制造厂商或供应商承担对他们雇员的健康、安全风险以及预防措施进行告诫、训练或设备方面的义务，也不承担他们在地方的、州的或联邦法律下的责任。涉及到特

2、殊材料和情况的有关安全、健康风险以及预防措施的信息应由雇主、制造厂商或材料供应商提供，或从材料安全数据资料中获得。任何API出版物的内容不能以含蓄的或其他的方式解释为授权任何权利去制造、销售或使用任何专利证书包括的方法、设备或产品。本出版物中的任何内容也不能解释为开脱任何人侵犯专利证书所授权利应承担的责任。通常，API标准至少每5年要进行审查、修改、重新批准或者撤销，有时可延长2年的审查周期。在出版日期之后5年就不再作为有效的API版本，再版前已得到延期批准。出版标准的状况可以从API授权部门查清电话(202)682-8000，API出版物和资料的目录每年定期出版，并由API每季适时更新。地址

3、：1220 L Street，N.W.，Washington，D.C. 20005。本文件按照标准化程序出版，该程序保证适当的通报，参加到发展的过程中并指定为API的标准。涉及到标准内容解释的问题和意见以及涉及标准开发的程序问题可直接书面写给美国石油学会开发与生产部门的部长/总经理，1220 L Street，N.W.，Washington，D.C. 20005，请允许出版或翻译全部或部分标准的要求也可写给部长。API出版物可供任何愿意使用的人使用。API将尽了一切努力确保出版物中资料的准确可靠，但API与本出版物之间没有代理、授权或担保关系。因此，郑重声明，凡因使用此出版物而造成的损失和损害

4、、或因使用可能与联邦、州或地方法规相抵触，API概不承担任何义务或责任。出版API标准是为了使公众能够更方便地获取已经证实的、良好的工程与操作惯例。但至于何时何地应当使用这些出版物，仍需要用户依据自身的实践经验而做出明智的判断。API标准的制定或出版，无意以任何方式限制任何人使用任何其他操作惯例。任何按照API标准的会标使用要求标志其设备和材料的制造厂商，对于其产品符合相关API标准，负有全部责任。API不承诺、担保或保证这些产品实际上确实符合该项API标准。版权所有，违者必究。未经出版商书面批准之前，任何人都不允许在检索系统中复制、翻译和保存本文件中的任何内容，或采用电子、机械、复印、录像或

5、其他方式传播本文件中的任何内容。请联系出版商美国石油学会出版业务部，联系地址：1220 L Street，N.W.，Washington，D.C. 20005。版权1995美国石油学会前言本推荐规程归美国石油协会（API）钻井和修井设备标准化分委员会管理，于1994年6月投票批准。本标准应在封面印刷的实施日期起生效，也可自发布之日起自愿使用。API出版物可供任何愿意使用的人使用。API将尽了一切努力确保出版物中资料的准确可靠，但API与本出版物之间没有代理、授权或担保关系。因此，郑重声明，凡因使用此出版物而造成的损失和损害、或因使用可能与联邦、州或地方法规相抵触，API概不承担任何义务或责任。

6、欢迎用户提出修订意见，这类建议应提交给API标准和出版部，地址是1220 L Street, N.W. Washington, D.C.20005。目 录1.范围11.1目的11.2程序开发11.3人员资格11.4文件12.引用标准23.术语及定义24.检验34.1检验等级34.2周期34.3检验结果34.4记录35.维护45.1程序45.2方法45.3准则45.4记录46.修理46.1规程46.2表面缺陷46.3轴承46.4更换零件46.5记录47.修复47.1规程47.2验证47.3记录4附录A6水龙带的维护及使用的推荐作法6图 A-1 钻井水龙带布置图7附录B10钻井泵术语和维护推荐作法

7、10表B-1 双缸和三缸钻井泵动力端零件10表B-2 双缸钻井泵液力端零件10表B-3 三缸钻井泵液力端零件11图B-1 动力端刨面12图B-2 曲轴刨面（见表B-1）12图B-3 小齿轮和十字头刨面（见表B-1）12图B-4 双缸双作用钻井泵的液力端（见表B-2）13图B-5 三缸单作用钻井泵的液力端（见表B-3）13钻井设备的检验、维护、修理和修复程序1. 范围1.1 目的本出版物的目的是为了下面所列设备的业主和用户提供检验、维护、修理和修复程序指南，以保持这些设备的使用性能。本推荐规程适用于以下钻机设备：a) 转盘；b) 转盘补心；c) 转盘卡瓦；d) 钻井水龙带；e) 钻井泵零部件；f

8、) 绞车零部件；g) 不能用作吊卡的卡盘；h) 手动吊卡；i) 不能用作提升装置的安全卡瓦。1.2 程序开发由于新技术的应用、设备运行状态、生产工艺的改进、新的维护技术的出现以及使用条件的变化，会使设备的使用、承载以及工作环境及其他的操作条件不断改变，业主及用户宜与制造厂商一起，共同制定和改进检验、维护、修理和修复的程序。1.3 人员资格执行检验、维护和修理的人员宜经过专门培训和掌握所需通用标准知识，并取得专业机构鉴定。1.4 文件1.4.1 记录业主或用户应保持有关设备记录的资料。其中包括：a) 制造厂商提供的资料；b) 检验记录；c) 维护记录；d) 修理记录；e) 修复记录。1.4.2

9、标记设备上应有制造厂商提供的零件号和标记。零件号和标记应被记载在设备记录中。对需要维护而又无标记的设备可由业主或用户自行标记。1.4.3 历史档案当设备状态的改变影响到设备使用性能和维护时，应在设备记录中记载。1.4.4 记录确认设备的检验、维护、修理和修复的记录应由有关人员签名并注明日期。2. 引用标准除非另有规定，在规定范围内下列标准、法规及规范的最新版本或修订版本应构成本标准的条文。API Spec 8A 钻井和采油提升设备规范国际钻井承包商协会（IADC）1 钻井手册3. 术语及定义本标准采用以下定义： 3.1 临界区域 critical area主载荷件上的高应力区域。3.2 设备性

10、能equipment performance与设备给定参数和标准有关的操作性能。3.3 易损件 expandable parts在使用中易损耗的零部件，如密封圈、垫片、滤纸、盘根、阀盖、护罩、透气器、排出阀、离合器摩擦片、传动链、牙板、各种附件和零部件。3.4 检验inspection按规定的标准对设备进行检查。3.5 载荷试验load test施加载荷，以验证设备服役能力的过程。3.6 维护maintenance保持设备使用性能所必需的措施，包括检查、调整、清洗、润滑、试验、易损件的更换等。3.7 制造厂商 manufacturer按照已有或正制定的API标准对设备或材料进行制造或加工的个体

11、或公司。3.8 业主owner对设备拥有所有权的个体、法人或组织。3.9 主载荷primary load在正常运转情况下，设备关键区域形成的载荷。1 国际钻井承包商协会，P.O. Box 4287，Houston，Texas 77210。3.10 主载荷件primary load carrying components设备中承受主载荷的零部件。3.11 修复 remanufacture包括特殊工艺或机械加工的过程。3.12 修理repair包括更换零件（除易损件），不包括修复。3.13 服役能力serviceability设备在任何运转情况下，执行其功能的情况。3.14 特殊工艺special

12、 process可改变或影响包括设备材料韧性在内的力学性能的工艺。3.15 试验testing确认设备能达到其服役能力所采用的措施。3.16 用户users使用设备或材料，或实施推荐规程的个体或公司。4. 检验4.1 检验等级4.1.1 I级观察设备运转时是否有异常现象。4.1.2 II级在I级的基础上进一步检查。其中包括：锈蚀、变形、零件松动或丢失、损失、适当润滑、可见的外部裂纹和调整的情况。4.1.3 III级在II级的基础上进一步检查。其中包括：裸露关键区域的无损检测（NDE），一些特殊零部件的拆卸、检查和检验零部件的磨损是否超过制造厂商的允许公差。4.1.4 IV级 在III级的基础上

13、进一步检查。对所有由制造厂确定的主载荷路径上的部件，拆卸后进行必要的无损检测。4.2 周期 业主或用户应根据经验和制造厂商的建议，建立一个检查时间表。时间表中应考虑环境、载荷周期、管理要求、操作时间、试验修理和修复等因素。4.3 检验结果4.3.1 验收准则验收准则建立在经验和制造厂商建议的基础上，对不符合验收准则的磨损设备不应在降低载荷的情况下验收。除非经过分析，认为它符合API设备标准，如果没有相应的API规范，应参考制造厂商的分析。4.3.2 拒收的设备 拒收的设备应做标记后移出现场，以待进一步的评估或排除障碍。4.4 记录设备记录应包括III级、IV级检验的记录及设备承载能力试验的记录

14、。5. 维护5.1 程序除了按照1.2的规程外，制造厂商应对执行维护规程的所有专有工具、资料、检验设备和维护人员资格做出规定。制造厂商还宜规定哪些完全由代理机构执行的规程和由制造厂商公司或其他资格的机构执行的规程。5.2 方法 维护工作包括检查、调整、清洗、润滑、试验和更换零部件。5.3 准则维护应建立在（但不仅限于）下列一条或多条准则基础上：时间间隔、磨损极限、积累载荷周期、设备故障、环境、时间变化、法规要求和其他可测的限定值。5.4 记录主要承载部件的更换和维护及设备承载能力试验应记录在设备记录中。6. 修理6.1 规程 制造厂商应提供足够检验标准，以便用户确定需要哪种类别的修理。如果修理

15、不由制造厂商负责，用户应按1.2编制的使用方法或规程进行修理。6.2 表面缺陷制造厂商应根据无损检测查出的缺陷大小、形状和位置，判断缺陷是否允许存在。6.2.1 允许的表面缺陷 不需要去除的有一定大小、形状和位置的表面缺陷。6.2.2 不允许的表面缺陷不允许的表面缺陷可以分以下几种：a) 次要表面缺陷：在制造厂商规定的范围之内，通过一定程度的锉削或磨削可以除去的表面缺陷。在锉削或磨销中应防止温度过高，以免影响包括设备材料韧性在内的力学性能。b) 主要表面缺陷：超出6.2.2.a规定范围的需要去除的表面缺陷，应通过修复来弥补。6.3 轴承轴承是设备的重要部件，更换轴承的最可能的原因有保持架松动或

16、变形（滚动体保持架）、锈蚀、磨损、润滑不足、疲劳开裂等。因调整或装配不当，使轴承间隙超出制造厂商的允许值时，应进行调整。滚动轴承不应由现场或车间人员修理。对于无法解释或反复出现的轴承故障，建议与设备厂商联系解决。6.4 更换零件更换的零件应符合或优于原设备制造厂商的标准。6.5 记录 除6.2.1和6.2.2 a) 外，所有修理记录应包括在设备记录中。7. 修复7.1 规程 应按1.2规定的使用方法和规程进行设备修复，发现经修复也不能恢复其工作能力的设备应报废。7.2 验证 为验证设备的工作能力，修复后可进行载荷试验或无损检测（NDE）。7.3 记录所有修复记录应包括在设备记录中。附录A水龙带

17、的维护及使用的推荐作法注：凡可适用之处，本推荐作法也适用于减震软管。A.1 水龙带长度为避免水龙带打扭，水龙带的长度和立管的高度应适合于从鼠洞提单根和下放钻具时的要求。当水龙头处于钻井位置时，水龙头附近的胶管应有正常的弯曲半径；当水龙头处于最高钻井位置时，立管附近的胶管应有正常的弯曲半径。水龙带的推荐长度用下列公式计算（见图A-1）：式中：LH = 水龙带长度，ft（m）；LT = 水龙带行程，ft（m）；R = 水龙带最小弯曲半径，ft（m）；对内径51mm (2 in)水龙带，R= 3ft (0.9 m)；对内径63.5mm 或76mm (2 1/2 in或3 in)水龙带，R= 4ft

18、(1.2m)；对内径89mm(3 1/2 in)水龙带，R= 4 1/2 ft (1.4m)。S 由推荐的最大工作压力所引起的水龙带长度收缩允许值；对于所有尺寸的水龙带，此值均为1ft（0.3m）。图 A-1 钻井水龙带布置图A.2 立管高度推荐的立管高度用下列公式计算（见图A-1）式中：Hs 立管的垂直高度，m； LT 水龙带行程长度，m；Z 当水龙头处于最低钻井位置时，从钻台顶面到水龙头处水龙带端部的高度，ft。注：当水龙带的实际长度大于A.1中计算的长度时，立管的高度应增加两者长度差值的二分之一。A.3 水龙带连接 水龙带的螺纹连接应能承受额定压力，不能在接头上施焊，因为这样会损坏水龙带

19、。水龙带、立管和水龙头之间的连接必须保证系统的设计工作压力。水龙带与水龙头及立管的鹅颈管连接应尽可能为切线方向。水龙头鹅颈管上采用标准连接（见API Spec 8A 第5章）可保证水龙带顶部连接为切线方向。如果立管是垂直的，建议采用180鹅颈管。如果立管与井架大腿有相同的倾斜度，建议采用160鹅颈管。A.4 搬运 为减少水龙带打扭，最好用手工操作把水龙带从包装箱中取出，摆放成直线，然后用棕绳扎住水龙带一端，将其提起。如果直接把水龙带从包装箱中拉出，那么包装箱就会打转。将水龙带搬运到新地方，推荐采用的方法是使用运载工具，不允许用卷扬机、吊车等拖水龙带，或在水龙带上放置重物。A.5 扭曲 不要有意

20、使水龙带扭曲。使用中的扭曲会造成水龙头提环偏离正常工作位置，致使水龙带构件承受有害应力。水龙带扭曲后一些螺旋形加强钢丝被松开，另一些则被收紧，使水龙带的抗爆破和抗扭结能力降低。为了防止扭曲，建议在水龙带的一端安装一旋转接头。每根水龙带都有一条与表皮颜色不同的纵线，应当用它作为基线，保证水龙带确实安装成一条直线。A.6 间距 水龙带安装时应与井架有足够的距离，以避免水龙带工作时与井架相碰。A.7 安全链条 2.4m（8ft）以上的钻井水龙带和减振软管必须按Spec7K规定的部位安装安全卡箍。这种卡箍不必由水龙带制造厂安装，但制造厂需按Spec7K的规定标出安全卡箍的安装部位。安装安全卡箍、卡子和

21、链条，且最小断裂强度应为16 000 lbs (7264kg)，安全卡箍上应有一个最小直径为1 1/8 in.（28.6mm）的孔，用来连接卡子和链条。安全卡箍应选用合适的规格牢固地固定在水龙带上，但卡紧力不能过大，以免损伤水龙带或造成其内径减小。水龙带安全链条应安装在立管端的井架立杆上，不应安装在横拉筋上。这样链条能够自由上下，游动滑车即使提得很高，也不妨碍水龙带的运动。 A.8 振动和脉动 连续地挠曲会损坏水龙带，并缩短其使用寿命。应在钻井泵后面的钻井液管线上安装若干个大小合适的空气包和脉动减振器，以减少钻井液路管线和水龙带的振动。空气包压力设定为最大泵压的10%。钻井泵的吸入管线应当是预

22、先灌注或采用虹吸，推荐使用吸入软管以减少脉动。A.9 工作温度 工作温度不应超过180F（82C）。应避免如天然气或空气钻井时所遇到的高温加风蚀的情况。A.10 工作压力 推荐水龙带的最大工作压力为试验压力的一半。工作压力包括系统中出现的压力波动（见A.8，振动和脉动）。A.11 油基钻井液 油基钻井液中芳香族含量过高会导致软管内衬膨胀，缩短其使用寿命。建议油基钻井液的苯胺点保持在150F （66C）的最低值。A.12 海上钻机的辅助驳船 水龙带作为辅助驳船与海上钻机间的挠性软管使用时，应注意软管两端接头的对中（即软管上的纵线在一直线上）。在恶劣天气和大风浪中钻井时，水龙带会受到异常挠曲和跳动

23、，加速其损坏，建议水龙带两端使用旋转接头。A.13 现场压力试验当要求建立在连续作业中的定期安全检查登记时，水龙头的现场试验应按下列要求进行：a. 日检应包括水龙带本体、端部结构及接头的外表损伤检查和安全链条安装是否完全符合安全要求。b. 应避免任何扭曲现象（见A.5）。c. 从立管到水龙头之间所悬挂的水龙带应处于正常的无附加应力状态。d. 压力升降率不得小于每分钟1000psi（6.9Mpa），也不得大于每分钟10 000psi（68.9Mpa）。e. 允许适用的试验介质：排除了气体的钻井液、油和水。f. 保持极限试验压力的持续时间不得超过10min。g. 现场试验压力不得超过最大额定工作压

24、力的1.25倍。h. 现场试验应在用户负完全责任的条件下进行。注：由于制造厂倾向于在交货时用较高压力（超过5000psi 34.5Mpa）进行试验，故用户对于本附录的建议应当认为合理。即不管交货时的试验压力多大，现场进行的试验压力应以最大额定工作压力的1.25倍为限。A.14 操作极限位置 应告知钻井操作人员，水龙带能达到允许的最高、最低钻井位置和立管高度等，以便使水龙带在这两个极限范围内进行钻井作业。A.15 后冷却器空气或天然气压缩机都要配备后冷却器，把气体温度降低到可允许的限度。如果不用后冷却器，高温气体将进入胶管，降低其抗磨蚀能力，使胶管内衬加速老化。注：对用过的钻井水龙带，或切取用过

25、的钻井水龙带重新连接用于减振软管时，应去除API会标和制造厂标志。附录B 钻井泵术语和维护推荐作法B.1 钻井泵的维护建议采用国际钻井承包商协会的钻井手册J3，J4，J5和J6制订维护方法及解决液力端的各种问题。钻井手册可通过国际钻井承包商协会，邮编4287，休斯顿，德克萨斯州77210获取。 B.2 钻井泵命名本附录的目的是统一钻井泵主要零件名称，但不包括数量较少的辅助零件。这将使本行业统一术语，有利于技术交流。B.3 原有泵的设计制造厂商以前设计的泵也许与本标准不一致，但术语除适用于新设计的泵外，也适用于过去设计的泵。对新设计的泵，制造厂商应遵守本标准。对过去设计的泵，当其文件要修改时应按

26、本标准进行。在用户与制造厂商联系时，如果零件名称不一致，零件号宜做明确标志。B.4 类型本标准术语所包含的典型泵是双缸及三缸动力钻井泵。B.5 规定的名称动力端（见表B-1及图B-1，B-2和B-3）和液力端零件（见表B-2及图B-4及和表B-3及图B-5）要按类编组。对各组，左侧和右侧零件应按同一规则确定，即站在泵的动力端向液力端看，在中心线右侧的零件，如有必要与其他相同零件区别，则称之为右侧零件；同样，那些在中心线左侧的零件称之为左侧零件。对于三缸泵，那些位于中心线上的零件称之为中间零件。表B-1 双缸和三缸钻井泵动力端零件零件号名称零件号名称零件号名称101机架106连杆a111曲轴轴承

27、套a102曲轴107十字头a112小齿轮轴轴承a103大齿轮108十字头销a113十字头销轴承a104小齿轮109连杆轴承a114介杆（小型的）a105小齿轮轴110曲轴轴承（主轴承）a115介杆刮油环a a 如为三缸泵，按左、右或中间注明零件的确切位置。表B-2 双缸钻井泵液力端零件零件号名称101液力端 当液力端分成两部分时，则应注明右侧或左侧 102 a缸头 103 a 缸盖 104 b 阀盖 105 b 阀杆导向器 106 b阀弹簧 107 b阀座 108 a缸套 109 a缸套盘根 110 a活塞 111 a活塞杆 112 a盘根盒 113 a压环 114 a填料盒盘根 115 a盘

28、根压筒 116 a压筒螺母注：更详尽的命名见IADC 钻井手册。a 按左或右注明这些零件的确切位置。b 按左或右注明这些零件的确切位置，或在较方便的场合，可使用IADC 钻井手册规定的零件号。表B-3 三缸钻井泵液力端零件零件号名称101液力端 当液力端分成两部分时，则应注明右侧或左侧 102 a阀盖 103 a 阀杆导向器 104 a 阀弹簧 105 a 阀座 106 b缸套 107 b缸套盘根 108 b活塞 109 b活塞杆 110 b缸套喷淋器注：更详尽的命名见IADC 钻井手册。a按左、右或中间注明这些零件的确切位置，或在较方便的场合，可使用IADC 钻井手册规定的零件号。b按左、右

29、或中间注明这些零件的确切位置。图B-1 动力端刨面图B-2 曲轴刨面（见表B-1）图B-3 小齿轮和十字头刨面（见表B-1）图B-4 双缸双作用钻井泵的液力端（见表B-2）图B-5 三缸单作用钻井泵的液力端（见表B-3）增补本1 2006年2月钻井设备的检验、维护、修理和修复程序API 推荐规程 7L第1版，1995年12月钻井设备检验、维护、修理和修复程序 增补本1增加下列附录C。附录C 防喷器（BOP）吊装系统用户指南C.1 目的该附录提供给用户一些便于操作、 检验及维护防喷器吊装系统及相关设备的建议。这些设备用于提升、下放、移运或储存防喷器和（或）防喷器总成(通常称为防喷器组)到井口及储

30、存区域或钻机附近，或移运防喷器组远离井口、储存区域或钻机附近。指南中使用的术语与该标准3.0中的术语定义相同，增加在API Spec 7K的3.0及9.13.2中.C.2 该附录包括的BOP吊装系统及设备C.2.1 特制系统的设计和制造应符合API Spec 7K规范。C.2.2 非特制系统由钻机现场人员设计，不管它们是否是临时安装或永久安装，它们都没有打API Spec 7K会标标记。它们是与防喷器吊装系统一样总装、制造及安装的各种通用的(现成的)部件及材料，包括但不限于以下部件：a. 液压小绞车, 气动小绞车及电动小绞车；b. 液压马达或电动机；c. 液压油缸；d. 齿条传动及小齿轮传动；

31、e. 齿轮箱及各种传动设备；f. 吊具及钢丝绳；g. 各种可卸零部件包括但不限于：用于悬挂、固定、提升的卸扣、梨形连杆、连接杆、各种链条、吊钩、调节丝杆、捆扎器、滑轮组及水龙头；h. 用于支撑系统及设备的结构钢板及型材；i. 管材及接头、 阀及管线系统附件；j. 各种压力容器；k. 电器设备、围栏、接线盒、仪表、控制器、电缆及电路接头。这些系统应符合C.5 及C.6的要求，这些系统的操作及维护应符合此附录的要求。C.2.3防喷器吊装系统包括C2.1所描述的特制系统及C2.2所描述的现成部件。C2.4防喷器系统指的是可以永久地安装在钻机上的系统，也可以是不属于钻机的独立支撑系统。C2.5 由第三

32、方服务公司按合同提供的防喷器吊装系统用于提升、下放、移运或存储防喷器和防喷器总成(通常称为防喷器组)。这些设备和系统可能是或可能不是安装API Spec 7K规范设计和制造的。C2.6 用于地面或水下井口操作的防喷器组的移运系统，可以是顶部支撑系统或底部支撑系统，也可以是与下面描述不同的系统：C.2.6.1.顶部支撑系统可定义为：该装置安装在防喷器组上，在起吊防喷器组时支撑它。起吊及移运装置可合并在一起，它们有可能包括一个或多个主载荷路径。顶部支撑防喷器吊装系统是多安装并使用在陆地钻机、海洋固定平台、非浮动的移动式海洋钻井装置及内陆钻井平台上。C.2.6.2 底部支撑防喷器吊装系统定义为从底部

33、支撑防喷器组。该系统设计用于水下防喷器组。有些陆地钻机防喷器组在一结构件范围内移运，该结构件也可用于移运防喷器组至井口中心，这种结构也可称之为底部支撑移运系统。有些底部水下防喷器组移运系统与蓄水泵形成一体，该蓄水泵与井口连接器匹配。蓄水泵底部有一个适合的支持结构。其他水下防喷器组底部支撑系统与防喷器组支架合并为一体。C.2.7 本附录中，防喷器吊装系统或设备不应包括以下设备：a. API Spec 2C规定的海上平台起重机；b. 美国起重机制造协会(CMCC)规定的陆地移动式起重机；c. 各种类型的油田绞盘车 ( 汽车式绞车)；d. API Spec 7K规定的绞车；e. API Spec 8

34、C规定的立管送入工具。C.3 使用前、后的注意事项及检验要求C.3.1 由于工作人员经常在防喷器上或防喷器组的附近或下面工作，操作前应目检(II 类或等同)防喷器吊装系统主载荷路径部件，以减少危险。C3.2 由于安装在非浮动的移动式海洋钻井装置的水下防喷器组具有尺寸和重量，可以与防喷器吊装系统一起有效阻止由于天气或海样运动引起的动力，因此，在操作过程中，如果主载荷路径部件损坏、恶化，或超载，或无法操作。这时，最重要的是不要试图操作防喷器组。C.3.3 当操作人员在井口或水下立管接头更换垫圈或密封时，应通过防喷器吊装系统将载荷悬吊起来后进行。由于预知载荷路径失灵后会造成严重后果，因此，在操作前应

35、全面目检(II 类或等同)载荷路径的所有部件。C3.4 底部支撑防喷器吊装系统用于操作水下防喷器组，其主要用于保持对防喷器组顶部的控制，根据以下防喷器组所处的状态，来防止过度的倾覆力矩作用在储存桩上或其他设备或构件上：a. 储存状态；b. 移离井口中心或移向井口中心；c. 在井口中心，将其悬挂到立管送入工具前。C.3.5 从储存区或井口中心移运防喷器组时（或）把防喷器组移向储存区或井口中心时，目检(II级或等同)系统并确认系统处于可使用状态，这是很重要的。C.3.6 有些水下防喷器吊装系统配备了一个月池导向系统。当防喷器吊装系统下降穿过月池区域进入水中，可以防止防喷器组由于运动失控，有可能毁坏

36、防喷器组和/或临近的移动式海洋钻井装置的船体结构。在把防喷器组移向井口中心位置前，用户应检查这些导向系统(II级或等同)并确定它们是可以使用的。并且在防喷器组移向井口中心位置期间，脱开控制防喷器组顶部的任何设备前，确保导向系统处于接合状态。C.3.7 用户也应该保证如3.6中规定的直到接合月池导向系统（如配备）和（或）用立管操作工具吊起防喷器组为止，用于控制防喷器顶部的程序可执行。C.4 日常检验及维护防喷器吊装系统的要求C.4.1 除第4章中推荐的检验和维护范围及周期外，在操作前或后，应彻底全面检查防喷器吊装系统主载荷路径上所有部件(II级或等同)，并确定该系统处于可用状态。检验及维护范围及

37、周期应根据但不限于以下因素：环境条件、设备使用年限、预计的动力载荷及系统制造厂商规定的载荷路径上部件的恶化限制等。C.4.2 主载荷路径部件应每年检查(II级或等同)，或者做（NDE）无损检验。如果该系统永久地安装在钻机上，那么III级检验就不必在修理厂完成。C.4.3 本标准规定的以下一些或所有项目的检验和维护级别要根据系统的设计及结构来决定，以保证操作的可靠性。用户应根据4.1的要求定期进行检验和维护。a.根据API RPs 9B、 2D、及54的要求检验主载荷路径的钢丝绳及钢丝绳吊具，并按要求进行更换。b.按照链条制造厂商的规范对所有主载荷路径的链条进行检验，看是否有磨损、毁坏、腐蚀或变

38、形。根据要求，更换已磨损的链条。c. 检查主载荷路径上的诸如螺栓、双头螺栓螺母、夹紧装置、U形卡、U形销等紧固件以及C.2.2g中可卸零部件是否损坏、变形、有裂纹、腐蚀，并按要求进行更换。d. 检查主载荷路径上的结构件及焊接件是否变形、腐蚀、或有裂纹。对于安装在移动式海洋钻井装置上的结构件及焊接件（它们是特制防喷器吊装系统的一部分），应按照API Spec 7K规范进行制造，如果发现有缺陷，应根据防喷器吊装系统制造厂商或有资质的第三方的维修程序进行维修。对于固定平台或设在岸上的钻井，如果发现支承件及焊接件有异常，应让有资质的工程师或有经验的或经过培训的人员复查、确认，并按照要求进行维修。e.

39、按要求校准所有的载荷监视及指示仪表，以保证操作的稳定性。f. 应定期对自动保护载荷保持装置(加载装置)，包括但不限于各类刹车及棘爪结构，进行检查、测试及维护，以保证操作的稳定性。g. 应定期对载荷限制装置，包括但不限于断路器、减压阀及安全阀，进行检查、测试及维护，以保证操作的稳定性。h. 应定期检查机械设备，包括但不限于以下设备：齿轮箱、齿条及小齿轮传动、水平缠绕装置、连接装置、刹车机构、滚筒棘爪、螺杆传动传动装置等，是否损坏、变形、腐蚀，按要求进行维修或更换。i. 应定期检查轴、键及键槽、花键传动、毂、联轴器及轴承是否被腐蚀、变形或损坏，并按要求进行维修或更换。j. 应按照防喷器吊装系统制造

40、厂商及有关规定检查电机、发电机、控制件、仪表、接线盒、电缆等，是否有毁坏或损坏，并按要求进行维修或更换。k. 应定期检查、维修或更换液压泵、电机、动力缸、管线、阀及其它系统附件，减少泄漏，以保证操作的稳定性。l. 应定期检查气动马达、管线、阀及其它系统附件，并按要求进行维修或更换。m. 应定期检查和维修内燃机及辅助附件。n. 每年应至少进行一次软管总成目检。目检应在以下情况、系统操作前进行。当发现以下问题，应按照C.5.1g)的要求进行更换：l 外部软管封皮损坏或恶化；l 软管纽结；l 软管接头损坏或恶化。o. 一般情况下, 软管总成的更换周期为五年，但要根据目检的情况而定。p. 每年应检查防

41、火压力容器，包括但不限于贮气罐、空气贮罐或液体贮罐。在条件允许时，通过检查孔目检压力容器内表面，或通过小口使用光纤检查。目检时看容器内表面被腐蚀的程度， 一旦发现内表面被腐蚀，应通过超声波（UT）确定实际壁厚。超声波（UT）所测值应满足制造厂商规定的最大允许工作压力下的最小壁厚。C.4.4维护范围至少应包括润滑、功能试验、调整及更换易损件(按第3章规定)，以保证设备的可用性。C.4.5对于检验级别II, III及IV中规定的一些非必需的维护内容，用户可制定一套完整的、具有内部可接受的测量标准的维护系统，用于检测设备部件和/或系统性能。维护系统的维护频次应与规定的以日历为基础的周期相对应。该维护

42、系统应能识别机械装置单点失灵及由此造成的危险级别。C.5 确定非特制系统的设计载荷及设计安全系数对于现场人员设计的非特制防喷器吊装系统，不论它是临时安装或永久安装，安装前，用户应确定该系统的设计载荷，保证其可用性。首先应该确定用于主要载荷路径的部件及每个部件的工作载荷限制。设计载荷不应大于工作载荷极限。该项工作应由有资质的工程师或有经验的、经过培训的人员以API Spec 7K中9.13.3，9.13.4 及 9.13.5为指导，按照以下方式确定设计载荷及设计安全系数。C.5.1 子系统设计要求在API Spec 7K 9.13.3中已经说明。考虑到现场人员与专业设计工程师的差距，提供一些建议

43、供参考：a. 所有阀的额定工作压力应满足或超过该系统设定的最大工作压力。应安装安全阀或调压阀，并设定系统工作压力。从安全阀排出的压力应用通过管道排放到其它地方，防止喷射伤人或污染环境。b. 钻机压缩空气管应使用管壁厚系列号为40（最小）的镀锌或非镀锌无缝钢管（ASTM A106，B级或等同），并带有螺纹接头或焊接接头，其额定工作压力要满足或超过管线的工作压力。c. 液压管线的直径要达到2 in.，工作压力大于或等于3000 psi，应使用管壁厚系列号为80（最小）的非镀锌无缝钢管制造 (ASTM A106，B级或等同)，并带承插焊缝接头，其额定工作压力应满足或超过管线的工作压力。d. 用于管线

44、系统的挠性管应符合C.5.1g）中的规定。e. 在有吊耳的地方，吊耳、吊耳焊接及吊耳的支撑结构的允许应力不应超过材料屈服强度的40%（该材料为确定系统设计载荷所选定的）。吊耳焊补材料的拉伸强度不应小于焊接后的最终拉伸强度。吊耳的孔应采用机加工工序，而不是火焰切割。f. 使用的原动机，例如C.2.7中规定的设备，液压马达、电马达、气马达、内燃机、小绞车等，将提供动力起吊并悬挂防喷器或防喷器组，所以产生力不能超过设计系统载荷的110%，除非用户使用了以下载荷检测设备或操作程序。载荷限制设备可以综合限制各种力，比如断路器、发动机调速器、压力安全阀、调压阀等。摩擦型离合器不能用作载荷限制设备。l 移运

45、防喷器组前，应安装载荷监测设备并校准至可用状态。l 设备操作者应确认载荷监测器上指出的载荷应不超过C.6中规定的防喷器吊装系统的安全工作载荷值。g. 单滑轮上的合成载荷见图C.1，附加支撑装置不应超过制造厂商规定的滑轮的工作限制载荷。图C.1 单滑轮合成载荷示意图 h. 按照以下建议，选择、制造、试验、清洗、安装挠性软管。l 对所使用的软管，由于一些原因，比如振动、热胀冷缩、未校准或相关运动，接头有可能变松，但要求软管与端部接头之间的连接间隙要达到最小。l 挠性软管的工作压力不应小于其安装系统的管线压力。软管的最低爆破压力至少应为制造厂商规定的工作压力的4倍。l 仅使用扣压式软管端部接头。在软

46、管的每一端，推荐安装广泛使用的旋转式端部接头，以防止在安装及拆卸过程中软管扭曲。不允许使用镀锌端部接头，在任何螺纹式压力密封接头上都不应使用聚四氟乙烯密封带，例如NPT(美国管线管螺纹)螺纹。l 制造软管总成所用的软管材料从制造之日起不应超过5年，且适应和兼容所输送的介质。l 所有软管总成的外表面不应喷漆。l 在压力试验后，应清洗软管内部，以确保软管总成内部的任何污染物不会对系统操作产生影响。压力试验和清洗后，软管总成应覆盖并密封。l 安装软管总成时，应直线排列并固定，避免扭结或弯曲。如有弯曲，弯曲半径不应小于规定的最小弯曲半径。应提供附加保护装置避免软管外表面因与振动面接触而产生磨损。l 清洗之前，每个软管总成应进行至少1.5倍软管工作压力的压力试验。用水作为压力试验的介质。l 如果软管总成是由有资质的第三方制造，那么用户应要求其软管