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标准讲义修改终稿
SY/T6543.2-2003«欠平衡钻井技术规范第2部分:
井口压力控制装置及地面装置配套要求»讲义
前言
本部分是胜利石油管理局钻井工艺研究院在承担中石化十条龙项目“欠平衡压力钻井配套技术研究”的基础上,于2002年1月开始制定。
当年6月经胜利石油管理局标准委员会初审修改后形成征求意见稿。
2002年6月20号把征求意见稿发给石油钻井工程标准化委员会委员,征求委员们对该部分的意见。
根据委员们对该部分提出的宝贵意见进行了修改,于7月20日完成了送审稿。
2002年7月22日石油钻井工程标准化委员会组织了对该部分的评审。
在会上,该部分通过了专家们的一致通过。
该部分于2002年8月完成了报批稿。
编写本标准时,国内开展的主要是液相和充气泥浆欠平衡技术研究和应用,其它形式的欠平衡钻井方式尚不完善成熟或未开展,使用的旋转控制头主要是Williams公司的7100高压旋转控制头,循环系统是常规的开式系统,本标准编写后,国内欠平衡工艺技术和设备配套技术已经有了很大发展,因此本标准今后将进一步完善。
一、编制背景
欠平衡压力钻井技术是近年来展现出具有广阔使用前景的一项钻井新工艺,其显著的经济效益及作用已被实践所证明,因此该技术在国外的应用越来越广泛。
国内自90年代中期以来,对该技术的研究和应用呈现出良好的上升趋势。
欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置是保证安全顺利实施欠平衡钻井的基础和条件,为此国外加大了在装备配套方面的研究开发,使井口控制设备和地面处理设备的配套更趋合理和规范,为欠平衡钻井技术的推广创造了条件。
国内、外已经有常规钻井的井口压力控制装置及地面装置配套标准,但目前国外只有欠平衡作业手册,没有该方面相应的标准。
国内开展欠平衡钻井的工作较晚,在制定本标准之前,还没有制定欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置配套标准。
因此为了促进国内欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置配套工作的标准化、规范化进程,促进国内井口控制设备和地面处理设备的配套技术的发展,石油钻井工程专业标准化委员会组织制定了“欠平衡钻井井口压力控制装置和地面装置配套”标准。
二、欠平衡设备简介
欠平衡压力钻井技术是一项高风险、高投入的技术,要实施这一新技术,必须有相配套的性能、安全性要求非常高的一系列装备。
欠平衡专用装备的组成及作用见表1,专用装备的流程见图1。
表1欠平衡专用装备的组成及作用
序号
名称
组成
作用
第一部分
专用井控设备
旋转防喷系统
承受、控制一定的井口压力,确保井口安全。
第二部分
地面流体处理设备
除气设备
脱油设备
清除固相设备
气体燃烧器
对返回的流体进行四相(钻井液、气、油、固相)分离,满足欠平衡钻井工艺的要求。
第三部分
流体产生处理设备
现场制氮设备、充气设备、泡沫设备等
制造低密度流体,并注入井内,为实施欠平衡钻井提供低密度流体。
图1专用装备流程
图2防喷器组
(一)井口压力控制设备的组成及作用
1.防喷器组(如图2示)。
主要有单闸板防喷器、双闸板防喷器、万能防喷器、旋转防喷系统,液控旁通阀。
防喷器组的作用同普通钻井防喷器组的作用是一样的,旋转防喷系统的作用是密封井口环空,保证井口在带压情况下,能进行钻进、起下钻等作业。
2.节流管汇。
与常规钻井基本一样,但必须配备一只以上液动节流阀、节控箱及附件,便于远程控制节流阀。
其作用是根据工艺要求和井口压力情况,控制地层流体进入井眼的速度,把井口套压控制在允许的范围内或实施节流放喷。
3.内防喷工具。
主要有上、下方钻杆旋塞,投入式止回阀、箭形回压阀等。
其作用是在欠平衡钻井作业时防止钻具内井喷。
4.液控旁通阀(有球阀和平板阀两种结构型式)。
用于欠平衡循环和非欠平衡循环流程的快速倒换。
(二)地面流体处理设备的组成及作用
地面流体处理分为两种型式,即开式系统和密闭系统。
开式系统主要包括:
大处理量的液气分离器、常规固控设备(振动筛、旋流器、除气器和离心机等)、脱油设备和气体燃烧处理系统等,满足欠平衡压力钻井对井口返出流体进行四相分离的要求。
是目前国内外应用最广泛的一种系统。
密闭系统主要使用在气雾欠平衡钻井、泡沫钻井、含硫化氢的井和环保要求高的地区,其核心设备是四相分离器。
(三)流体产生处理设备的组成及作用
主要包括泡沫产生、注入、处理设备;气体(主要是空气、氮气、天然气等)源、增压、注入设备等。
用于制造低密度流体,并注入井内,为实施欠平衡钻井提供低密度流体。
(四)<<欠平衡钻井技术规范>>结构说明
<<欠平衡钻井技术规范>>分为3部分:
第1部分:
欠平衡钻井设计方法;第2部分:
欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置配备要求;第3部分:
欠平衡钻井工艺施工规程。
本部分是该标准的第2部分。
.«欠平衡钻井技术规范第2部分:
井口压力控制装置及地面装置配套要求»的内容除目次、前言外共9章。
本标准第一章、第二章和第三章主要是阐明了本标准的主题“规定了欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置的配备型式和技术要求”及适用的范围,引用的相关标准、以及几个特定的术语的定义。
下面就标准的主要条款作宣贯式的解释。
1范围
本部分规定了欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置的配备型式和技术要求。
本部分适用于陆地石油天然气液相欠平衡钻井、充气欠平衡钻井及泡沫欠平衡钻井的井口压力控制装置及地面装置的配备。
1.由于在欠平衡钻井中,井口压力控制设备的配套形式是基本相同的,《SY/T5964-94钻井井控装置组合配套》也未对陆地、海上钻井井控装置组合配套形式进行区分,因此此处所说的范围只是针对地面设备的配套说的。
2.本部分只适用于在陆地上实施欠平衡钻井时井控设备及地面设备的配套
1)国内陆地欠平衡钻井井控设备及地面设备的配套技术上已趋于成熟。
国内开展欠平衡钻井技术研究是从陆地开始的。
并且主要在陆地上进行欠平衡钻井作业。
国内各主要油田都先后于陆地实施了欠平衡钻井实验研究,根据不同的工艺流程和施工要求制定了设备配套流程,积累了较丰富的经验和教训,设备配套特别是地面设备配套技术已趋于成熟。
2)海上欠平衡钻井井控设备及地面设备的配套技术有待于进一步研究。
欠平衡钻井施工中,地层中的流体随钻井流体一起循环到地面上,为了维持钻井流体性能的稳定,维持欠平衡条件,保证施工的安全,必须对井口返出的流体进行分离处理。
把固相、原油,气体分离出去。
分离出的气体引至安全的地方进行燃烧处理,分离出的原油储存到专用储油罐中。
在海上还要对被原油污染的固相进行脱油处理。
与常规钻井相比,欠平衡钻井需要配备容积更大的的泥浆池和重浆储备罐、储备更多的的加重材料,以便于倒换钻井流体、进行压井作业,在紧急情况下,进行节流放喷作业。
当用充气泥浆、泡沫泥浆时还需要制氮、充气、泡沫发生器和空压机等设备。
欠平衡钻井需要的设备多、需要的井场面积大,这在陆地上都比较容易解决,但在海上实施欠平衡钻井时,受钻井平台面积的限制,在现有的平台条件下设备的摆放非常困难,同时在如何保证施工安全方面还有许多问题需要研究探讨。
目前国外已在海上开展欠平衡钻井施工,截止到现在,国内只有胜利油田在呈北244等井上进行了欠平衡(或近平衡)钻井试验,对设备的配套还缺乏充分的认识和经验。
因此本部分将适用范围限定在陆地上。
3)本部分只适用于液相、充气及泡沫欠平衡钻井的井控装置和地面配套设备。
实施欠平衡钻井可使用各种钻井流体,现简单归纳如下:
1)钻井液
2)泡沫。
分为再生和稳定泡沫两种
3)充气钻井液(包括氮气、空气和天然气等)
4)雾
5)原油
6)气体(包括氮气、空气和天然气等)
2002年制定本标准时,国内已经开展常规钻井液(包括无固相钻井液)、泡沫(稳定泡沫)、充气、雾化、气体等类型欠平衡钻井的研究应用,但所用的钻井流体主要还是常规钻井液(包括无固相钻井液)、泡沫(稳定泡沫)、充气钻井液(主要是氮气、空气)。
气体钻井技术上处于研究阶段。
由于使用不同的钻井流体需要不同的产生、注入和处理设备,而当时国内只是掌握了使用前面三种钻井流体的设备配套技术,对其它钻井流体的产生、处理设备还缺乏深入研究和使用经验,因此本部分将使用范围限定在使用前面三种钻井流体实施控流欠平衡压力钻井、充气欠平衡钻井的设备配套。
2规范性引用文件
GB150-1998钢制压力容器
GB3836.1爆炸环境用防爆电器设备通用要求
SY5041-92吊卡
SY/T5087-93含硫油气田安全钻井作法
SY/T5127井口装置和采油树规范
SY/T5290-2000石油钻杆接头
SY/T5323-92压井管汇与节流管汇(2000年确认)
SY/T5612.1-1999钻井液净化系统除气器
SY/T5612.3-1999钻井液净化系统旋流器
SY/T5612.4-1993钻井液振动筛
SY/T5957-94井场电器安装技术要求
SY/T5958-94井场布置原则和技术要求
SY/T5964-94钻井井控装置组合配套规范
SY/T5967-94钻井井控装置安装调试与维护
SY/T6159-1995钻井液搅拌器
SY6277-1997含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定
SY6309-1997钻井井场照明、设备颜色、联络信号安全规范
SY/T6426-1999钻井井控技术规程
SY/T6509-2000方钻杆
本标准中的“SY/T5967-94钻井井控装置安装调试与维护”、“SY/T5964-94钻井井控装置组合配套规范”两个引用标准已被“SY/T5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护”所代替。
“SY/T5127井口装置和采油树规范”的最新版本为“SY/T5127-2002”,该标准代替了“SY5279.1-91、SY5279.2-91、SY5279.3-91、SY5156-93、SY5127-92”等标准。
”
“SY/T5087-93含硫油气田安全钻井作法”已被SY/T5087-2003所代替,
“SY/T6426-1999钻井井控技术规程”已被“SY/T6426-2005所代替”。
“SY5041-92吊卡”已被“SY/T5035-2004吊环、吊卡、吊钳”所代替。
按照GB/T1。
1-2000的要求,规范性引用文件前面应加一段引导语,该引导语是GB/T1。
1-2000规定的。
引导语如下:
“下列文件中的条款通过本部分的引用构成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件,其随后的所有修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。
”根据引导语的要求,规范性引用文件表中的文件中的条款也属于本部分的条款,在本部分下面的有些条款中,是规范性引用文件中的原条款,但由于内容较少,为了方便标准使用者,将其照抄后作为在本部分的条款。
规范性引用文件表中文件顺序是按照GB/T1。
1-2000的要求编写的。
由于上级标准不能引用下级标准,目前有些设备只有企业标准,但无行业标准。
因此在编写本部分时,对只有企业标准,但无行业标准的,参考企业标准进行了编写。
对目前还没有任何标准的,参考了设备的说明书、实际应用情况,经过归纳制定了一些条款。
3术语和定义
3.1
旋转防喷器rotatingblowoutpreventer(RBOP)
旋转防喷器是一种靠外部液压源提供的压力油推动活塞,挤压密封胶芯,封闭钻具与套管之间的环空,当钻具在其中旋转、往复运动时,能够承受一定井口压力的专用钻井装置。
3.2
旋转控制头rotatingcontrolhead(RCH)
旋转控制头是一种靠密封胶芯与钻具之间的过盈来封闭钻具与套管之间的环空,当钻具在其中旋转、往复运动时,能够承受一定井口压力的专用钻井装置。
3.3
旋转防喷器额定静压staticpressureofrotatingblowoutpreventer
指当旋转防喷器和穿入其中的钻具在静止状态时,旋转防喷器所能承受的最大允许压力。
3.4
旋转防喷器额定动压dynamicpressureofrotatingblowoutpreventer
指当旋转防喷器或穿入其中的钻具在运动状态时,旋转防喷器所能承受的最大允许压力。
3.5
旋转控制头额定静压staticpressureofrotatingcontrolhead
指当旋转控制头和穿入其中的钻具在静止状态时,旋转控制头所能承受的最大允许压力。
3.6
旋转控制头额定动压dynamicpressureofrotatingcontrolhead
指当旋转控制头或穿入其中的钻具在运动状态时,旋转控制头所能承受的最大允许压力。
3.7
旋转防喷系统rotatingblowoutpreventingsystem
旋转防喷系统包括旋转防喷器系统(旋转控制头系统)及其辅助设备。
1.目前旋转防喷系统有旋转防喷器、旋转控制头两种形式。
国外在名称上是把其区分开的。
其主要看胶芯封闭钻具与井壁环空时有无外部液压源,即所谓的是主动密封还是被动密封。
靠外部液压源挤压密封胶芯封闭钻具与井壁之间的称为旋转防喷器,其英文名称为Rotatingpreventer。
靠密封胶芯与钻具之间的过盈密封钻具与井壁之间的环空的称为旋转控制头,其英文名称为Rotatingcontrolhead。
2.旋转控制头工作原理:
旋转轴承总成与控制头底座之间用一个大直径密封元件密封,井筒与钻具之间的环空靠特制的密封胶芯与钻具之间的过盈实现密封,井口压力起辅助密封作用,动密封旋转总成自身是靠一个动密封组件实现密封的。
控制头有单胶芯和双胶芯两种结构型式。
3.目前国内的名称比较混乱,没有统一。
在有些参考书上把控制头和旋转防喷器统称为旋转防喷器,在实际应用中,又直接用国外产品的中文译名,即旋转防喷器、旋转控制头。
尽管其作用相同,且可互相替换,但由于旋转防喷器具备了环形防喷器的功能,并可在一定条件下替代环防喷器,而旋转控制头则不行,同时其工作原理、设备的组成也有很大不同。
鉴于今后于国外交流合作的考虑,我们认为宜按照国外的名称较好。
根据以上考虑,给出了旋转控制头和旋转防喷器的定义。
高压旋转控制头防喷系统由旋转控制头、监控箱、冷却润滑装置组成;PCWD旋转防喷器系统由旋转防喷器(RSBOP)、液压控制装置(HCU)、司钻控制盘(DCP)、安装配件等组成。
旋转控制头和旋转防喷器在不同的工作条件下,其允许的工作压力是不同的,为了明确他们在不同工况下,其允许的最大工作压力,防止意外事故的发生,给出了旋转防喷器(旋转控制头)的额定静压、动压的定义。
4欠平衡钻井井口压力控制装置配备型式
4.1欠平衡钻井井口压力控制装置配备的基本型式见表A.1,示例见图A.1。
4.2欠平衡钻井井口压力控制装置配备的特殊型式仅用于参数井;预探井;沙漠井、滩海井、泡沫钻井和空气钻井。
配备型式见表A.2,示例见图A.2。
本章4.1中的表1、表2分别列出了欠平衡压力钻井井控配套基本型式和特殊形式。
由于欠平衡压力钻井井控设备只是在原有钻井井控设备组合上增加一套旋转控制头或旋转防喷器,因此组合配套型式基本是在“SY/T5964-94钻井井控装置组合配套规范”(最新版本为“SY/T5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护”)的基础上编写的。
目前国内外在使用常规钻机进行欠平衡施工时绝大部分是下完95/8“套管或7”套管后进行。
在4.2中特别强调了在地层压力不明确的井、产能不明确的井上进行欠平衡压力钻井时,应该按设备配套特殊型式进行配套,这主要是为防止井口压力失控。
由于各油田的内防喷工具、井控检测仪器、仪表等生产厂家、参数、工艺要求都不相同,因此4.3推荐各油田根据各油田的具体情况配齐、配全。
5欠平衡钻井井口压力控制装置配备要求
5.1欠平衡钻井井口压力控制装置
5.1.1井口压力控制装置包括所配备的旋转防喷系统及SY/T5964-94所规定的井控装置。
5.1.2井口压力控制装置的配备应符合SY/T5964-94的规定。
5.1.3井口压力控制装置的组合型式、压力等级和尺寸系列应符合SY/T6426-1999的规定。
该条款中的要求与SY/T5964-94(最新版本为“SY/T5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护”)中关于钻井井口装置的规定、SY5053.2中关于防喷器控制装置的规定基本是一致的。
只是在5.1.1中增加了对旋转防喷器(或旋转控制头)及其控制装置、井口压力测试管汇、压力传感器的要求;增加了液控旁通阀的要求。
5.2旋转防喷系统
5.2.1旋转防喷系统
5.2.1.1旋转控制头系统
5.2.1.1.1旋转控制头系统包括旋转控制头、监控箱、冷却/润滑站、压力测试管汇和实时数据采集系统等。
5.2.1.1.2旋转控制头的压力等级(静态工作压力)的选择:
——小于或等于35MPa时,选择与防喷器组合压力等级相同的旋转控制头;
——大于35MPa时,选择35MPa的旋转控制头;
——允许使用压力等级低于防喷器组合压力等级的旋转控制头。
5.2.1.1.3旋转控制头的标称尺寸应能保证钻具组合中最大尺寸的钻具通过。
旋转控制头最高额定转速应不低于100r/min。
5.2.1.1.4旋转控制头的法兰形式、尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定;法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定。
5.2.1.1.5有防硫要求的旋转控制头应符合SY5087的规定。
5.2.1.1.6旋转控制头应配有锁紧装置
5.2.1.1.7使用胶芯的尺寸应与所用钻具匹配;胶芯的材料应与所用钻井液匹配。
5.2.1.1.8在使用转盘钻时,宜配备、安装方钻杆驱动器,其尺寸应与使用的方钻杆匹配。
5.2.1.1.9旋转控制头宜配备冷却/润滑系统。
5.2.1.1.10冷却/润滑系统的电器及控制系统应符合GB3836.1的规定。
5.2.1.1.11监控箱应能准确显示环空压力、气源压力和液压卡箍油压。
5.2.1.1.12旋转控制头应配备泄压、测压装置。
有防硫要求的压力测试管汇应符合SY5087的规定。
5.2.1.1.13旋转控制头应设旁通口。
旁通口的法兰形式、尺寸和技术要求应符合SY/T5127的规定;法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定。
旁通口可接液控截止阀或盲法兰。
因目前没有旋转防喷系统的行业标准,也未能找到可供参考的企业标准,因此本部分中关于旋转控制头的工作参数是通过统计归纳国内外现有的产品,结合现场的使用要求撰写的。
“SY/T5127井口装置和采油树规范”的最新版本为“SY/T5127-2002”。
1.旋转控制头已在石油工业中使用多年,初期的产品工作压力较低,一般在5MPa以下(国外的产品一般为2.8MPa。
目前旋转控制头的额定动压已达到17.5MPa.静态工作压力达到35MPa.低压旋转控制头一般使用单胶芯结构,高压旋转控制头一般使用双胶芯结构。
由于无法在使用过程实时监测胶芯的磨损量以预计胶芯的使用寿命,因此美国石油学会拒绝把旋转控制头作为一种防喷设备。
2.旋转控制头是旋转控制头防喷系统的的核心。
压力测试管汇,监控箱用于监测控制头的工作压力及液压卡箍的工况。
冷却润滑站是保证控制头工作的辅助设备,对于低压控制头,如:
williams的8000、9000控制头,可不设冷却装置,对于额定工作压力小于7MPa的控制头可增设换热器。
对于高压控制头应设强制冷却装置。
润滑系统是不可缺少的。
总之冷却润滑形式的选择取决于保证控制头正常工作的需要。
3.旋转控制头作为一种非防喷器设备,其工作压力级别的选择不能照搬防喷器的选配原则。
按照目前国际上应用最多的willams公司的产品系列,静态工作压力压力级别为:
3.5MPa,10.5MPa,21MPa,35MPa.动态工作压力级别:
3.5MPa,7MPa,17.5Mpa,21Mpa。
目前还没有更高压力级别的控制头。
按照压力级别选择控制头时应考虑以下几个因素:
1)欠平衡施工中允许出现的最大井口压力
2)地层返出流体的气液比
3)地层压力
4)井口防喷器组的高度及联接形式。
在条件允许的情况下,尽可能选择压力级别与防喷器组相同的控制头或选用最高工作压力的控制头。
否则也可选用低压力级别的控制头,但此时应严格控制井口压力不超过控制头的额定压力。
4.目前,现有控制头产品的最大工作转速都不大于150r/min,一般为100r/min.这是因为随着转速的增加,控制头轴承总成的动密封寿命显著下降,发热问题突出,导致轴承总成工作寿命下降。
使用牙轮钻头时,为了保证轴承总成正常工作,一般转速控制在50~80r/min。
但使用PDC刮刀钻头时,要求转速较高,为了缓和这一矛盾,鼓励研发高转速的控制头,此处对控制头的最高转速提出了不低于100r/min的要求。
5.井口防喷器组目前都已标准化,控制头作为安装在防喷器组上的一种井口设备,法兰形式、尺寸及技术要求和法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合“SY/T5127井口装置和采油树规范”的规定,有利于简化控制头的安装及与防喷器组的连接匹配。
6.影响控制头密封效果的因素主要有两个:
1,胶芯与钻具的过盈量,2,井口压力。
由于胶芯的耐压能力是按照控制头的最大动压设计的,在高压时,井口压力的助封作用比较明显。
但当井口压力较低时,井口压力助封作用减弱,胶芯的密封效果将变差。
现场使用情况和室内试验都说明了这一点。
对工作一段时间后的胶芯情况更加明显。
因此在实际操作中会发现,胶芯会发生渗漏,特别是在过钻具接头时。
使胶芯在不同压力下,都保持良好的密封性应是今后胶芯研究的一个课题。
每一种规格的胶芯对应于一种特定规格的钻具。
如果钻具的最大径向尺寸超过胶芯的允许尺寸,将会导致胶芯撕裂,反之钻具过小,胶芯起不到密封作用。
因此在现场施工中,必须保证所有过胶芯的钻具组合的最大尺寸不能超过胶芯的允许尺寸。
7.旋转控制头在工作时,钻具通过与胶芯之间的摩擦力带动控制头的轴承总成与钻具同步旋转。
为了防止胶芯的磨损,原则上是不允许钻具与胶芯之间有相对转动的。
一旦发生相对转动,胶芯磨损加剧。
目前在采用顶驱的钻机上,尚无有效措施。
在使用转盘钻时,使用方钻杆驱动器后,钻具通过方钻杆驱动器带动轴承总称旋转,胶芯不会与钻具发生相对转动,改善了胶芯的工况,有利于提高胶芯的使用寿命。
8.当在进行欠平衡作业,旋转控制头出现故障或需要更换胶芯时,须关闭闸板防喷器,此时在控制头和闸板防喷器之间存留着带压的流体,控制头泄压装置的作用就是把这部分高压流体卸掉,保证操作者的安全。
9.国内外几种旋转防喷系统的技术规范
1)Willams公司7000系列旋转控制头
(1)7100旋转控制头防喷系统技术规范见表3。
表37100旋转控制头防喷系统技术规范
序号
名称
规格型号
1
额定静态工作压力
35
2
额定连续旋转工作压力
17.5Mpa
3
额定间歇旋转压力
17.5Mpa
4
钻具额定旋转速度
150r/min
5
底部连接法兰:
135/8″-5M,有9种法兰尺寸供选择
6
胶芯
27/8″使用于31/2″钻杆、
41/8″使用于5″钻杆
7
高度
1320∽1600mm(可选)
8
外径
1320mm
9
质量
2700Kg
10
旁通法兰直径
API7-1/16″
11
测试管连接法兰直径
API2-1/16″
(2)WillamsS公司7000旋
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