BOP预防和维护系统.doc

防喷器质量简介及维护与保养 一、质量简介 我公司生产的防喷器完全按照API 16A《钻通设备规范》与GB 20174-2006《石油天然气工业钻井和采油设备 钻通设备》设计、制造。适合于含硫中等的腐蚀环境。壳体、顶盖、侧门等承压件和各种规格的闸板体（剪切闸板除外）等接触井内流体的控压件均采用API 75K等级材料，制造工艺及硬度要求满足NACE MR0175-2002《油田设备用抗硫化应力裂纹的金属材料》11.4条款对防喷器的规定要求， 适用于深井、高压井、高含硫井的使用。 二、维护与保养 1.检查周期 对在役防喷器，除在现场进行日常维护保养外，应定期检查，以确定维修项目。检查周期分为三月期检查、一年期检查和三年期检查。检查周期可根据使用情况提前进行。如现场连续作业一井次使用时间超过规定的检查周期时，回库后应按下一个检查周期进行检查。 2.检查内容 三月期的检查内容 外观检查。 按关闭试验的要求做密封试验。先对全封闸板进行全封闭试验，合格后，再对半封闸板进行封管柱试验。 关闭试验分为低压试验和高压试验，并且低压试验应在高压试验之前进行。应从压力已稳定且本体的外表面已彻底干燥后开 始计时。 关闭试验具体要求见表1. 表1 关闭试验 试验内容 试验井压 MPa 液控压力 MPa 保压时间 min 低压试验 1.4～2.1 8.4～10.5 ≥10 高压试验 额定工作压力 8.4～10.5 ≥10 各次开钻前或进入高压油气层的检查，应按三月期的检查内容进行。试压不合格的防喷器应拆开检修，对损坏的胶件进行更换。 一年的检查内容 按照三月期的检查内容进行检查。 检查壳体侧平面、闸板室顶部密封面、密封垫环槽、侧门平面、侧门密封圈、槽及挡圈等部位，不能有影响密封性能的缺陷。 检查壳体垂直通孔内圆柱面的偏磨情况，其任一半径方向的偏磨量不超过3mm。 对闸板胶芯工作面，不应有磨损、撕裂、脱胶、严重变形及老化缺陷。 检查闸板体与闸板轴连接槽，不得有裂纹、弯曲变形；闸板宽度和盖板高度不应有严重磨损。 检查锁紧轴，不应有裂纹、沟槽和发生弯曲，锁紧轴开关应灵活。 检查各螺纹孔，不应有乱扣、缺扣等现象。 一年期检查完后，应更换所有使用时间超过一年的密封件。 三年的检查内容 拆卸所有零件，清洗干净，按照一年期的检查内容进行检查。 测量主要零件的重要尺寸，重要尺寸参照闸板防喷器三年期检查记录进行测量。 通孔圆柱面偏磨量在任一半径方向上超过3mm,应进行修复； 所有密封圈配合部位尺寸磨损量，外径小于原尺寸下偏差 0.5mm，内径超过上偏差0.5mm,则进行修复； 闸板室和闸板体的高度与宽度，其磨损量超过1mm时应进行修复； 闸板室顶部密封面、密封垫环槽及侧门密封部位，若有严重磨损、裂纹、凹坑等缺陷，均应进行维修； 侧门铰链孔、铰链座销孔其磨损量超过公差限0.15mm、铰链销外径磨损量超过公差限0.25mm时，应修复或更换； 油缸内径磨损量超过公差限0.4mm或有严重拉槽及镀层脱落者，应修复或更换；活塞超过公差限0.25mm，耐磨环超过原外径偏差限应修复或更换； 检查锁紧轴密封部位及缸盖上的密封腔、螺纹、连接销及孔等，有损坏或磨损、拉槽的应修复或更换； 修复损坏的螺纹孔； 更换全部密封件及已变形或磨损严重的零件； 判废：1.防喷器（包括钻井四通）判废通用要求 经过检查发现符合下列条件之一者，强行判废。 从投入现场使用起，年限超过15年或承压次数累计达500次应报废；如果继续使用，必须按指定标准方法进行判定试验，判定合格后方可继续使用，但最长不得超过3年。 在使用中发生承压件本体刺漏。 被大火烧过而导致变形或承压件材料硬度异常。 承压件结构形状出现明显变形。 不是密封件原因而致反复试压不合格。 法兰厚度最大减薄量超过标准厚度的12.5%。 承压件本体或钢圈槽出现被流体刺坏、深度腐蚀及裂纹等情况，且进行过两次补焊修复或不能修复。 主通径孔在任一方向上磨损量超过5mm，且已经进行两次补焊修复或不能修复。 承压件无损检测发现裂纹。 承压法兰连接的螺纹孔，有两个或两个以上严重损伤，而无法修复。 防喷器在使用中发生失效。 2.防喷器判废特殊要求 闸板防喷器符合下列条件之一者，强行判废。 壳体与侧门连接螺纹孔有严重损坏的，且无法修复。 壳体及侧门平面密封部位严重损伤，且经过两次补焊修复或无法修复。 壳体闸板腔顶密封面严重损伤，且经过两次补焊修复或无法修复。 壳体闸板腔侧部和下部导向筋磨损量达2mm，且经过两次补焊修复或无法修复。 壳体内埋藏式油路，凡是串、漏，无法修复或经两次补焊修复后，井油路强度试验又发生串、漏。 经过各周期的检查，符合判废准则条件的防喷器，做判废处理。对于可维修的防喷器，按相应条款的要求进行维修。每次检查和处理结果应形成文件。 表1闸板防喷器三