闸板防喷器维护与保养制度

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1、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API16A《钻通设备规范》与GB20174-2006《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API75K等级材料，制造工艺及硬度要求满足NACEMR0175-2002《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

2、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⑴三月期的检查内容a.外观检查。b.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。9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

3、试验内容试验井压MPa液控压力MPa保压时间min低压试验1.4～2.18.4～10.5≥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。⑴一年的检查内容a)按照三月期的检查内容进行检查。b)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。c)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。d)对闸板胶芯工作面

4、，不应有磨损、撕裂、脱胶、严重变形及老化缺陷。e)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。f)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。9a)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。⑵三年的检查内容a)拆卸所有零件，清洗干净，按照一年期的检查内容进行检查。b)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。①通孔圆柱面偏磨量在任一半径方向上超过3mm,应进行修复；②所有密封圈

5、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；③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；④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；⑤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；⑥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；⑦检查锁紧轴

6、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；⑧修复损坏的螺纹孔；⑨更换全部密封件及已变形或磨损严重的零件；9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。⑴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。⑵在使用中发生承压件本体刺漏。⑶被大火烧过而导致变形或承压件材料硬度异常。⑷承压件结构形状出现明显变形。⑸不是密封件原因而

7、致反复试压不合格。⑹法兰厚度最大减薄量超过标准厚度的12.5%。⑺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。⑻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。⑼承压件无损检测发现裂纹。⑽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。⑾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。⑴壳体与侧门连接螺纹孔有严重损坏的，且无法修复。⑵壳体及侧9门平面密封部位严重损伤，且经过两次补焊修复或

8、无法修复。⑴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。⑵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。⑶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。9表1闸板防喷器三月期检查记录型号制造商产品编号连接方式及规格检查日期闸板规格检