闸板防喷器气密封性能改进措施研究

陈小明，李 飞，林耀军，张 前

(中国石化石油机械股份有限公司，湖北荆州 434024)

在石油钻井行业中，闸板防喷器是钻井井控装置的重要组成部分，是勘探开发高压油气田，防止井喷事故发生、平衡钻井压力、保障钻井安全的关键设备之一。闸板防喷器在关井过程中由活塞缸内液压油推动活塞，使活塞杆(闸板轴)带动闸板总成向中间运动，将井内上窜的高压返回泥浆液和高压油气封堵在壳体与侧门形成的腔室内，达到封闭井口的目的。

随着石油钻井行业的飞速发展，对于常规钻井作业，国内外已经形成了一整套完整的钻井井控工艺和技术，井控装置在常规钻井作业中的可靠性已经基本得到了保证。然而，随着现阶段天然气开采的进一步加强，石油钻井行业对于闸板防喷器的气密封性能有了更为严格的要求，闸板防喷器除了能密封高压液体外，还必须能密封高压气体。只有提高闸板防喷器气密封的可靠性，才能有效地保证整套井控装置气密封性能。到目前为止，国内外石油钻井行业仍没有一套完整的技术能有效地保证闸板防喷器气密封的可靠性。

本文就闸板防喷器密封原理、气密封泄漏失效原因进行分析，针对分析结果提出了控制气密封泄漏的措施，并通过反复试验验证其可靠性。

1 闸板防喷器气密封失效原因分析

闸板防喷器具备长期封井、悬挂钻具、剪断钻杆等功能，配合完成循环、节流放喷、压井、井下复杂情况处理等工作，是井控的关键设备之一。而密封是闸板防喷器最重要的特性，闸板防喷器有5组密封，如图1所示。它们对防喷器的密封性能有着重要的影响。

图1 闸板防喷器密封结构

多年来，闸板防喷器的气密封问题一直没有很好地解决，本实验室对国产的闸板防喷器进行了气密封试验，结果如表1所示。

由表1可以看出，国产防喷器的气密封试验全部失效，且密封件损坏严重，防喷器功能丧失，井控安全存在较大风险。选取美国卡麦隆公司生产的2FZ28－105双闸板防喷器进行气密封试验，气压上升至22 MPa时，侧门有不连续微小气泡产生，升至66 MPa时侧门偶有气泡产生，升至70 MPa时两侧门有连续气泡产生，当试到88 MPa时，全封闸板出现大量气泡，压力迅速下降。拆解防喷器后检查密封件，密封件没有大的损坏，闸板完好，防喷器功能虽未丧失，但气密封性能不可靠。由此可见，解决闸板防喷器气密封性能是提升井控装备的瓶颈问题。

表1 闸板防喷器气密封试验

通过对闸板防喷器进行气密封试验，发现其侧门与壳体之间密封在气密封时渗漏，二次密封孔处有气泡，闸板轴密封有渗漏，不能满足气密封的要求。因此，解决侧门与壳体之间、侧门腔与活塞杆之间的密封性能是提高闸板防喷器气密封性能的关键。

1.1 壳体与侧门之间的密封原理

侧门与壳体的接合面上装有密封圈，侧门与壳体之间由螺栓连接，在侧门螺栓预紧力的作用下，侧门密封圈产生弹性变形后紧贴防喷器壳体和侧门密封面，使井内气体、钻井液不能从该处泄漏，实现密封，如图2所示。

1.2 侧门腔与活塞杆(闸板轴)之间的密封原理

侧门内腔与活塞杆之间装有密封圈，为双向密封结构，采用方向相反的两组W型组合密封圈，以密封井液压力和液压油压力，保证闸板防喷器正常工作[1]，密封结构如图3所示。

图2 侧门密封示意

2 影响闸板防喷器气密封性能的主要因素及改进措施

2.1 密封面的粗糙度及刀纹

密封面粗糙度对密封性能的影响曲线如图4所示。图4表明，试件表面粗糙度对密封性能的影响因构成密封面的材料而异。当不锈钢试件表面粗糙度由0.08 μm 增大到0.63 μm，不锈钢/黄铜的双硬密封面接触比压力急剧提高，而不锈钢/丁腈橡胶硬软密封面受试件表面粗糙度影响较小。

图3 侧门腔与活塞杆的密封结构

侧门平面密封处，为无相对滑动的静密封，如果密封表面微观不平度谷底过深，受预压后的密封材料不能完全填满，而留有缝隙，造成泄漏。表面越粗糙，泄漏越厉害，同时，贯穿密封面的刀纹愈深，泄漏愈厉害。因此，密封平面的理想刀纹应与密封圈圆周方向一致。然而，闸板腔体为矩形，无论采用铣加工或是刨加工等，都会出现贯穿密封面的刀纹。通过革新加工工艺，提高密封平面的粗糙度，同时去除了铣床加工时产生的刀纹。

活塞杆表面粗糙度对活塞杆密封性能和使用寿命有很大的影响。表面粗糙度过低时，液压油很容易从密封接触面之间挤出，以致油膜变薄或者破裂，唇部发热甚至烧化。反之，粗糙度过高时，表面太粗糙，轴转动后容易刮伤油封唇口，使密封面变毛，此时不仅摩擦力矩增大，而且唇口会很快磨损，造成泄漏。因此，对密封性能而言，必定有一个最佳粗糙度范围。

图4 密封面粗糙度对密封性能的影响曲线

通过油封与轴的摩擦因数和油封嵌入量的关系来反映不同表面粗糙度的影响，图5所示其试验结果。在c区，轴表面粗糙度太低，加工痕迹很浅，油封唇口很容易嵌入其内，使其中的油被挤出。在a区，轴表面粗糙度太高，即太粗糙，油封唇口不可能填满表面的凹部，它们之间存在空隙，能存油，并形成油膜，但因粗糙处的凸面锋刃硬而尖，容易划伤唇口，因此尽管形成油膜，但摩擦因数仍然很大，唇口会很快磨损。最佳粗糙区在b区，那里的轴表面粗糙度既能形成油膜，又不致划伤油封唇口。

2.2 密封材料

从图6中可以看到，密封材料对泄漏流量有较大的影响，在同一接触比压力下，通过不锈钢/黄铜双硬密封面的泄漏流量最大，不锈钢/聚四氟乙烯密封面次之，不锈钢/丁腈橡胶硬软密封面最小。另外，泄漏流量随接触比压力的增大而减小，当泄漏流量等于零时，不锈钢/黄铜密封面的接触比压力为17.0 MPa，远大于不锈钢/丁腈橡胶密封面的5.2 MPa。

图5 最佳粗糙度范围

同时从图5中可以看出，不锈钢/丁腈橡胶硬软密封面受试件表面粗糙度影响最小。

图6 密封材料对泄漏量的影响

橡胶的透气性对气密封性能也有很大的影响，气体在橡胶中的扩散速度取决于橡胶分子中有无侧链基团的存在，侧链基团的存在能使气体扩散率显著下降。橡胶的气密性，取决于橡胶件与密封物的密合性，密封的好坏与橡胶的压缩永久变形以及耐老化性能密切相关。具有柔性链且分子间作用力较大，不饱和链较少的橡胶，基本上能满足这一要求。因此，应选用透气性小的橡胶制品，如侧基位阻较大的丁基橡胶、聚异丁烯橡胶以及极性较大的均聚氯醚橡胶、高丙烯腈含量的丁腈橡胶、聚氨酯橡胶、氟橡胶和环氧化天然橡胶。

2.3 密封面宽度

图7中所示分别为丁腈橡胶采用密封宽度为0.5 mm、1.5 mm、3.0 mm所对应的接触比压力与介质压力关系图。减小密封宽度，接触比压力增大，随着介质压力增加，密封接触比压力增大，但增大速度逐渐降低。

图7 接触宽度对密封性能的影响

丁腈橡胶密封件的设计应确保介质最大压力下的接触比压力小于密封材料的许用比压力。为此，将前密封圈截面形状设计为D型，最大限度的提高其密封面宽度。

2.4 密封件的结构

如图8、图9所示，密封件的结构直接影响其密封能力，根据密封要求选择合理的密封结构是气密封防喷器攻关的关键。

图8 O形、D形密封圈比压－变形位移

图9 O形、D形密封圈安装示意

同样粗糙度情况下:刀纹方向与密封圈方向一致时，实现气密封所需的接触比压较低，而刀纹方向与密封圈方向不一致时(即刀纹贯穿密封面)，实现气密封需要较大的比压。

因此，侧门密封前端面密封面刀纹方向与密封圈方向不一致，提高平面密封的密封能力必须提高:①提高密封面粗糙度;(通过磨穿磨加工及后期抛光使粗糙度达高于Ra0.4);②增大接触比压(合理设计前密封圈)。

由试验曲线可知:前密封采用O形圈密封时，如O型圈最大变形位移量为3 mm，无论侧门螺栓预紧力多大，密封低压时都无法使接触比压高于3 MPa，导致低压时气密性失效。

合理设计的D型圈有效解决了该问题，在最大变形位移量小于2 mm的情况下便实现了接触压力达到5.5 MPa，有效解决低压气密性不佳的问题。

将闸板轴与侧门之间的W圈组合密封形式改为Y形圈+O形圈+支撑圈的组合密封形式，合理设计内外径尺寸，减少了密封件的数量，保证了接触面的初始压力，有效解决了活塞杆密封处的气密封问题。如图10、图11所示。

图10 常规闸板轴密封

图11 改进后的气密封结构

2.5 金属件材料抗腐蚀性能

在钻井作业过程中，工作介质为钻井液，可能还含H2S、CO2、残酸等腐蚀性杂质。如果密封面被腐蚀，导致密封表面微观不平度谷底过深，受预压后的密封材料不能完全填满而泄漏，则更换密封件不可能带来任何改进，需回厂修复，增加了成本和安全风险。为解决这一问题，可对关键密封面进行镍基合金625堆焊。

3 气密封试验试压

在一定的环境温度下，用氮气作为试验介质，将被改造后的产品完全浸没在水浴中进行试压。

第一次进行高压试验:在关闭的闸板下施加压力应至少等于闸板防喷器额定工作压力。在压力稳定后，保压10 min，压降为0。

第二次进行低压试验:应在关闭的闸板下施加1.4～2.1 MPa的压力。在压力稳定后，保压10 min，压降为0。

4 现场应用情况

在西南地区和新疆顺南区域应用了改造后的气密封防喷器11台。已经在西南春生1井、马3井、丁页3井、丁页4井、元坝7井、新疆顺西3井等6口井进行了应用，大幅度提高了防喷器气密封性能，规避恶劣工况条件下的井控风险，确保了井控安全。

5 结论

对闸板防喷器密封原理，气密封失效进行分析，并对因气密封失效而产生的泄漏进行系统性分析研究，总结出如下结论:侧门密封、闸板轴密封失效是闸板防喷器不能满足气密封要求的主要原因;改善密封橡胶性能、采用新型浮动骨架结构及密封结构形式能有效提高气密封性能;防喷器金属之间接触面加工精度、耐腐蚀性能也是影响气密封的重要因素，密封平面的理想刀纹与密封圈圆周方向一致时可提高气密封性能;密封面敷焊625合金，增强抗腐蚀性能，有助于提高气密封性能。