TDS-11SA顶驱IBOP故障分析与预防

胡 朋

（中石化海洋石油工程有限公司上海钻井分公司，上海 201206）

顶 驱 IBOP（internal blowout preventer） 即内防喷器，属于内防喷工具的一种，是钻井系统中重要的内防喷器工具，其性能的优劣及工作的可靠性直接影响着井场人员、财产的安全。勘探二号钻井平台TDS-11SA型顶驱的IBOP分为上IBOP和下IBOP，依次连接于顶驱主轴下方，保护接头上方[1]（图1）。在钻井作业中，当井内压力高于钻柱内压力时，司钻操作控制台按钮，遥控关闭上IBOP以切断钻具内部通道，防止井涌或者井喷的发生[2]。另外，在接单根或立柱以及起下钻作业中，卸开钻杆接头前，关闭该防喷器可以减少水龙带内泥浆的流失，起到泥浆节流器的作用。而下IBOP主要应用在井涌时，手动关闭下IBOP，如需抢下钻具，可将上IBOP从下IBOP上拆下，在下IBOP上部（6-5/8"REG）接入合适的转换接头、止回阀或循环短节等井控工具，继续下钻，并进行正常的井控程序[3]。

1 IBOP结构组成与特点

1.1 IBOP结构组成

图1 TDS-11SA型顶驱IBOP连接图

TDS-11SA型顶驱的上、下IBOP类似于球阀，由阀体、阀座、浮球、旋塞及密封附件组成。浮球位于上、下两个阀座之间，上IBOP本体在阀芯位置开有两个对称槽（图2），下IBOP本体在阀芯位置一侧开有通槽，槽内用于安装控制阀芯开关的旋塞[4]（图3）。上IBOP外部有一套液压驱动的开关装置，操作控制台上IBOP开关按钮后，顶驱系统就会通过PLC控制上IBOP对应的电磁阀，切换至对应的液压缸带动连杆驱动滑套上下运动，同时，滑套上下运动带动了内置于其中的摇臂总成转动，进而旋塞转动阀芯完成90°旋转，实现内防喷器的打开与关闭。而下IBOP只能使用专用内六角扳手手动打开、关闭该阀。勘探二号钻井平台配备TDS-11SA顶驱的IBOP驱动机构见图4。

图2 上IBOP结构图

图3 下IBOP结构图

图4 IBOP液压驱动机构

1.2 上、下IBOP结构特点

1.2.1 平衡孔

上、下IBOP为金属密封阀，球形阀芯对称的开有两个沟槽。为了避免内防喷器流道内的液体与阀腔体内产生压差，并减小压差对开关扭矩的影响，在每个沟槽中心开有一个直径约2 mm的小孔，连通内外，平衡压差。如在正常钻井时，钻井海水或泥浆流过井眼，流体通过小孔进入腔室，使球阀腔室与水眼压力相互平衡，这样巧妙的设计，使阀芯和阀座的密封面上下无压差，启闭内防喷器所需的操作扭矩大大减小[4]。

1.2.2 压力助封

IBOP是一种浮动式球阀结构，下阀座通过波形弹簧坐于本体台阶面上，可以沿轴向移动，当浮球上、下端存在压差时，可以将浮球沿轴向压至阀座密封面，当下端井底压力高时，波形弹簧还可以起到压力助封的作用。

2 故障分析

本文以勘探二号海洋钻井平台配备的TDS-11SA顶驱为例。该顶驱的IBOP在使用过程中，通道内流通的是具有腐蚀性的海水或含固相颗粒的泥浆，故其出现的故障多为密封件损坏，浮球、阀座冲蚀，即泄露不密封为主；而该型号顶驱的上IBOP为单液缸驱动执行机构，相比于双液缸或齿轮齿条的驱动方式[5]，单液缸驱动扭矩较小，机构失效频率也较高；同时内防喷器连接于主轴下方，承载大，旋塞孔处应力较集中，易出现疲劳裂纹等现象。概括来说，TDS-11SA型顶驱的IBOP故障主要分为三大类，即密封失效、转动失效及强度失效[6]。

2.1 密封失效

从图2所示的IBOP内部结构来看，密封主要有3个部分：（1）浮球与阀座之间的密封，由浮球与上、下阀座之间的金属密封，组成了IBOP的主密封结构；（2）主阀体孔与上、下阀座间的密封，由O型圈、保持环、V型密封及金属支架组成，这些密封件与上下阀座共同组成了通道内的密封结构；（3）旋塞、铜套与阀体孔之间的密封，它防止通道内钻井液向外泄露[7]。

2.1.1 主密封失效

IBOP在使用过程中，浮球、阀座表面覆盖的金属薄膜，在高压、高速泥浆长期流过时，膜上的金属离子因冲刷会离开表面，而内部新的金属表面与泥浆接触，加速了腐蚀的过程。与此同时，高压、高速海水或泥浆介质，对阀体内腔形成强烈冲刷，而泥浆中悬浮的固相颗粒，也加快了内腔壁的损害速度。尤其是当阀处于半开、半关位时，浮球处于偏斜的位置，泥浆对浮球及阀座的强烈冲蚀，使其极易冲蚀。上IBOP阀芯及阀座冲蚀损坏情况见图5、图6。

图5 冲蚀的阀芯

图6 冲蚀的阀座

2.1.2 副密封失效

旋塞、铜套与阀体孔之间的密封，可以防止通道内钻井液向外泄露。当此处密封磨损，通道内高压泥浆或海水，在此处向外泄露，快速将铜套或旋塞冲蚀，若是在钻井作业进入裸眼井段，将会给作业带来相当大的风险，勘探二号钻井平台就曾遇到过在裸眼井段深1 100 m以上的情况下，上IBOP在旋塞处出现了刺漏的情况。刺漏照片见图7、图8。

图7 软密封失效

图8 金属件失效

2.2 转动失效

顶驱IBOP阀转动失效指的是浮球开关不到位或者旋转不动，其概率是仅次于密封失效的一种失效形式。分析其形成的原因主要有以下几种：

（1）初始装配浮球与阀座时，上阀座上紧扭矩较大，造成浮球与阀座之间摩擦力过大，启闭不灵活；

（2）通道内流通泥浆后，若长时间停滞，固相颗粒干涸，卡住了浮球（图9）；

（3）驱动单液缸发生内漏，压力保持不住，拉动连杆的力道则不足；

图9 转动失效

（4）滑套与摇臂之间磨损，造成摇臂限位后，浮球却开或关不到位；

（5）驱动机构部件损坏，影响启、闭动作，如在表开或者复杂地层井段作业时，顶驱抖动较大，曲柄开关滚轮轴震断（图9）。

为避免IBOP转动失效的发生，应在初期组装后，采用手动扳手旋转浮球，检查转动扭矩大小。在长时间使用后，若要进行测井或测试作业，要定期开关活络IBOP，有条件的情况下，在注脂口加注密封润滑脂，以防干涸的泥浆卡死浮球。按要求定期检测油缸测进口压力，掌握油缸活塞密封的使用状态。对于滑套的磨损，可以通过焊补修磨的方式，减小开、关角度的误差。

2.3 疲劳强度失效

顶驱IBOP连接于顶驱主轴下方，保护接头上方，钻井作业时承受大扭矩、大悬重等扭剪、拉伸交变载荷作用，受力复杂，尤其是旋塞孔附近较薄弱，易出现疲劳裂纹等现象。勘探二号平台的顶驱IBOP在旋塞孔处曾多次出现疲劳裂纹（图10）。若不能及时发现，IBOP本体裂纹扩张，导致本体断裂，后果将非常严重。查阅资料发现，某油田的顶驱上IBOP就曾出现过断裂，造成较大的钻井事故[8]。因此，现场一线人员应每周检查IBOP外表面锈蚀或者浅坑，每年或者工作达到3 000工作小时后，对阀体表面进行磁粉探伤，以检查阀体是否有疲劳裂纹。

图10 强度失效

3 故障预防

本文汇总了勘探二号钻井平台一线工作中TDS-11SA顶驱的IBOP使用故障，结合工作中新遇到的问题，概括出易发故障的预防措施。

3.1 新组装的IBOP使用前需要试压，确保密封良好

在一线工作中，IBOP修理更换内部密封、浮球、阀座后，在装上顶驱使用前，需对IBOP进行试压检查，合格后方可接入顶驱主轴上，以保证更换上的IBOP状态良好。为此，现场一线可以选择废旧的保护接头等，自制试压堵头，对IBOP进行静水压力试验，检查泄露（图11）。

图11 试压堵头

顶驱IBOP的设计是应对钻井过程中的井涌等突发事故，对来自井底的压力有较好的密封作用。而在实际钻井作业中，进入油气层井段，按井控要求，需要对钻台高压立管管汇、阀门等进行试压检查。由于上IBOP的易操作性，通常关闭上IBOP，来对高压立管管汇、阀门进行试压。此时高压泥浆作用于浮球上端面，压缩下阀座与本体之间的波形弹簧，浮球轴向位移较大，承受压力后密封效果较差，因此，从理论上来讲，关闭上IBOP，对高压立管管汇、阀门的试压作业是不可取的。

3.2 修理、更换IBOP事项

顶驱IBOP密封失效后，可通过更换密封修理包的方式来修复，修理及更换IBOP时需要注意以下几点（图12）：

（1）安装下阀座密封需要注意唇口与支撑环的方向，进入本体内腔后，勿挤压出密封槽，以免卡住下阀座。

（2）旋塞铜套安装要到位，双侧铜套可以使用薄型千斤顶均匀压入本体孔内。

（3）当竖立考克，敲击取出阀芯等备件时，考克端面应垫在木板或戴好护丝，保护好两侧端面。

（4）拧紧上阀座装入卡簧后，应开关活络旋塞，以转动顺畅，无卡点为宜。若特别紧，上阀座应反向回一点，以免油缸连杆机构无法启、闭IBOP。

（5）安装、拆卸摇臂总成时，摇臂与考克轴线垂直，即阀芯处于半开半关状态，才能将摇臂总成安装至滑套或从其中取下。

（6）原厂注脂口内为六角堵头，现场使用时最好更换成外六方堵头，使用套筒拆卸，防止内六角孔棱边拧圆、滑掉不易取下。

（7）工区更换IBOP时，需要使用内、外大钳咬紧本体外圆，因旋塞孔附近相对薄弱，上紧扭矩或崩扣时，大钳钳牙勿咬在旋塞处，尽量远离旋塞孔。

图12 修理、更换IBOP

4 结论

以勘探二号钻井平台配备的TDS-11SA顶驱IBOP为研究对象，介绍了其特点，为快速解决故障点提供了理论依据；汇总设备服役至今期间发生的故障，完成了故障分类，即密封失效、转动失效、强度失效三大类，并逐一分析。针对各类型的故障提出了预防的方法，尤其是更换内部阀芯件后，需要静水压力试压，试压合格后方可作为备件留存，修理件的质量得到了保证。同时，结合工作中遇到的问题，列举IBOP修理过程中相关教训、经验与大家分享，也为一线修理人员解决顶驱IBOP故障少走些弯路，从而减少了停机处理故障的时间，保证了设备的正常运转，更好地服务于海洋钻井平台生产施工。