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抽油泵、井下工具检测修复工艺研究目　　录第一章　前言 3 第二章　抽油泵、井下工具检测修复工艺现实状况 3 §2.1　抽油泵、井下工具检测修复工艺现实状况 3 §2.2　检测修复工艺存在问题 4 第三章　抽油泵检测修复工艺研究 4 §3.1　抽油泵检测修复工艺研究内容 4 §3.2　抽油泵检测修复工艺步骤 4 §3.3　抽油泵检测修复工艺研究创新点 6 3.3.1　抽油泵泵筒内外壁检测 6 3.3.2　泵阀密封性能检测 7 3.3.3　研磨凡尔 8 3.3.4　柱塞直线度检测 9 3.3.5　柱塞内壁清理装置 10 3.3.6　抽油泵整体密封性检测 10 3.3.7　抽油泵固定凡尔改善 11 第四章　井下工具检测修复工艺研究 13 §4.1　井下工具检测修复工艺 13 §4.2　井下工具检测修复工艺研究创新点 16 4.2.1　高温高压清洗工艺 16 4.2.2　井下工具除垢装置 17 4.2.3　井下工具试压工艺 18 4.2.4　封隔器地面模拟试验装置 19 4.2.5 硬度检验 22 第五章　质量控制体系建立和实施 22 第六章　泵、工具资料网络化管理 23 准备二大队网络数据管理界面 24 第七章　现场应用情况 26 第八章　结论 28 参考文件 29 第一章　前言抽油泵、井下工具是采油、注水关键设备，其质量优劣对于油水井正常生产至关关键。作为一支为采油厂服务，担负抽油泵、井下工具检测、修复工作基层单位，不停提升修复率、强化质量控制并确保其出厂质量合格是我们各项工作重中之重。面对检测设备老化、手段单一和工艺技术落后现实状况，我们依据国家、行业及企业标准制订了抽油泵、井下工具检测修复技术要求和技术标准，开展了抽油泵、井下工具检测修复工艺研究，建立了抽油泵、井下工具质量控制体系，使抽油泵、井下工具使用档案等资料管理实现了网络化，大大提升了抽油泵、井下工具检测修复质量和修复率，基础实现了质量控制标准化管理。第二章　抽油泵、井下工具检测修复工艺现实状况 §2.1　抽油泵、井下工具检测修复工艺现实状况抽油泵检测修复工艺为：清洗、目测、配合间隙测量、更换配件、组装、测漏失量、密封性能试验、标识待用。而泵筒及柱塞直线度、泵阀密封性能无法检测，抽油泵检修工作中泵筒、柱塞直线度、圆度和泵筒判废只能凭职员工作经验来完成；而占出厂抽油泵总量10%左右防砂泵，出厂无法试压。井下工具检测修复工艺为：清洗、目测、组装、密封性能试验。而封隔器上下压差模拟试验、胶筒使用性能、钢件材质及座、解封拉力等井下工具关键技术指标均无法检测。 §2.2　检测修复工艺存在问题一是：工艺简单，检测项目不能达成使用要求；二是：检测修复设备技术性能低，不能满足新泵、新工具技术要求；三是：检测设备老化，存在着安全隐患；四是：修复能力差，工作效率低，配件利用率低；五是：出厂质量达不到确保。第三章　抽油泵检测修复工艺研究 §3.1　抽油泵检测修复工艺研究内容从中国各油田来看，抽油泵检测修复仅仅停留在对抽油泵密封性检验，配合间隙测量和漏失量测量等几项简单工艺手段，其它修复和检测项目只能依靠目测、手感等经验来判定完成。因为机构调整和甲方对抽油泵质量要求越来越高，现有工艺已经无法满足要求，为此，我们经过调查，开展了抽油泵检测修复工艺研究，为抽油泵修复过程中质量检验提供了科学正确依据。其关键研究内容以下： ⑴ 　研究抽油泵内外壁检测工艺； ⑵ 　研究固定凡尔、游动凡尔检测修复工艺； ⑶ 　研究柱塞检测修复工艺； ⑷ 　研究抽油泵整体密封性检测工艺； ⑸ 　研究抽油泵固定凡尔改善。 §3.2　抽油泵检测修复工艺步骤固定凡尔、游动凡尔检测及修复检测、修复泄油器组装抽油泵检测灵活性、测量漏失量填写检修统计拆卸检测问题描述、统计清　　洗泵筒内外壁检测柱塞检测选配柱塞密封性检验报废不合格回收旧抽油泵标识、待用抽油泵检测修复工艺步骤如【图1】所表示。【图1】抽油泵检测修复工艺步骤图 §3.3　抽油泵检测修复工艺研究创新点 3.3.1　抽油泵泵筒内外壁检测根据行业标准SY/T5872—93《抽油泵检修规程》中技术要求，泵筒内、外壁拉、擦伤痕迹宽度大于1mm，深度大于0.3mm，或有显著腐蚀、镀层脱落现象必需报废。因为缺乏检测仪器，抽油泵修复及报废一直无法按标准要求技术程序进行。实际工作中，只能依据肉眼观察和经验来判定，缺乏科学性、正确性，尤其是因为抽油泵泵筒长度大全部在六米以上，清洗时遗留在泵筒内壁死油和结垢，凭肉眼端部观察极难和划伤、脱皮区分开。为处理此问题，我们在摄像机成像技术基础上，研制应用了抽油泵泵筒内壁探视仪。泵筒内壁质量检测由人工肉眼观察、经验判定、抽油泵工作时间等模糊检测手段变为视频图像直观检验手段。结构：监视器广角微型摄像头照明灯泵筒信号线视频发射器电池圆钢管扶正体视频接收器　　　　　【图2】抽油泵内壁探视仪示意图抽油泵泵筒内壁探视仪关键由照明部分、探测杆、摄像头、无线视频发射及接收器组成。如【图2】所表示。工作原理：抽油泵泵筒水平放置在工作台上，操作人员手持探测杆，从泵筒端部边旋转边缓慢推进，摄像头采集泵筒内壁图像，经过信号线传输视频信号至无线视频发射—接收器，在监视器上形成连续视频画面，依据图像，检测人员可正确诊疗泵筒内壁是否有拉、擦伤痕等缺限，避免了和油污、结垢混淆。抽油泵泵筒内壁探视仪操作简单、方便，只需一人即可完成，提升了抽油泵修复工作效率。它投入使用，开创了中原油田抽油泵修理行业对抽油泵泵筒内壁直观质量检测先河，改变了以往我们凭经验进行抽油泵泵筒检测、修复历史，大大提升了抽油泵修复、检验质量和旧泵修复率。抽油泵外壁检测仍采取人工目测方法。 3.3.2　泵阀密封性能检测固定凡尔、游动凡尔密封性能是判定抽油泵质量关键指标，也是造成短期内泵漏失而检泵或返工原因之一。面对目前严峻经营形势，频繁出现短期内泵漏失而检泵或返工，不仅会对采油厂造成难以填补产量损失，由此造成作业队无功作业及质量索赔，也影响到二处信誉和收入。为处理泵阀密封性能检测问题，完成了抽油泵泵阀密封性能检测装置。泵阀密封性能检测由透光法人工判定变为检测真空度正确测量工作原理：检测时，将阀座、阀球放在泵阀检测台上，开启电机，真空泵抽吸检测台及低压管线内空气，当压力表显示压力降至85KPa，电机停止工作并稳压3s，压力不降则泵阀质量合格。结构示意图如【图3】所表示。【图3】固定凡尔、游动凡尔密封性能检测装置示意图该装置可检测阀球圆度、阀座密封面研磨质量等技术参数，为抽油泵选配泵阀提供了科学、正确依据，避免了因泵阀选配不合理造成抽油泵不密封或漏失量过大而影响泵效。 3.3.3　研磨凡尔抽油泵泵阀密封性能是决定抽油泵修复质量关键技术指标之一，所以，在检修抽油泵时，研磨凡尔是一项关键工作。长久以来，因为缺乏专用研磨设备，只能依靠手工研磨凡尔，职员劳动强度大、研磨效率低、质量差，，有17台修复抽油泵试压时泵阀漏失，不得不重新检修。为了从根本上处理凡尔研磨质量差问题，将1988年投入使用，现在已报废研磨机进行了修复，经过拆卸清洗、除锈，更换电机、齿轮、和电路部分全方面改造，使其恢复了原有性能。研磨机投入使用后，大大提升了凡尔研磨质量，经研磨机研磨后泵阀真空度检测合格率达100%，既避免了抽油泵反复检修，又提升了旧配件利用率，节省了成本。抽油泵泵阀研磨由手工研磨转变为机械自动研磨 3.3.4　柱塞直线度检测《抽油泵检修规程》行业标准要求：柱塞全长上下偏差不能超出0.05mm，此项技术指标检测靠目测和经验无法完成。而柱塞直线度超出标准要求就会造成：①柱塞卡泵；②增加地面抽油机工作负荷；③加剧泵筒内壁和柱塞间隙磨损，影响抽油泵泵效。为此，我们研制了柱塞直线度测量装置，正确度达成0.01mm，能对柱塞轴向细微偏差进行正确检测，其结构示意图如【图4】所表示。【图4】柱塞直线度检测装置结构示意图工作原理：将柱塞水平放置在“V”型支撑架上，在柱塞表面任意选择五个测量点，将磁力表座固定在水平试验台上，调整百分表头探头和柱塞表面接触，统计百分表指针读数，旋转柱塞，观察百分表指针改变情况，并统计最大读数。按上述方法依次测量柱塞两端部和中部，如百分表指针无改变或改变量不超出0.05mm，则柱塞直线度检验合格，反之则不合格。柱塞直线度检测由人工目测变为精密仪器检测，正确度达成0.01mm，能对柱塞轴向细微偏差进行正确检测。 3.3.5　柱塞内壁清理装置抽油泵柱塞长久在油水混合液中工作，内壁易腐蚀或结垢，在修复使用过程中，因为柱塞内通径小，日常工作中只能用铁棍将棉纱捅入柱塞内孔稍做清理，而内壁上黏附死油及结垢难以清除洁净，大大降低了工作效率和抽油泵修复质量。而且，因为死油和结垢造成柱塞过油面积减小，从而影响抽油泵泵效，严重时还会造成不一样时等质量事故发生。为处理这一问题，我们根据柱塞内径设计加工了多种型号柱塞内壁清洁装置，该装置由一组适合多种柱塞尺寸长0.01m、直径较柱塞内径小0.002m、棱角锋利圆柱形钢质刮削头和推拉杆组成，刮削头一端带有丝扣以连接推拉杆。使用时，将刮削头用推拉杆送入柱塞内，依靠锋利棱角将柱塞内黏附死油和结垢清理洁净，提升了柱塞修复质量和效率。 3.3.6　抽油泵整体密封性检测抽油泵整体密封性检测关键是对组装好抽油泵各联接部分进行承压试验，不过，因为固定凡尔存在，抽油泵在卧式状态下不能自动密封，需要利用试压介质冲击力来使固定凡尔密封。这么既慢又浪费成本。为此，针对一般抽油泵设计了如【图5】所表示自动吸球器。尼　龙连接杆磁　铁【图5】自动吸球器结构示意图针对下端连接筛管，内部采取桥式进油孔进油，无法进行地面密封性能试验结构特殊防砂泵，设计制作了防砂泵地面试压辅助装置，结构示意图如【图6】所表示。【图6】防砂泵地面试压辅助装置结构示意图工作原理：试压前，将丝堵和泵下接头连接上紧，防砂泵地面试压辅助装置接在防砂泵下端，形成密闭空间。试压时，当液流充满辅助装置时，打开泄压阀门，因为辅助试压装置内压力忽然下降，推进固定阀球坐在固定阀座上，使防砂泵内泵筒和沉砂外管环空形成密闭空间。继续打压，试压介质充满防砂泵内泵筒及沉砂环空，完成防砂泵密封性能试验。 3.3.7　抽油泵固定凡尔改善采油五厂炭化钨硬质合金座推广应用，处理了以前6Cr18Mo材质球座频繁刺漏问题，但同时因为阀座硬度提升（由HRC53提升到HRA88，而凡尔球仍为9Cr18Mo硬度HRC58），造成凡尔球频繁损伤，有甚至刚刚下井就造成泵漏失而返工。经仔细分析研究认为，抽油泵在工作过程中，因为高压液流作用，固定凡尔球在凡尔罩内呈旋转飘忽运动状态，频繁和凡尔罩内壁、凡尔座棱角发生硬性撞击，使凡尔球表面出现刻痕，尤其是凡尔座在加工密封斜面时和水平面形成棱边，和凡尔球相互撞击时应力最集中，对凡尔球损坏也最严重，在长久抽汲作用影响下，凡尔球不停撞击损坏，其后果是抽油泵漏失量增大，泵效降低。为了处理这一问题，我们经过改变固定阀罩和座设计结构来处理这个矛盾。固定凡尔结构改善如【图7】所表示：【图7】固定凡尔罩改善前后剖面示意图凡尔球直径为38mm，改善前：凡尔球和凡尔罩内壁间隙为5.5mm，凡尔球工作时飘忽运动空间较大，易造成磨损；改善后：在不影响阀球启闭灵活性及泵效情况下给凡尔罩内壁增加五道导向筋，扶正凡尔球，使凡尔球和导向筋间隙仅1mm，从而有效限制了凡尔球径向运动，即：凡尔球只能在凡尔罩内做轴向运动，基础消除了飘忽运动。改善中技术数据依据石油工业出版社出版《抽油泵》一书公式计算得出，其中：阀罩导向筋内径D=1.04DQ（DQ—阀球直径），取D=40mm；阀罩导向筋宽度依据N·C＞0.6 DQ（N—槽数，N=5；C—导向筋宽度，取C=8mm）得出。如【图8】所表示，改善前：密封斜面宽度仅1.5mm，而凡尔球径向活动量为5.5mm，所以，极易撞击到密封斜面棱边，造成凡尔球损坏；改善后：在确保密封斜面锥角仍为35º情况下，将密封斜面各加宽2mm，宽度为3.5mm，而凡尔球径向活动量为1mm，完全消除了凡尔球撞击密封斜面棱边可能。经过上述技术改善，预防了凡尔球和凡尔座密封斜面棱边相互撞击，很好处理了抽油泵工作时，阀球飘忽量大，易磨损问题，有效预防了抽油泵固（改善前）　　　　　　　　　　　　（改善后）【图8】固定凡尔座改善前后剖面示意图定阀漏失而作业检泵这一严重井下事故发生。固定凡尔进行技术改善后，由产品生产厂家根据要求进行加工，所以，不需要资金投入。改善后固定凡尔于1月投入使用，效果良好。另外，该技术应用，还节省了泵配件投入，确保了修复抽油泵保质期，增加了经济效益。第四章　井下工具检测修复工艺研究以往在井下工具修复过程中，只有配水器投捞试验及适适用于多种工具密封性能试验两项质检工艺，而进行密封性能试验试压步骤，因设备老化而多处渗漏，试验压力也只能达成20MPa。针对工具修复过程中质量检测技术落后情况，依据采油院优异检测设备中关键技术思绪，完成了井下工具试压步骤改造和封隔器地面模拟试验装置研制，可对新进及修复井下工具密封性能、强度、封隔器座解封灵活性、上下压差、抗疲惫性能及解封拉力关键技术指标进行检测，使井下工具质量检测工艺技术有了较大进步。 §4.1　井下工具检测修复工艺经过认真分析现在检测修复工艺中存在问题，结合采油工艺技术需求和发展，研究完成了井下工具检测修复工艺如【图9】所表示。新工具回收旧工具外观及标识检验拆卸清洗、除垢组装零配件尺寸、硬度检测不合格灵活性及配水器投捞力检验座解封压（拉）力检验不合格退货或报废密封性能试验标准杆投捞填检修统计胶筒疲惫试验上下压差试验强度试验标识待用【图9】井下工具检测修复工艺示意 §4.2　井下工具检测修复工艺研究创新点 4.2.1　高温高压清洗工艺井下工具年修复工作量在3000套件左右，回收旧工具（包含部分抽油泵配件）关键依靠柴油浸泡手工清洗方法来完成，不仅浪费了成本，且职员劳动强度大、工作效率低，影响职员身体健康。为节省成本、降低劳动强度并提升修复质量，我们设计制作了井下工具高温高压清洗机。其结构组成如【图10】所表示。一个蓄水量为3立方米水池，内置两根10kw电热管以加热清洗液，蓄水池上焊一个长2.5m、宽1.2m、高0.6m清洗方罐，内部上方为清洗喷头、下方为清洗滑车。清洗工具时，水温加热到85℃以上并加入清洗剂，经过水泵加压，将热水送到清洗喷头，对滑车上工具进行刺洗。喷头电加热器过滤网出水管水泵小车保温层【图10】高温高压清洗机示意图现场使用证实，采取高温高压清洗机，不仅能将配件表面油污、泥沙清洗洁净，还能把配件不可拆部件内部及缝隙手工清洗不到地方根本清洗洁净。 4.2.2　井下工具除垢装置井下工具尤其是水井工具长久浸泡在井液中工作，其内外表面轻易生锈、结垢。工具回收后，清除工具配件内外表面锈垢成为修复工具过程中难度最大、最费时费力工作。因为工具配件多为管状，没有专门除锈垢工具，一直以来，只能依靠人工用钢丝刷、钢锯条清除锈垢，职员劳动强度比较大，而且锈垢清除不根本（部分配件因锈垢清除不洁净不得不报废），造成工具组装困难，甚至无法组装，工具修复质量得不到确保。为处理这一问题，我们针对工具配件结构，设计制作了井下工具除垢装置，该装置由钢丝刷、1/2＂钢管、∮10mm钢筋、手电钻组成，将三把钢丝刷对称固定在1/2＂钢管上，钢管另一端焊接一长5cm钢筋，手电钻夹紧钢筋末端。使用时，一人手拿电钻，将钢丝刷伸入工具配件内，开启电钻，使钢丝刷高速旋转并和工具配件内壁摩擦，清除锈垢。其结构组成如【图11】所表示【图11】井下工具除垢工具结构图井下工具除垢装置适适用于直径80-120nn长1m管材内壁锈垢清除，以后还可进购或制作多种规格圆形钢丝刷以用于多种尺寸工具配件清洁除垢。 4.2.3　井下工具试压工艺井下工具试压工艺关键用于各类井下工具密封性能试验。该步骤于1990年投入使用，压力源为SYB-350试压机组，其安全试验压力为25MPa，期间未进行更新、改造，试压泵及连接管线已严重老化，且多处渗、漏，造成工具试压只能达成20MPa，无法满足封隔器、配水器等井下工具最低25MPa密封试验要求，而且，因步骤老化，随时全部有刺漏可能，严重威胁到操作人员人身安全。近几年，伴随工艺技术进步，对下井工具技术指标及工作质量提出了更高要求，仅20MPa试验压力已无法满足新进及修复后井下工具质量检验需要（如Y341型封隔器试验压力要求达成35MPa）。为处理井下工具密封性能试验中存在问题，降低工具下井后可能发生事故隐患，强化质量管理，我们对试压工艺进行了技术改造。改造后，压力源采取额定压力60MPa3DY-400/60型试压泵，并选择承受压力在70MPa以上管材、阀门重新制作了试压管汇。改造完成后，最高试验压力达成了60MPa以上，不仅能进行各型号井下工具密封性能试验，还可进行强度试验，完全达成了技术标准要求，避免了工具漏失或因钢件变形而断脱等质量事故发生。井下工具试压工艺平面示意图如【图12】所表示。试压泵水箱高压管线闸门工具接头升降支承待试压工具球座试压接头具低压管线【图12】井下工具试压工艺平面示意图 4.2.4　封隔器地面模拟试验装置封隔器在现场使用中，坐解封灵活、可靠，胶筒在上下压差作用下不变形、连续承载能力强，才能起到封隔油套环空和确保作业施工顺利目标，所以，封隔器坐封压力、解封拉力、胶筒密封性能是其关键技术指标。但因为缺乏必需检测装置，我队在封隔器出厂质量控制上技术手段单一，只有整体密封性能试验一项，不能有效确保封隔器出厂质量，轻易造成封隔器下井后出现：一、座解封灵活性差，不座封或解封困难，影响作业施工；二、达成预定解封拉力封隔器不解封，强行起钻造成胶筒损坏或管柱脱扣；三、胶筒抗疲惫强度低，在高压、高温作用下，胶筒损坏或密封不严，短时间内造成封隔器失效。每十二个月因这类问题作业返工20余井次。为处理封隔器关键技术指标无法检测问题，我们制作完成了封隔器地面模拟试验装置如【图13】所表示，并对新进和修复封隔器根据10%百分比进行抽检，经过模拟封隔器在井下工作状态，检验封隔器各项关键技术指标，确保了封隔器出厂使用质量。液流方向【图13】封隔器地面模拟试验装置示意图该装置关键进行以下试验：密封性能试验：操作控制步骤，关闭上、下压阀门，打开中部压力控制阀门，开启试压泵加压，当压力达成10MPa时，封隔器座封，继续加压至额定工作压力（本装置最高可达成45MPa试验压力），并关闭中部压力控制阀门，稳压3min不渗、不漏、无压降，则封隔器密封性能合格。上下压差试验：封隔器座封后，继续加压，使其稳定于额定工作压力，并关闭中压控制阀门。此时打开上压控制阀门，对封隔器胶筒上部油套环空加压至要求工作压力，稳压3min，上、中压力表压力不降为合格；同理，封隔器座封后，打开下压控制阀门，对封隔器胶筒下部油套环空加压至要求工作压力，稳压3min，中、下压力表压力不降为合格。证实该封隔器质量合格，能满足井下工作需要，反之，则会出现压力表异常改变，三块压力表指针上下波动，稳定后读数一致，证实胶筒未完全封隔上下油套环空，即：封隔器钢件无法承受高压变形或封隔器漏失，造成油套管连通，封隔器失效。疲惫试验：调校电接点温度表为试验要求温度（通常为120℃），开启电热管使加热池温度达成120℃后对内外套管环空连续循环加热，同时，开启试压泵使封隔器座解封两个循环，并连续稳压24h，压力下降不超出工作压差10%，不渗不漏证实封隔器胶筒抗疲惫性能合格。封隔器解封拉力试验：检测完封隔器各项密封性能指标后，操作控制步骤泄压解封，拆下中压管线、简易井口压帽，下放10t倒链吊钩，挂在试压接头上，上提试压接头，并观察指重表指针改变，统计封隔器解封瞬间指针最大读数，依据封隔器理论解封拉力，判定封隔器是否解封灵活、可靠。 4.2.5 硬度检验抽油泵、井下工具配件好坏，直接影响到产品修复质量，为了从源头把好质量关口，对新进关键配件除进行尺寸检验外，还要利用硬度仪进行硬度检验，以确保出厂质量100%合格。第五章　质量控制体系建立和实施抽油泵、井下工具检测修复工艺实施后，为产品质量控制提供了有效技术手段。为了深入使质量管理逐步由结果控制向过程控制转化，最大程度降低质量事故发生，建立了抽油泵、井下工具质量控制体系。它是以确保和提升抽油泵、井下工具出厂质量为目标，利用系统概念和方法，把日常工作中各个工序和步骤质量管理职能组织起来，形成一个目标明确、责任清楚、相互协调有机体，最终达成不停提升产品质量目标。控制体系变事后质量责任事故考评为生产过程中质量控制，化被动为主动，明确了质量管理人员和操作工人工作目标，更具可操作性。具体实施过程以下：建立工作程序　为了深入做到质量管理工作规范化和网络化，建立了抽油泵、井下工具检修工作程序，并制订质量巡回检验制度，指定技术员和班长对工作中各操作工序质量依摄影应标准进行检验把关，对不合格工序立即指出并转入上一步工序中，实现了质量管理由结果控制向过程控制转化。如【附图1】、【附图2】所表示。制订技术标准　抽油泵、井下工具作为一个技术含量较高、配合较精密机械产品，质量要求相对较高。所以，参摄影关行业技术标准并结合生产中实际工艺技术要求，对抽油泵、井下工具检修工作各道工序制订了对应切实可行质量控制标准，规范了产品出入厂检验、拆卸判废和修复组装等步骤技术标准和要求，并整理上墙，使职员在进行各项工作时做到了有据可依，目标明确。如【附图3】、【附图4】所表示。分解责任目标　要取得较高产品质量，必需确保每个操作工人全部提供优等工作质量。为了增强每个工人质量责任意识，达成全员共同参与质量管理目标，根据深井泵检修和井下工具试验工工作特点，把抽油泵检修和试验过程细分为26个操作工序，井下工具分为22个操作工序，并指定每道工序分项责任人，实现了质量责任目标分解，使每个质量控制点全部落实到人头，并建立完善了抽油泵、井下工具检修工序台帐，做到了每项工序分工明确、职责清楚、责任到人。如【附图1】、【附图2】所表示。落实考评制度　质量管理归根结底还是人管理，而管理和考评是密不可分。所以，我们建立了一套以质量责任制为关键内容考评奖惩措施和完整严密质量管理制度，严格了质量追究制度，工作中要求操作者对自己所干工序签字负责，以增强其责任心，在提升泵、工具检修质量同时，便于实现质量跟踪，责任到人。第六章　泵、工具资料网络化管理抽油泵、井下工具原始资料录用对油水井事故原因分析、产品技术分析、修复质量管理至关关键，为此，建立了一整套对应资料台帐。因为种类繁多，内容零碎，查阅极为不便且轻易丢失，不利于产品质量事故立即分析处理及预防。，将《抽油泵、工具档案》、《抽油泵、工具拆卸统计》、《抽油泵、工具修复统计》、《抽油泵、工具发放、回收统计》等二十几类资料台帐进行整理整合，建立了《抽油泵、井下工具数据库》。只要将天天修复、发放、拆检等日常工作情况输入数据库保留，就能够掌握每台泵、工具回收、拆检、修复、质量检测、发放、事故原因等情况，数据查询方便快捷。当出现质量问题时，可立即进行技术分析，采取预防方法，避免同一质量问题反复发生。另外，抽油泵、井下工具数据库还可实现网络共享，有利于其它弟兄单位立即掌握泵、工具现场使用情况、事故原因等作业施工信息。抽油泵、井下工具数据库包含以下内容：管理入口：由班组资料员将抽油泵、井下工具检测修复统计、使用发放统计、作业队伍、施工内容等资料按要求输入。如【图14】所表示。准备二大队网络数据管理界面窗体顶部抽油泵使用档案添加修改删除抽油泵检修统计添加修改删除井下工具使用档案添加修改删除作业施工单位添加修改删除作业施工内容添加修改删除采油区（矿）添加修改删除抽油泵生产厂家添加修改删除抽油泵规格型号添加修改删除井下工具规格型号添加修改删除井下工具生产厂家添加修改删除抽油泵、井下工具失效类别　添加修改删除【图14】资料管理入口界面查询界面：经过准备二大队主页进入数据查询系统后， ① 可按井号、日期、作业队等分别查询； ② 可生成抽油泵（或井下工具）发放统计、发放月报； ③ 可按检泵原因分类（失效分类）统计等。抽油泵发放统计台帐如【图15】所表示。第七章　现场应用情况自开展《抽油泵、井下工具修复工艺研究和应用》科研项目以来，本着节省成本，着眼长远，在满足实际工作需要基础上，处理了抽油泵泵筒内壁质量无法检测、封隔器地面检测技术单一等技术难题，为抽油泵、井下工具修复提供了较完善检测设备及修理工具，已经达成了国家、行业标准对新进及修复产品质量检测所规范技术要求。同时，修复抽油泵、井下工具质量检测更为科学、正确，职员劳动强度大大降低，取得了一定经济效益和社会效益。 1、抽油泵泵筒内壁探视仪投入使用以来，改变了以前人工肉眼观察不确定性，微型摄像头、视频传输仪器及监视器等目前流行科技产品有机结合，实现了泵筒内壁直观检验，杜绝了泵筒不合理报废。经统计，共修复使用抽油泵295台，占抽油泵使用总数41%，为363台，占抽油泵使用总数50%。 2、封隔器地面模拟试验装置是在地面模拟封隔器下井后工作状态，对封隔器工作时密封性能、上下压差、胶筒抗疲惫强度、解封拉力等关键技术指标进行实时监测，客观、正确检测出封隔器整体工作性能及使用质量。，共检测出不合格封隔器37套，其中，新进封隔器23套，修复封隔器14套，提升了封隔器出厂质量，确保了作业施工质量及油水井正常生产。 3、泵阀密封性能试验装置、凡尔研磨机修复改造、柱塞直线度检测装置、井下工具试压步骤改造等检测设备投入使用，有效确保了新进及修复抽油泵、井下工具出厂质量。，共检测新旧抽油泵726台，新旧井下工具2201套，出厂质量合格率100%，整年未发生一起人为质量责任事故。防砂泵地面辅助试压装置研制成功，处理了防砂泵无法进行地面试压，下井后因试压不合格而频繁作业返工问题，提升了防砂泵出厂质量及作业施工质量。 4、高温高压清洗机、井下工具除垢装置等修复设备使用，提升了井下工具修复质量及职员工作效率，降低了职员劳动强度，杜绝了清洗配件时环境污染。经统计，，共修复使用井下工具646套，，因为修复设备投入使用，降低了配件不合理报废，共修复使用井下工具965套，节省了成本。 5、抽油泵、井下工具检测修复工艺实施后，取得了一定经济效益和社会效益。比多修复抽油泵68台，降低检泵22井次，降低作业返工13井次，共创效90万元。同时，增加了试压时安全性，提升了生产效率；基础资料网络化共享，为作业信息快速查询、质量事故技术分析和采取有效后续防范方法提供了有力技术支持。第八章　结论 1、抽油泵、井下工具检测修复工艺技术在全国达成了优异水平。该工艺满足了实际工作需要，含有操作性强、方便适用，检测数据正确等优点，部分检测技术，如：抽油泵泵筒探视仪、封隔器地面模拟试验装置等，在油田同行业处于领先地位。 2、抽油泵、井下工具质量控制体系和数据网络化信息平台搭建，改变了原有粗放型质量管理模式存在着责任模糊不清、目标不明确、质量控制手段落后等弊端，实现了以人为本、细划工作程序工序步骤管理，使质量管理逐步由粗放型结果控制向精细型过程控制转化。参考文件【1】　《采油技术手册》石油工业出版社，3月【2】　《抽油泵》石油工业出版社，1994年7月【3】　行业标准《抽油泵维护和使用推荐作法》SY/T5188-1996 【4】　行业标准《抽油泵检修规程》SY/T5872-93 【5】　企业标准《管式抽油泵检修规程》Q/SH1025 0146- 【6】　行业标准《油气田用封隔器通用技术条件》SY/T5106-1998 修复柱塞质量管理资料管理修复泵筒质量管理新泵质量管理外观及丝扣检验泵筒固定凡尔拆检柱塞解体检测分段测量漏失量固定凡尔总成粘胶柱塞总成粘胶密封性能试验打自编号表面清洗除垢解体检验查泵号找出井号异常情况统计描述按技术要求判废净化处理凡尔真空度检测弯曲度检测分段测量漏失量固定阀组配粘胶整体试压检验现场问题跟踪反馈解体清洗判废异常情况统计描述直线度尺寸测量和泵筒试配组配粘胶紧固候凝打号建档资料建档产品分类摆放入库填写产品合格证　　负责人　【附图1】抽油泵质量控制步骤资料管理修复工具质量管理新进工具质量管理外观及丝扣检验密封性能试验座解封灵活性能试验拉力试验调压试验投捞试验解体检验查对井号表面清洗除垢异常情况描述检验表面及丝扣检验按技术要求判废部件装配密封性能试验座解封灵活性能试验拉力试验调压试验投捞试验现场问题跟踪反馈资料建档产品分类摆放入库填写产品合格证负责人　【附图2】井下工具质量控制步骤用芯棒检验泵筒直线度零件配合面必需完整，不许可有任何标识上偏差≤0.13mm　或圆度≤0.02mm 内表面无砂粒，擦伤痕迹宽度≤1mm，深度≤0.3mm，无腐蚀、镀层脱落现象任意1.2m长度上直线度≤0.03mm，且芯棒检验合格端部螺纹无损坏或损坏痕迹情况测量柱塞外径尺寸偏差、直线度、圆度、表面磨损及腐蚀表面擦伤痕迹宽度≤1mm，深度≤0.2mm，表面无显著镀层脱落或腐蚀现象全长轴向上下偏差≤0.5mm 端部螺纹无损坏或损坏痕迹阀球表面无腐蚀、疲惫点蚀、椭园，阀座密封表面无腐蚀、沟槽、冲击变形　阀球阀座密封性能检验真空度应达成85kpa,且5s内不降阀罩导向筋无严重变形，其磨损量低于1/2 超出该技术指标之一者必需报废抽油泵检验技术标准泵筒检验泵阀检验柱塞检验测量泵筒内径尺寸偏差、圆度、表面磨损及腐蚀程度【附图3】抽油泵检验技术标准井下工具技术标准技术要求 1.零部件无损伤，发觉损伤应修复或更换； 2.密封圈无老化、裂痕、损伤；3.组装后锚爪伸缩灵活可靠，试压50MPa，稳压5min 不刺不漏；4.组装锚爪时要预防损坏密封圈技术要求 1.耐压30MPa，稳压5min，钢体无变形，不渗、不漏；2.螺纹抗滑脱载荷大于380KN；3.地面投捞试验成功率100%；4.扶正体开槽中心线、偏孔中心线、导向体开槽中心线和工作筒中心线四者左右在同一平面内，误差小于0.5mm；5.上下连接套、上下接头扭距大于1000N.M；6.凸轮工作状态外伸2.2mm，收回后在最大外径以内，凸轮转动灵活可靠技术要求 1.零部件清洗洁净，无损伤、无毛刺；2.胶圈无老化、裂纹、损伤；3.密封件和钢体过盈量为0.25-0.5mm；4.胶筒无毛刺、龟裂、凹痕、损伤，其外径不得大于钢体外径； 5.试压25MPa，稳压15min不渗、不漏，无压降；6.组装中严禁硬物敲击技术要求 1.全部运动件必需动作灵活换向可靠；2.中心管及连接接头试压30MPa，5min不渗不漏、不变形、不破裂；3.卡瓦装配外径小于113mm，卡瓦不许可有裂纹、变形、牙齿磨损等现象；4.整套封隔器在地面反复坐封和解封 5次，要求轨道销钉换向可靠技术要求 1.全部运动件必需动作灵活换向可靠；2.中心管及连接接头试压30MPa，5min不渗不漏、不变形、不破裂；3.卡瓦装配外径小于113mm，卡瓦不许可有裂纹、变形、牙齿磨损等现象；4.整套封隔器在地面反复坐封和解封5次，要求轨道销钉换向可靠技术要求 1.零配件清洗洁净无污物、无毛刺；2.拆装时应立即修复或更换损伤零件，管钳不能打在螺纹及密封部位；3.密封胶圈不许拧扭，且过盈量为0.3-0.5mm；4.胶筒外径不得大于钢体外径；5.试压25MPa，不渗、不漏、无降压方合格；6.组装中严禁硬物敲打。技术参数钢体外径114mm，内通径50mm，扶正体外径张开136mm、收缩114mm，总长2078mm，防坐距700mm，重量60kg，用套管内径118.62-127.3mm，胶筒尺寸（长）114x75x80mm、（短）114x75x70mm，工作温度120摄氏度，工作压差（上）25MPa、（下）5-6MPa，连接螺纹2（7/8）TBG 技术参数钢体外径114mm，内通径48mm，组装后卡瓦外径114mm，卡瓦最大张开外径136mm，适合套管内径118-124mm，密封压差25MPa，工作温度120摄氏度，连接螺纹2（7/8）TBG 技术参数钢体外径114mm、内通径50mm、总长1175±11mm、耐压35MPa、工作压差25MPa、耐温120摄氏度、座封理论压力10MPa、解封力2t、胶筒压缩距58-68mm、连接螺纹2（7/8）英寸TBG Y341封隔器 Y211封隔器 Y221封隔器技术参数钢体外径114mm，总长430mm，工作压力30MPa，内通径50mm，连接螺纹2（7/8）TBG，适用套管内径118-124mm 技术参数 1.工作筒：钢体外径114mm，内通径46mm，偏孔直径20mm，总长983mm，总重量38kg，工作压力30MPa，适用套管内径117.7-134mm，适用井深3500m内。2.堵塞器：密封段外径20mm，组装后密封圈外径20mm，试验压力30MPa，投捞力60-80N 仿665-2配水器水力锚技术参数钢体外径114mm，内通径62mm，总长790mm，坐封载荷6-8t，工作压力8MPa，工作温度120摄氏度，适用套管5（1/2）和5（3/4）英寸连接螺纹2（7/8）TBG Y111封隔器其它工具封隔器类

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