RU2719887C1 - Ram-type blowout preventer - Google Patents

Ram-type blowout preventer Download PDF

Info

Publication number
RU2719887C1
RU2719887C1 RU2019132936A RU2019132936A RU2719887C1 RU 2719887 C1 RU2719887 C1 RU 2719887C1 RU 2019132936 A RU2019132936 A RU 2019132936A RU 2019132936 A RU2019132936 A RU 2019132936A RU 2719887 C1 RU2719887 C1 RU 2719887C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
preventer
flange
dies
housing
horizontal channels
Prior art date
Application number
RU2019132936A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019132936A priority Critical patent/RU2719887C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2719887C1 publication Critical patent/RU2719887C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to sealing equipment of wellheads of oil and gas wells during their operation and repair in order to ensure safety, prevention and elimination of oil, gas and water ingresses (OGWI), including at wells with inclined mouth of two-row pipe string, protection of entrails and environment. Ram-type blowout preventer comprises upper and lower flanges, housing equipped with vertical circular axial channel, relative to axial channel there are symmetrically arranged side horizontal channels, longitudinal axis of the side horizontal channels are located perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal movement, there are installed ram blocks, in which there are pipe dies equipped with elastic seals, and manual control drives of dies, which include driving rods of dies, having threaded connections for interaction with covers screwed into housing. Cavities of bodies of ram blocks in cross section have rectangular shape, and elastic seals are arranged in slots made in tube dies. Upper part of the axial channel of the body is equipped with a conical mounting surface with an angle equal to 6°, tapering from top to bottom for installation of a replaceable sealing bushing in it. In the upper flange the second horizontal channels are made, which have a round shape in the cross section, in the hermetic version outside the horizontal channels of the upper flange are screwed the side screw stops interacting with sliding cylindrical slides placed in the horizontal channel. Retractable slides are equipped with key and shaped slots, and upper flange is equipped with keys, installed in key slots of sliding slides, having the possibility of radial movement within key slots and rigid fixation of replaceable sealing bushing in conical mounting surface of body with shaped slots of slides. In preventer ram blocks there are tube dies provided with elastic seals for sealing of used pipe string. Lower flange is replaceable and equipped with two L-shaped grooves arranged symmetrically relative to each other. Each of L-shaped slots is made of interconnected vertical short and horizontal long sections. In lower part of external side of preventer is two guide pins with possibility of axial and radial movement of pins in corresponding L-shaped slots with subsequent fixation on end of horizontal long sections of L-shaped slots with locking screws.EFFECT: technical result consists in improvement of efficiency and safety of operations at occurrence of OGWI at wellhead of inclined wells, versatility of design, reduction of metal consumption, expansion of technological capabilities of structure, provision of tightness in case of steam release.3 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и окружающей среды. The invention relates to equipment for sealing the mouth of oil and gas wells during their operation and repair in order to ensure safety, prevention and liquidation of oil and gas manifestations (NGVP), including wells with an inclined mouth of a double-row pipe string, protection of the subsoil and the environment.

Противовыбросовый плашечный превентор (патент № 2214499, МПК Е21В 33/06, опубл. 20.10.2003 в бюл. № 29), включающий корпус со стволовым вертикальным каналом и плашечным каналом с уплотнительными элементами, с двух сторон от которых предусмотрены крышки и приводы, при этом плашечный канал имеет круглое сечение, превентор дополнительно содержит полый сменный элемент в виде открытой цилиндрической вставки со сквозными отверстиями в боковой цилиндрической поверхности, установленной в расточке плашечного канала сквозными отверстиями соосно со стволовым вертикальным каналом, при этом на наружной боковой цилиндрической поверхности сменного элемента вдоль его направляющих с двух сторон от стволового вертикального канала предусмотрены гнезда под уплотнительные элементы, а внутренняя поверхность цилиндрической вставки контактирует с плашками.Blowout preventer ram (patent No. 2214499, IPC ЕВВ 33/06, publ. 10/20/2003 in bull. No. 29), comprising a housing with a vertical barrel channel and a ram channel with sealing elements, covers and actuators are provided on both sides of which the ram channel has a circular cross-section, the preventer further comprises a hollow interchangeable element in the form of an open cylindrical insert with through holes in the side cylindrical surface mounted in the boring of the ram channel through holes through the coaxial from the barrel vertical channel, wherein the outer side surface of interchangeable cylindrical element along its rails on both sides of the brainstem vertical channel slot provided under the sealing elements and the inner surface of the cylindrical insert is in contact with the dies.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- во-первых, не универсальность конструкции устройства при проведении спуско-подъёмных работ с колоннами труб в наклонной скважине сверзвязкой нефти (СВН). Это обусловлено тем, что опорные фланцы устьевых арматур наклонных скважин СВН имеют различные типоразмеры (присоединительные и герметизирующие), поэтому для крепления превентора на опорном фланце наклонной скважины СВН необходимо использовать переходные катушки с различными присоединительными и герметизирующими размерами;- firstly, not the universality of the design of the device when carrying out tripping operations with pipe columns in an inclined well with cohesive oil (IOS). This is due to the fact that the supporting flanges of the wellhead of the deviated wells of the IOS have different sizes (connecting and sealing), therefore, for mounting the preventer on the supporting flange of the deviated wells of the IOS, it is necessary to use transitional coils with different connecting and sealing sizes;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют проводить технологические операции (промывка забоя, очистка наружной поверхности труб, герметизация геофизического кабеля и т.д.) в скважине после спуска колонны труб в скважину;- secondly, low efficiency due to limited functionality that does not allow technological operations (flushing the face, cleaning the outer surface of the pipes, sealing the geophysical cable, etc.) in the well after the pipe string is lowered into the well;

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте при возникновении НГВП. Это обусловлено продолжительным процессом крепления превентора с использованием переходной катушки на опорном фланце устья скважины в наклонном положении, а также герметизации устья наклонной скважины СВН в течении 10–15 мин;- thirdly, low safety of work at the mouth of deviated wells of oil-and-gas wells during routine and overhaul in the event of occurrence of oil and gas production. This is due to the long process of fastening the preventer using a transitional coil on the support flange of the wellhead in an inclined position, as well as sealing the mouth of an inclined well of the IOS for 10-15 minutes;

- в-четвёртых, высокая металлоёмкость, связанная с использованием переходных катушек различных конструкций для крепления превентора на опорных фланцах устьевых арматур наклонных скважин СВН;- fourthly, high metal consumption associated with the use of transitional coils of various designs for mounting the preventer on the supporting flanges of the wellhead reinforcement of deviated wells;

- в-пятых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200–250°С.- fifthly, the elastic elements of the preventer do not ensure the tightness of the device in the event of the release of steam injected into the steam injection well at a temperature of 200–250 ° С.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор плашечный (патент № 2632721, МПК Е21В 33/06, опубл. 09.10.2017 в бюл. № 28), содержащий верхний и нижний фланцы, корпус оснащен вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Верхний и нижний фланцы жестко соединены с корпусом. Нижние глухие плашки, размещенные в плашечном блоке, непосредственно перекрывают вертикальный осевой канал корпуса, причем их корпуса являются корпусами плашечных блоков, корпуса верхних трубных плашек в поперечном сечении имеют прямоугольную форму и размещены в прямоугольных выемках корпусов нижних плашек с возможностью перемещения, при этом эластичные уплотнители размещены в фигурных пазах, выполненных в корпусах плашек, а продольные оси приводных штоков плашек разнесены относительно друг друга в вертикальной диаметральной плоскости и взаимодействуют с двумя резьбовыми отверстиями крышки.The closest in technical essence and the achieved result is a ram preventer (patent No. 2632721, IPC ЕВВ 33/06, published on 09/10/2017 in bull. No. 28), containing the upper and lower flanges, the housing is equipped with a vertical round axial channel relative to the axial channel lateral horizontal channels are symmetrically located, the longitudinal axis of the lateral horizontal channels are perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal movement, die blocks in which tube dies are provided, equipped with elastic seals, and manual die control drives, including drive dies rods having threaded connections for interacting with covers screwed into the housing, while the cavity of the housing of the die blocks in a cross section are rectangular in shape and elastic seals are placed in grooves made in pipe dies. The upper and lower flanges are rigidly connected to the body. The lower blind dies placed in the die block directly overlap the vertical axial channel of the housing, their bodies being the bodies of the die blocks, the upper tube dies in the cross section in a rectangular shape and placed in rectangular recesses of the lower die bodies with the possibility of movement, with elastic seals placed in shaped grooves made in the bodies of the dies, and the longitudinal axis of the drive rods of the dies are spaced relative to each other in a vertical diametrical plane STI and interact with the two screw holes on the cover.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- во-первых, не универсальность конструкции устройства при проведении спуско-подъёмных работ с колоннами труб в наклонной скважине СВН. Это обусловлено тем, что опорные фланцы устьевых арматур наклонных скважин СВН имеют различные типоразмеры (присоединительные и герметизирующие), поэтому для крепления превентора на опорном фланце наклонной скважины СВН необходимо использовать переходные катушки с различными присоединительными и герметизирующими размерами; - firstly, not the universality of the design of the device when carrying out tripping operations with pipe columns in a deviated well of the IOS. This is due to the fact that the supporting flanges of the wellhead of the deviated wells of the IOS have different sizes (connecting and sealing), therefore, for mounting the preventer on the supporting flange of the deviated wells of the IOS, it is necessary to use transitional coils with different connecting and sealing sizes;

- во-вторых, низкая эффективность в работе, обусловленная ограниченными функциональными возможностями, которые не позволяют проводить технологические операции (промывка забоя, очистка наружной поверхности труб, герметизация геофизического кабеля и т.д.) в скважине после спуска колонны труб в скважину;- secondly, low efficiency due to limited functionality that does not allow technological operations (flushing the face, cleaning the outer surface of the pipes, sealing the geophysical cable, etc.) in the well after the pipe string is lowered into the well;

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте при возникновении НГВП. Это обусловлено продолжительным процессом крепления превентора с использованием переходной катушки на опорном фланце устья скважины в наклонном положении, а также герметизации устья наклонной скважины СВН в течении 10–15 мин;- thirdly, low safety of work at the mouth of deviated wells of oil-and-gas wells during routine and overhaul in the event of occurrence of oil and gas production. This is due to the long process of fastening the preventer using a transitional coil on the support flange of the wellhead in an inclined position, as well as sealing the mouth of an inclined well of the IOS for 10-15 minutes;

- в-четвёртых, высокая металлоёмкость, связанная с использованием переходных катушек различных конструкции для крепления превентора на опорных фланцах устьевых арматур наклонных скважин СВН;- fourthly, high metal consumption associated with the use of transitional coils of various designs for mounting the preventer on the supporting flanges of the wellhead reinforcing wells of deviated wells;

- в-пятых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200–250°С. - fifthly, the elastic elements of the preventer do not ensure the tightness of the device in the event of the release of steam injected into the steam injection well at a temperature of 200–250 ° С.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и безопасности проведения работ при возникновении НГВП на устье наклонной скважины СВН, создание универсальной конструкции превентора плашечного, снижение металлоёмкости конструкции и расширение технологических возможностей конструкции, а также обеспечение герметичности устройства в случае выброса пара.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency and safety of work in the event of an oil-and-gas recovery at the wellhead of an deviated well, to create a universal design for a block preventer, to reduce the metal consumption of the structure and to expand the technological capabilities of the structure, as well as to ensure the tightness of the device in case of steam emission.

Поставленные технические задачи решаются плашечным превентором, содержащим верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках.The stated technical problems are solved by a ram preventer containing upper and lower flanges, a housing equipped with a vertical round axial channel, lateral horizontal channels are symmetrically located relative to the axial channel, the longitudinal axes of the lateral horizontal channels are perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal movement installed in the block blocks, which are placed tube dies, equipped with elastic gaskets u, slitting dies control actuators including actuating rods dice having threaded connections for interacting with caps screwed into the housing, wherein the housing cavity spot blocks are rectangular in cross section and the elastic gaskets are placed in grooves formed in the pipe plates.

Новым является то, что верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью с углом, равным 6°, сужающейся сверху вниз для установки в неё сменной герметизирующей втулки, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы и имеют круглую форму в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурным пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей втулки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов, при этом в плашечных блоках превентора размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации применяемой колонны труб, причём нижний фланец выполнен сменным, и оснащен двумя L - образными пазами, расположенными симметрично относительно друг друга, причём каждый из L - образных пазов выполнен из соединённых между собой вертикального короткого и горизонтального длинного участков, при этом в нижней части наружной стороны корпуса превентора размещены два направляющих штифта с возможностью осевого и радиального перемещений штифтов в соответствующих L - образных пазах с последующей фиксацией на конце горизонтальных длинных участков L- образных пазов с помощью стопорных винтов.New is that the upper part of the axial channel of the housing is equipped with a conical seating surface with an angle of 6 °, tapering from top to bottom for installation of a replaceable sealing sleeve, while the second horizontal channels are made in the upper flange and have a circular cross-sectional shape, outside lateral screw stops are screwed into the horizontal channels of the upper flange in an airtight design, interacting with sliding cylindrical sliders placed in a horizontal channel, while sliding They are equipped with keyways and figured grooves, and the upper flange is equipped with keys installed in the keyways of sliding sliders, which can radially move within the keyways and rigidly fix the removable sealing sleeve in the conical seating surface of the housing with figured grooves of sliders, while in the die blocks of the preventer pipe dies equipped with elastic gaskets for sealing the pipe string used, the lower flange being removable and equipped with two L-shaped grooves symmetrical relative to each other, each of the L-shaped grooves made of interconnected vertical short and horizontal long sections, while in the lower part of the outer side of the casing of the preventer there are two guide pins with the possibility of axial and radial movement of the pins in the respective L - shaped grooves with subsequent fixation at the end of horizontal long sections of L-shaped grooves with locking screws.

Также новым является то, что присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора плашечного выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор плашечный.It is also new that the connecting and sealing dimensions of the bottom flange of the ram preventer are made corresponding to that of the supporting flange of the wellhead fittings on which the ram preventer is mounted.

Также новым является то, что эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.Also new is the fact that the elastic seals are made of heat-resistant rubber.

На фиг. 1, 3, 4 в продольном разрезе схематично в процессе работы изображен предлагаемый превентор плашечный.In FIG. 1, 3, 4 in longitudinal section schematically in the process shows the proposed preventer die.

На фиг. 2 изображено сечение А-А нижнего фланца превентора плашечного.In FIG. 2 shows a section AA of the lower flange of the ram preventer.

Превентор плашечный содержит верхний 1 (фиг. 1) и нижний 2 фланцы. Верхний фланец жестко соединён с корпусом 3 превентора. Нижний 2 фланец выполнен сменным. Корпус 3 превентора оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. Относительно осевого канала 4 симметрично расположены два боковых горизонтальных канала 5´ и 5´´ и 6´ и 6´´. Продольные оси боковых горизонтальных каналов 5´ и 5´´ и 6´ и 6´´ расположены перпендикулярно оси вертикального канала 4.The preventer plate contains the upper 1 (Fig. 1) and lower 2 flanges. The upper flange is rigidly connected to the casing 3 of the preventer. The lower 2 flange is removable. The preventer body 3 is equipped with a vertical circular axial channel 4. With respect to the axial channel 4, two lateral horizontal channels 5´ and 5´´ and 6´ and 6´´ are symmetrically located. The longitudinal axis of the lateral horizontal channels 5´ and 5´´ and 6´ and 6´´ are perpendicular to the axis of the vertical channel 4.

В первых горизонтальных каналах 5´ и 5´´, выполненных в корпусе 3 с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки 7´ и 7´´, в которых размещены трубные плашки 8´ и 8´´, снабженные соответственно эластичными уплотнителями 9´ и 9´´. Также в боковых горизонтальных каналах 5´ и 5´´ установлены ручные приводы 10´ и 10´´ управления трубными плашками 8´ и 8´´, включающие приводные штоки 11´ и 11´´ соответствующих трубных плашек 8´ и 8´´, соответственно имеющие резьбовые соединения 12´ и 12´´ для взаимодействия с крышками 13´ и 13´´.In the first horizontal channels 5´ and 5´´, made in the housing 3 with the possibility of longitudinal movement, dice blocks 7´ and 7´´ are installed, in which tube dies 8´ and 8´´ are placed, equipped with elastic seals 9´ and 9, respectively ´´. Also, in the lateral horizontal channels 5´ and 5´´, manual actuators 10´ and 10´´ for controlling tube dies 8´ and 8´´ are installed, including drive rods 11´ and 11´´ of the corresponding tube dies 8´ and 8´´, respectively having threaded connections 12´ and 12´´ for interaction with caps 13´ and 13´´.

Крышки 13´ и 13´´ ввернуты в корпус 3. Полости корпуса 3 плашечных блоков 7´ и 7´´ в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители 9´ и 9´´, размещены в пазах (на фиг. 1–4 не показано), выполненных в трубных плашках 8´ и 8´´. Верхняя часть осевого канала 4 корпуса 3 оснащена конической посадочной поверхностью 14, например с углом, равным α = 6°, сужающейся сверху вниз для установки в ней сменной герметизирующей втулки 15 (фиг. 3). Угол наклона конической поверхности 14: α = 6° позволяет размещать сменную герметизирующую втулку 15 в верхней части осевого канала 4 корпуса 3. The covers 13´ and 13´´ are screwed into the housing 3. The cavities of the housing 3 of the die blocks 7´ and 7´´ in the cross section are rectangular in shape, and the elastic seals 9´ and 9´´ are placed in the grooves (in Figs. 1–4 not shown) made in pipe dies 8´ and 8´´. The upper part of the axial channel 4 of the housing 3 is equipped with a conical seating surface 14, for example with an angle equal to α = 6 °, tapering from top to bottom for installation of a replaceable sealing sleeve 15 therein (Fig. 3). The angle of inclination of the conical surface 14: α = 6 ° allows you to place a replaceable sealing sleeve 15 in the upper part of the axial channel 4 of the housing 3.

Сменная герметизирующая втулка 15 выполнена в форме усеченного конуса, разделённого по центру в виде двух полуколец (на фиг. 1–4 не показано).The replaceable sealing sleeve 15 is made in the form of a truncated cone, divided in the center in the form of two half rings (not shown in Figs. 1–4).

Вторые горизонтальные каналы 6´ и 6´´ (фиг. 3) выполнены в верхнем фланце 1 и имеют круглую форму в поперечном сечении. Снаружи в горизонтальные каналы 6´ и 6´´ верхнего фланца 1 в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 16´ и 16´´. Винтовые упоры 16´ и 16´´ (на фиг. 1–4 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17´ и 17´´цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальных каналах 6´ и 6´´. Выдвижные ползуны 17´ и 17´´ оснащены соответственно шпоночными 18´ и 18´´ и фигурными пазами 19´ и 19´´. Верхний фланец 1 оснащён шпонками 20´ и 20´´, установленными в соответствующие шпоночные пазы 18´ и 18´´ выдвижных ползунов 17´ и 17´´, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночного паза 18´ и 18´´ и жесткой фиксации сменной герметизирующей втулки 15 в конической посадочной поверхности 14 корпуса 3 фигурными пазами 19´ и 19´´ соответствующих выдвижных ползунов 17´ и 17´´. При проведении спуско-подъёмных операций с колонной труб 21 в плашечных блоках 7´ и 7´´ (фиг. 1) превентора размещены соответствующие трубные плашки 8´ и 8´´, снабженные эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ для герметизации соответствующего диаметра применяемой колонны труб 21.The second horizontal channels 6´ and 6´´ (Fig. 3) are made in the upper flange 1 and have a circular shape in cross section. Outside, the lateral screw stops 16´ and 16´´ are screwed into the horizontal channels 6´ and 6´´ of the upper flange 1 in a sealed design. The screw stops 16´ and 16´´ (shown conditionally in Figs. 1–4) interact with the corresponding retractable sliders 17´ and 17´´ of cylindrical shape located in the horizontal channels 6´ and 6´´. The sliding sliders 17´ and 17´´ are equipped with keyways 18´ and 18´´ and curly grooves 19´ and 19´´ respectively. The upper flange 1 is equipped with keys 20´ and 20´´ installed in the corresponding keyways 18´ and 18´´ of the sliding sliders 17´ and 17´´, with the possibility of radial movement within the keyway 18´ and 18´´ and rigidly fixed interchangeable the sealing sleeve 15 in the conical seating surface 14 of the housing 3 with the figured grooves 19´ and 19´´ of the respective sliding sliders 17´ and 17´´. During the hoisting operations with the pipe string 21, the corresponding tube dies 8´ and 8´´, equipped with elastic gaskets 9´ and 9´´ for sealing the corresponding diameter used, are placed in the block blocks 7´ and 7´´ (Fig. 1) of the preventer pipe string 21.

Нижний 2 фланец превентора (фиг. 1 и 2) оснащен двумя L- образными пазами 22' и 22", расположенными симметрично (под углом 180°) относительно друг друга.The lower 2 flange of the preventer (Fig. 1 and 2) is equipped with two L-shaped grooves 22 'and 22 "located symmetrically (at an angle of 180 °) relative to each other.

Каждый из L - образных пазов 22' и 22" состоит из соединённых между собой вертикального короткого 23' и 23" и горизонтального длинного 24' и 24" участков, соответственно.Each of the L-shaped grooves 22 'and 22 "consists of interconnected vertical short 23' and 23" and horizontal long 24 'and 24 "sections, respectively.

Снизу корпус 3 превентора плашечного оснащён двумя направляющими штифтами 25' и 25", имеющими возможность размещения в соответствующих L -образных пазах 22' и 22", а также осевого, радиального перемещения в них и фиксации направляющими штифтами 25' и 25" на конце горизонтальных длинных участков L - образных пазов 22' и 22" с помощью стопорных винтов 26' и 26".The bottom of the die preventer housing 3 is equipped with two guide pins 25 'and 25 ", which can be placed in the corresponding L-shaped grooves 22' and 22", as well as axial, radial movement in them and fixed with guide pins 25 'and 25 "at the end of the horizontal long sections of L - shaped grooves 22 'and 22 "with locking screws 26' and 26".

Нижний 2' … 2n фланец превентора выполнен сменным, при этом присоединительные и герметизирующие размеры нижнего 2' … 2n фланца соответствуют размерам того опорного фланца устьевой арматуры, на который крепится превентор, т.е. межцентровые диаметры Dц, диаметры крепёжных отверстий d, а также диаметры Dк канавки 27 под герметизирующее кольцо (на фиг. 1–4 не показано) и размеры герметизирующего кольца соответствуют размерам опорного фланца устьевой арматуры (на фиг. 1–4 не показано), на котором крепится превентор.The lower 2 '... 2 n preventer flange is removable, while the connecting and sealing dimensions of the lower 2' ... 2 n flange correspond to the dimensions of the supporting flange of the wellhead fittings on which the preventer is mounted, i.e. the center-to-center diameters D c , the diameters of the mounting holes d, as well as the diameters D to the grooves 27 for the sealing ring (not shown in FIGS. 1–4) and the sizes of the sealing ring correspond to the dimensions of the support flange of the wellhead fittings (not shown in FIGS. 1–4) on which the preventer is mounted.

Первые боковые горизонтальные каналы 5´ и 5´´, выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6´ и 6´´, выполненные в верхнем 1 фланце превентора, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1, 3, 4), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1–4 не показано). The first lateral horizontal channels 5´ and 5´´, made in the housing 3, and the second horizontal channels 6´ and 6´´, made in the upper 1 flange of the preventer, can be performed parallel to each other (as shown in Fig. 1, 3, 4), and are rotated 90 ° relative to each other (not shown in Figs. 1–4).

При использовании устройства в паронагнетательных скважинах, где температура закачиваемого пара составляет 200–250°С, с целью исключения выброса из скважины закачиваемого пара эластичные уплотнители 9' и 9'' выполняют из термостойкой резины. В качестве термостойкой резины применяют, например, силиконовую термостойкую резину или термостойкую губку ВРП-1, выпускаемую по ТУ 38.105.673-74 для уплотнений различного вида разъемных соединений, работающих в интервале температур от минус 65 до плюс 300 °С.When using the device in steam injection wells, where the temperature of the injected steam is 200–250 ° С, in order to prevent the discharge of injected steam from the well, elastic seals 9 'and 9' 'are made of heat-resistant rubber. As heat-resistant rubber, for example, silicone heat-resistant rubber or heat-resistant sponge VRP-1, manufactured according to TU 38.105.673-74 for sealing various types of detachable joints operating in the temperature range from minus 65 to plus 300 ° C, is used.

Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5´ и 5´´ и 6´ и 6´´ в процессе работы устройства обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1, 3, 4 показаны условно).Tightness in the lateral horizontal channels 5´ and 5´´ and 6´ and 6´´ during the operation of the device is ensured by O-rings (shown in Figs. 1, 3, 4 conditionally).

Предлагаемый превентор плашечный работает следующим образом.The proposed preventer die works as follows.

Залежь СВН разрабатывают добывающими и паронагнетательными горизонтальными скважинами с наклонным под углом 45° устьем, причём опорные фланцы устьевых арматур таких скважин имеют различные типоразмеры, на которые необходимо крепить превентор.The SVN deposit is developed by producing and steam injection horizontal wells with a mouth inclined at an angle of 45 °, and the supporting flanges of the wellhead wellheads of such wells have various sizes for which the preventer needs to be mounted.

Сначала на базе производственного обслуживания изготавливают нижние 2'… 2n фланцы. Количество нижних фланцев зависит от типоразмеров опорных фланцев устьевых арматур.First, on the basis of production services, the lower 2 '... 2 n flanges are made. The number of lower flanges depends on the sizes of the supporting flanges of the wellhead fittings.

Например, рассмотрим работу превентора плашечного при проведении спуско-подъёмных работ с колонной труб 21 (например НКТ: Dт = 89 мм и Dт = 60 мм) в наклонной скважине СВН с применением соответствующих нижних 2' и 2'' фланцев превентора, крепящихся на разных опорных фланцах устьевых арматур.For example, we consider the operation of a ram preventer during tripping with a pipe string 21 (for example, tubing: Dt = 89 mm and Dt = 60 mm) in a deviated well with an appropriate bottom 2 'and 2' 'preventer flanges mounted on different support flanges of wellhead fittings.

Присоединительные и герметизирующие размеры нижних 2' и 2'' фланцев превентора, выполняют соответствующими тем опорным фланцам устьевой арматуры (на фиг. 1–4 не показано), на которых будет крепиться превентор.The connecting and sealing sizes of the lower 2 'and 2' 'flanges of the preventer are performed by the corresponding supporting flanges of the wellhead fittings (not shown in Figs. 1–4) on which the preventer will be mounted.

Например, нижний 2' фланец превентора: наружный диаметр фланца Dф = 450 мм, межцентровой диаметр Dц = 380 мм и диаметры крепёжных отверстий d = 24 мм, а диаметр Dк = 280 мм канавки 27 под герметизирующее кольцо (на фиг. 1–4 не показано) и размеры кольца.For example, the lower 2 'flange of the preventer: the outer diameter of the flange Df = 450 mm, the center-to-center diameter Dc = 380 mm and the diameters of the mounting holes d = 24 mm, and the diameter Dk = 280 mm of the groove 27 for the sealing ring (in Figs. 1–4 shown) and ring sizes.

Например, нижний 2'' фланец превентора: наружный диаметр фланца Dф = 380 мм межцентровой диаметр Dц = 310 мм и диаметры крепёжных отверстий d = 20 мм, а диаметр Dк = 220 канавки 27 под герметизирующее кольцо (на фиг. 1–4 не показано) и размеры кольца. Также в каждом из нижних 2' и 2'' фланцев выполняют L - образные пазы 22' и 22".For example, the lower 2 '' preventer flange: the outer diameter of the flange Df = 380 mm the center-to-center diameter Dc = 310 mm and the diameters of the mounting holes d = 20 mm, and the diameter Dk = 220 of the groove 27 for the sealing ring (not shown in Figs. 1–4 ) and ring sizes. Also, in each of the lower 2 ′ and 2 ″ flanges, L-shaped grooves 22 ′ and 22 ″ are formed.

Сначала рассмотрим работу устройства при проведении спуско-подъёмных работ в наклонной скважине СВН с применением колонны труб 21 и превентора плашечного с нижним 2' фланцем, соответствующего типоразмера опорному фланцу устьевой арматуры. Нижний 2' фланец превентора (фиг. 1) крепят с помощью шпилек (на фиг. 1–4 не показано) на опорном фланце наклонного устья скважины. Приступают к монтажу превентора плашечного, в котором установлены трубные плашки 8´ и 8´´ (фиг. 1, 3 и 4) с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ под колонну труб 21. С помощью L - образных пазов 22' и 22'' крепят на нижнем 2' фланце (фиг. 1 и 2) превентор. Для этого направляющие штифты 25' и 25'' устанавливают в соответствующие вертикальные короткие 23' и 23" участки, после чего поворачивают превентор (по направлению часовой стрелки) в пределах горизонтальных длинных 24' и 24" участков L - образных пазов 22' и 22'' до упора. В результате направляющие штифты 25' и 25'' превентора сначала производят осевое, а затем радиальное перемещение. First, we consider the operation of the device during the hoisting operations in the deviated well with the use of a pipe string 21 and a block preventer with a lower 2 'flange corresponding to the standard size of the support flange of the wellhead fittings. The lower 2 'flange of the preventer (Fig. 1) is mounted using studs (not shown in Figs. 1–4) on the support flange of the inclined wellhead. Proceed with the installation of the ram preventer, in which the tube dies 8´ and 8´´ (Fig. 1, 3 and 4) with elastic gaskets 9´ and 9´´ under the pipe string 21 are installed. Using L-shaped grooves 22 'and 22 '' fasten on the lower 2 'flange (Fig. 1 and 2) preventer. To do this, the guide pins 25 'and 25' 'are installed in the corresponding vertical short 23' and 23 "sections, after which the preventer is turned (clockwise) within the horizontal long 24 'and 24" sections of the L-shaped grooves 22' and 22 '' all the way. As a result, the guide pins 25 ′ and 25 ″ of the preventer first produce axial and then radial movement.

Далее фиксируют направляющие штифты 25' и 25'' на конце горизонтальных длинных участков 24' и 24'' L - образных пазов 22' и 22'' с помощью стопорных винтов 26' и 26'', соответственно.Next, the guide pins 25 'and 25' 'are fixed at the end of the horizontal long sections 24' and 24 '' of the L-shaped grooves 22 'and 22' 'using the locking screws 26' and 26 '', respectively.

При монтаже превентора на нижний 2' фланец используют, установленный на устье скважины, подъёмный агрегат для ремонта скважин, например, А5-40Т.When installing the preventer on the lower 2 'flange, a lifting unit for well repair, for example, A5-40T, installed at the wellhead, is used.

Агрегат для ремонта скважин АПРС А5-40Т ТУ 39-00135680-31-96 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, выпускается АО «Красный пролетарий», Россия, Республика Башкортостан, г. Стерлитамак.The unit for repair of wells АПРС А5-40Т ТУ 39-00135680-31-96 is designed for hoisting and repairing operations during the repair of wells, produced by JSC "Red Proletarian", Russia, the Republic of Bashkortostan, Sterlitamak.

Превентор плашечный готов к спуско-подъёмным работам с колонной труб 21.The die preventer is ready for hoisting with a pipe string 21.

Производят спуск колонны труб 21 через предлагаемый перевентор (фиг. 1). В процессе спуска колонну труб 21 перемещают через вертикальный осевой канал 4 корпуса 3 (фиг. 1) до достижения забоя наклонной скважины (на фиг. 1–4 не показано). Далее производят промывку скважины под давлением, например, до 5,0 МПа. Для этого на устье скважины в коническую посадочную поверхность 14 (фиг. 3) верхней части осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают сменную герметизирующую втулку 15 с уплотнительной манжетой (фиг. 2) с размером отверстия, соответствующим диаметру уплотняемой колонны труб 21. Сменная герметизирующая втулка 15 выполнена в форме усеченного конуса, разделённого по центру в виде двух полуколец (на фиг. 1-4 не показано).Produce the descent of the pipe string 21 through the proposed transformer (Fig. 1). During the descent, the pipe string 21 is moved through the vertical axial channel 4 of the casing 3 (Fig. 1) until the bottom of the deviated well is reached (not shown in Figs. 1–4). Next, flush the well under pressure, for example, up to 5.0 MPa. To do this, at the wellhead, in the conical landing surface 14 (Fig. 3) of the upper part of the axial channel 4 of the housing 3, a replaceable sealing sleeve 15 with a sealing sleeve (Fig. 2) is installed with a hole size corresponding to the diameter of the pipe string being sealed 21. Replaceable sealing sleeve 15 made in the form of a truncated cone, divided in the center in the form of two half rings (not shown in Fig. 1-4).

Далее синхронно на 5–6 оборотов по часовой стрелке вращают винтовые упоры 16´ и 16´´, которые взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17´ и 17´´ цилиндрической формы, размещёнными в боковых горизонтальных каналах 6´ и 6´´. Благодаря вращению винтовых упоров 16´ и 16´´ ползуны 17´ и 17´´ совершают радиальное перемещение в боковых горизонтальных каналах 6´ и 6´´ внутрь корпуса 3 на пределах шпоночных пазов 18´ и 18´´, а соответствующие им шпонки 20´ и 20´´ не позволяют ползунам 17´ и 17´´ радиально вращаться. В результате фигурные пазы 19´ и 19´´ соответствующих ползунов 17´ и 17´´, не имеющие возможность кругового вращения, жестко фиксируют сменную герметизирующую втулку 15 в конической посадочной поверхности 14 корпуса 3. Сменная герметизирующая втулка 15 герметично охватывает колонну труб 21 по её наружному диаметру и готова к работе. Обвязывают верхний конец колонны труб 21 с насосным агрегатом и производят промывку забоя скважины по колонне труб 21 под давлением до 5 МПа в объёме, указанном в плане проведения работ с её одновременным продвижением вдоль уплотнительной манжеты сменной герметизирующей втулки 15.Then synchronously rotate the screw stops 16´ and 16´´ clockwise for 5–6 revolutions, which interact with the corresponding sliding sliders 17´ and 17´´ of cylindrical shape located in the lateral horizontal channels 6´ and 6´´. Due to the rotation of the screw stops 16´ and 16´´, the sliders 17´ and 17´´ radially move in the horizontal lateral channels 6´ and 6´´ into the housing 3 within the keyways 18´ and 18´´, and the corresponding keys 20´ and 20´´ do not allow the sliders 17´ and 17´´ to rotate radially. As a result, the figured grooves 19´ and 19´´ of the respective sliders 17´ and 17´´, which do not have the possibility of circular rotation, rigidly fix the replaceable sealing sleeve 15 in the conical seating surface 14 of the housing 3. The replaceable sealing sleeve 15 hermetically covers the pipe string 21 along its outer diameter and ready to go. Tie the upper end of the pipe string 21 with the pump unit and flush the bottom of the well along the pipe string 21 under a pressure of up to 5 MPa in the volume indicated in the work plan with its simultaneous advancement along the sealing collar of the replaceable sealing sleeve 15.

В качестве насосного агрегата может использоваться насос любой известной конструкции, предназначенный для закачки жидкости в скважину, например цементировочный агрегат марки ЦА-320, производства ООО «Ижнефтегаз» (Российская Федерация, Республика Удмуртия, г. Ижевск).As a pumping unit, a pump of any known design can be used for pumping fluid into a well, for example, a cementing unit of the CA-320 brand, manufactured by Izhneftegaz LLC (Russian Federation, Republic of Udmurtia, Izhevsk).

По окончании промывки забоя скважины синхронно на 5–6 оборотов против часовой стрелки вращают винтовые упоры 16´ и 16´´, отодвигают ползуны 17´ и 17´´ внутрь боковых горизонтальных каналов 6´ и 6´´ внутрь корпуса 3 до взаимодействия с торцами винтовых упоров 16´ и 16´´ (фиг. 1) и извлекают сменную герметизирующую втулку 15 с уплотнительной манжетой из верхней части осевого канала 4 корпуса 3. After washing the bottom of the well, synchronously rotate the screw stops 16´ and 16´´ counterclockwise by 5–6 turns, slide the sliders 17´ and 17´´ into the lateral horizontal channels 6´ and 6´´ into the body 3 until they interact with the ends of the screw stops 16´ and 16´´ (Fig. 1) and remove the replaceable sealing sleeve 15 with a sealing collar from the upper part of the axial channel 4 of the housing 3.

В процессе проведения спуско-подъёмных работ с колонной труб 21 могут возникнуть НГВП для этого необходимо загерметизировать пространство между превентором и колонной труб 21 эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ трубных плашек 8´ и 8´´, а также принять необходимые технологические меры по ликвидации выбросовых явлений, т.е. перекрыть внутреннее пространство колонны труб 21.During the hoisting operations with the pipe string 21, NGVP may occur; for this, it is necessary to seal the space between the preventer and the pipe string 21 with elastic seals 9´ and 9´´ of pipe dies 8´ and 8´´, as well as take the necessary technological measures to eliminate emission phenomena, i.e. block the interior of the pipe string 21.

Для герметизации устья скважины со спущенной колонной труб 21 вращают штурвалы ручных приводов 10´ и 10´´ (фиг. 4) по часовой стрелке на 5–6 оборотов через приводные штоки 11´ и 11´´, которые воздействуют в осевом направлении на соответствующие трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´. В результате трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ радиально перемещаются внутрь, а эластичные уплотнители 9´ и 9´´ охватывают колонну 21 по всей её окружности. Возникающее под трубными плашками 8´ и 8´´ давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители 9´ и 9´´ трубных плашек 8´ и 8´´ к наружной поверхности колонны труб 21, т.е. герметизируют пространство между превентором и колонной труб 21. To seal the wellhead with a deflated pipe string 21, the handwheels of the manual drives 10´ and 10´´ (Fig. 4) rotate clockwise 5–6 revolutions through the drive rods 11´ and 11´´, which act in the axial direction on the corresponding pipe dies 8´ and 8´´ with elastic seals 9´ and 9´´. As a result, tube dies 8´ and 8´´ with elastic seals 9´ and 9´´ radially move inward, and elastic seals 9´ and 9´´ cover column 21 around its entire circumference. The pressure of the borehole medium arising under the dies 8´ and 8´´ pressurizes the elastic seals 9´ and 9´´ of the dies 8´ and 8´´ to the outer surface of the pipe string 21, i.e. seal the space between the preventer and the pipe string 21.

Положение трубных плашек 8´ и 8´´ контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10´ и 10´´.The position of the tube dies 8´ and 8´´ is controlled by the screwed-in position of the handwheels of the manual drives 10´ and 10´´.

Для перекрытия внутреннего пространства колонны труб 21 на устье наклонной скважины на верхний конец колонны труб 21 наворачивают шаровой кран (на фиг. 1–4 не показано) любой известной конструкции (например, марки КШ 70х21) и поворотом рукоятки шарового крана, например, на угол 90°, по часовой стрелке перекрывают его внутреннее проходное сечение. В результате герметизируют внутреннее пространство колонны труб 21 (фиг. 4) и ликвидируют НГВП. To overlap the internal space of the pipe string 21 at the mouth of an inclined well, a ball valve (not shown in Figs. 1–4) is screwed onto the upper end of the pipe string 21 of any known design (for example, grade KSh 70x21) and by turning the handle of the ball valve, for example, by an angle 90 °, clockwise overlap its internal bore. As a result, the inner space of the pipe string 21 is sealed (Fig. 4) and the gas-tight water heater is eliminated.

После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 21) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 21. After the elimination of NVGP i.e. after pressure relief in the well, the preventer is opened (the space between the preventer and the pipe string 21 is depressurized) and the interior of the pipe string 21 is restored.

Сначала открывают превентор. Для этого вращением штурвалов ручных приводов 10´ и 10´´ против часовой стрелки на 5–6 оборотов отводят трубные плашки 8´ и 8´´ до полного открытия вертикального осевого канала 4 корпуса 3 превентора, т.е. возвращают трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ в положение, показанное на фиг.1. Далее поворотом рукоятки шарового крана против часовой стрелки на угол 90° открывают шаровой кран и, убедившись в отсутствии выброса НГВП по колонне труб 21, отворачивают шаровой кран с верхнего конца колонны труб 21 и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 21. Извлекают колонну труб 21 из наклонной скважины СВН.First, a preventer is opened. To do this, rotate the handwheels of the manual drives 10´ and 10´´ counterclockwise by 5–6 revolutions to retract the tube dies 8´ and 8´´ until the vertical axial channel 4 of the preventer body 3 is fully open, i.e. return pipe dies 8´ and 8´´ with elastic gaskets 9´ and 9´´ to the position shown in Fig. 1. Then, by turning the handle of the ball valve counterclockwise at a 90 ° angle, open the ball valve and, making sure that there is no NHVP discharge through the pipe string 21, unscrew the ball valve from the upper end of the pipe string 21 and restore the inner space of the pipe string 21. Remove the pipe string 21 from the inclined IOS wells.

Затем демонтируют превентор. Для этого отворачивают стопорные винты 26' (фиг.1, 3 и 4) и 26'' с нижнего фланца 2', поворачивают превентор (против направления часовой стрелки) в пределах горизонтальных длинных 24' и 24" участков до упора, а затем приподнимают вверх через соответствующие вертикальные короткие 23' и 23" участки L - образных пазов 22' и 22''. В результате направляющие штифты 25' и 25'' превентора сначала производят радиальное, а затем осевое перемещение и превентор отсоединяют от нижнего фланца 2'. Далее отворачивают шпильки, крепящие нижний фланец 2' к опорному фланцу, а затем снимают нижний фланец 2' с опорного фланца наклонного устья скважины.Then the preventer is dismantled. To do this, unscrew the locking screws 26 '(Fig. 1, 3 and 4) and 26' 'from the lower flange 2', turn the preventer (counterclockwise) within the horizontal long 24 'and 24 "sections to the stop, and then lift upwards through the corresponding vertical short 23 'and 23 "sections of the L-shaped grooves 22' and 22". As a result, the guide pins 25 ′ and 25 ″ of the preventer first produce radial and then axial movement and the preventer is disconnected from the lower flange 2 ′. Next, the studs that fasten the lower flange 2 'to the support flange are unscrewed, and then the lower flange 2' is removed from the support flange of the inclined wellhead.

Для проведения спуско-подъёмных работ с предлагаемым устройством с применением нижнего 2'' фланца, соответствующего типоразмеру опорного фланца устьевой арматуры наклонной скважине СВН с применением колонны труб 21 (НКТ: Dт = 60 мм) выполняют аналогичные работы начиная с монтажа нижнего 2'' фланца, а затем и превентора на опорном фланце устьевой арматуры наклонной скважины СВН, и заканчивая демонтажом сначала превентора, а затем нижнего фланца 2'' с опорного фланца устьевой арматуры наклонной скважины СВН, при этом предварительно в превентор устанавливают трубные плашки 8´ и 8´´ с эластичными уплотнителями 9´ и 9´´ под колонну труб 21 (НКТ: Dт = 60 мм), а в случае необходимости промывки скважины через колонну труб 21 используют сменную герметизирующую втулку 15 с уплотнительной манжетой (фиг. 3) с размером отверстия, соответствующим диаметру уплотняемой колонны труб 21 (НКТ: Dт = 60 мм).To carry out tripping operations with the proposed device using the lower 2 '' flange corresponding to the size of the supporting flange of the wellhead reinforcement for the deviated well with the use of a pipe string 21 (tubing: Dt = 60 mm), similar work is performed starting from the installation of the lower 2 '' flange and then the preventer on the supporting flange of the wellhead of the SVH deviated well, and ending with the dismantling of the first preventer and then the lower flange 2 '' from the supporting flange of the wellhead of the well of the SVN inclined well, previously into the preventer they install pipe dies 8´ and 8´´ with elastic seals 9´ and 9´´ under the pipe string 21 (tubing: Dt = 60 mm), and if it is necessary to flush the well through the pipe string 21, use a replaceable sealing sleeve 15 with a sealing sleeve ( Fig. 3) with a hole size corresponding to the diameter of the pipe string being sealed 21 (tubing: Dt = 60 mm).

Предлагаемый превентор плашечный имеет универсальную конструкцию, благодаря возможности смены нижнего фланца и трубных плашек с эластичными уплотнителями, позволяющих при НГВП загерметизировать колонну труб различного диаметра и закрепить превентор на различных типоразмерах опорных фланцев без применения переходных катушек. Сокращается время проведения ремонтных работ.The proposed preventer die has a universal design, due to the possibility of changing the lower flange and pipe dies with elastic gaskets, which allow for sealing pipe string of various diameters and fix the preventer on various sizes of support flanges without the use of transitional coils. Reduces repair time.

Предлагаемый превентор плашечный высокоэффективен в работе в сравнении с прототипом, так как имеет расширенные функциональные возможности за счёт того, что конструкция превентора плашечного содержит сменную герметизирующую втулку. Это позволяет проводить технологические операции (промывка забоя, очистка наружной поверхности труб, герметизация геофизического кабеля и т.д.) в скважине после спуска колонны труб в скважину. The proposed preventer die is highly effective in operation in comparison with the prototype, as it has enhanced functionality due to the fact that the design of the preventer die contains a replaceable sealing sleeve. This allows you to carry out technological operations (washing the face, cleaning the outer surface of the pipes, sealing the geophysical cable, etc.) in the well after the descent of the pipe string into the well.

Повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин сверхвязкой нефти при текущем и капитальном ремонте, при ликвидации НГВП, так как предлагаемый превентор за счёт применения сменных нижних фланцев вместо переходных катушек позволяет оперативно в течение 3–5 мин смонтировать его на опорном фланце наклонного устья скважины сверхвязкой нефти и загерметизировать устье наклонных скважин сверхвязкой нефти.The safety of operations at the mouth of deviated wells of superviscous oil is increased during routine and major repairs, during the liquidation of oil and gas remedies, since the proposed preventer, due to the use of replaceable lower flanges instead of transitional coils, allows it to be mounted quickly on the supporting flange of an inclined wellhead with a superviscous oil oil and seal the mouth of deviated wells of super-viscous oil.

Снижается металлоёмкость конструкции при герметизации устья наклонных скважин СВН, связанная с исключением применения переходных катушек различных конструкций для крепления превентора на опорных фланцах устьевых арматур наклонных скважин СВН, благодаря чему превентор лёгок и компактен в работе.The metal consumption of the structure is reduced when sealing the wellhead of deviated wells, associated with the exclusion of the use of adapter coils of various designs for mounting the preventer on the supporting flanges of the wellhead of deviated wells, which makes the preventer light and compact in operation.

Эластичные уплотнители 9', 9'', выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичность превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300 °С.The elastic seals 9 ', 9' 'are made of a heat-resistant sponge VRP-1, which ensures the tightness of the preventer when the steam is released in the temperature range from minus 65 to plus 300 ° С.

Предлагаемый превентор плашечный обладает:The proposed preventer die has:

- высокой эффективностью в работе;- high efficiency in work;

- высокой безопасностью проведения работ на устье наклонных скважин при возникновении НГВП; - high safety of work at the mouth of deviated wells in the event of oil and gas production;

- универсальностью при работе с различными типоразмерами колонн труб и размерами опорных фланцев устьевых арматур;- universality when working with various sizes of pipe columns and sizes of supporting flanges of wellhead fittings;

-низкой металлоёмкостью конструкции;-low metal construction;

- качественной герметизацией колонны труб в случае выброса пара при температуре до плюс 300 °С.- high-quality sealing of the pipe string in case of steam emission at temperatures up to plus 300 ° C.

Claims (3)

1. Плашечный превентор, содержащий верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в первых горизонтальных каналах, выполненных в корпусе с возможностью продольного перемещения, установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, отличающийся тем, что верхняя часть осевого канала корпуса оснащена конической посадочной поверхностью с углом, равным 6°, сужающейся сверху вниз для установки в неё сменной герметизирующей втулки, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы и имеют круглую форму в поперечном сечении, снаружи в горизонтальные каналы верхнего фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами цилиндрической формы, размещёнными в горизонтальном канале, при этом выдвижные ползуны оснащены шпоночными и фигурными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и жесткой фиксации сменной герметизирующей втулки в конической посадочной поверхности корпуса фигурными пазами ползунов, при этом в плашечных блоках превентора размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации применяемой колонны труб, причём нижний фланец выполнен сменным и оснащен двумя L-образными пазами, расположенными симметрично относительно друг друга, причём каждый из L-образных пазов выполнен из соединённых между собой вертикального короткого и горизонтального длинного участков, при этом в нижней части наружной стороны корпуса превентора размещены два направляющих штифта с возможностью осевого и радиального перемещений штифтов в соответствующих L-образных пазах с последующей фиксацией на конце горизонтальных длинных участков L-образных пазов с помощью стопорных винтов.1. A ram preventer comprising upper and lower flanges, a housing equipped with a vertical round axial channel, lateral horizontal channels are symmetrically positioned relative to the axial channel, the longitudinal axis of the lateral horizontal channels are perpendicular to the axis of the vertical channel, in the first horizontal channels made in the housing with the possibility of longitudinal displacements, dice blocks are installed in which tube dies are provided with elastic gaskets and manual dice control drives, in radial drive rod rods having threaded connections for interacting with caps screwed into the housing, while the cavity of the housing of the die blocks in cross section are rectangular in shape, and the elastic seals are placed in grooves made in tube dies, characterized in that the upper part of the axial channel the case is equipped with a conical landing surface with an angle of 6 °, tapering from top to bottom for installation of a replaceable sealing sleeve, while the second horizontal channels are made in the upper flange They have a circular cross-sectional shape, outside the horizontal channels of the upper flange in a sealed version screwed side screw stops interacting with sliding cylindrical sliders located in the horizontal channel, while the sliding sliders are equipped with key and figured grooves, and the upper flange is equipped with keys installed in the keyways of the sliding sliders with the possibility of radial movement within the keyways and rigid fixation of the replaceable sealing sleeve in the conical the landing surface of the body with figured grooves of the sliders, while in the die blocks of the preventer there are tube dies equipped with elastic gaskets for sealing the pipe string used, the lower flange being removable and equipped with two L-shaped grooves located symmetrically relative to each other, each of L -shaped grooves made of interconnected vertical short and horizontal long sections, while in the lower part of the outer side of the casing of the preventer there are two and the pin guides with the possibility of axial and radial movement of the pins in the corresponding L-shaped grooves, followed by fixing at the end of the horizontal long sections of the L-shaped grooves with locking screws. 2. Плашечный превентор по п. 1, отличающийся тем, что присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора плашечного выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор плашечный.2. The die preventer according to claim 1, characterized in that the connecting and sealing dimensions of the lower flange of the die preventer are made corresponding to that support flange of the wellhead reinforcement on which the die preventer is mounted. 3. Плашечный превентор по п. 1, отличающийся тем, что эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.3. The die preventer according to claim 1, characterized in that the elastic seals are made of heat-resistant rubber.
RU2019132936A 2019-10-17 2019-10-17 Ram-type blowout preventer RU2719887C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019132936A RU2719887C1 (en) 2019-10-17 2019-10-17 Ram-type blowout preventer

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019132936A RU2719887C1 (en) 2019-10-17 2019-10-17 Ram-type blowout preventer

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2719887C1 true RU2719887C1 (en) 2020-04-23

Family

ID=70415435

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019132936A RU2719887C1 (en) 2019-10-17 2019-10-17 Ram-type blowout preventer

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2719887C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU1778268C (en) * 1990-10-23 1992-11-30 Военизированная Часть По Предупреждению Возникновения И По Ликвидации Открытых Газовых И Нефтяных Фонтанов Северо-Восточного Промышленного Района Device for pressure-testing of blowout preventer equipment and x-mas trees
RU49094U1 (en) * 2005-02-08 2005-11-10 Кусайко Николай Николаевич PREVENTOR
RU2266388C2 (en) * 2003-12-24 2005-12-20 Абрамов Александр Федорович Wiper
RU53359U1 (en) * 2005-12-20 2006-05-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное Предприятие "Сибтехноцентр" (ЗАО "НПП "Сибтехноцентр") SINGLE PREVENTOR PREFERRED SINGLE PPO "BABY"
CN201401145Y (en) * 2009-04-15 2010-02-10 丰士俊 Separate reducing bottom flange
RU167756U1 (en) * 2016-03-03 2017-01-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Сибтехноцентр" HYDRAULIC DOUBLE PRE-PRESSOR WITH TECHNOLOGICAL CONE
RU2632721C1 (en) * 2016-09-26 2017-10-09 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" Die preventer

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU1778268C (en) * 1990-10-23 1992-11-30 Военизированная Часть По Предупреждению Возникновения И По Ликвидации Открытых Газовых И Нефтяных Фонтанов Северо-Восточного Промышленного Района Device for pressure-testing of blowout preventer equipment and x-mas trees
RU2266388C2 (en) * 2003-12-24 2005-12-20 Абрамов Александр Федорович Wiper
RU49094U1 (en) * 2005-02-08 2005-11-10 Кусайко Николай Николаевич PREVENTOR
RU53359U1 (en) * 2005-12-20 2006-05-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное Предприятие "Сибтехноцентр" (ЗАО "НПП "Сибтехноцентр") SINGLE PREVENTOR PREFERRED SINGLE PPO "BABY"
CN201401145Y (en) * 2009-04-15 2010-02-10 丰士俊 Separate reducing bottom flange
RU167756U1 (en) * 2016-03-03 2017-01-10 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Сибтехноцентр" HYDRAULIC DOUBLE PRE-PRESSOR WITH TECHNOLOGICAL CONE
RU2632721C1 (en) * 2016-09-26 2017-10-09 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" Die preventer

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6289993B1 (en) Blowout preventer protector and setting tool
CA2299762C (en) Lockdown mechanism for well tools requiring fixed-point packoff
US6817423B2 (en) Wall stimulation tool and method of using same
RU2713032C1 (en) Ram-type blowout preventer for wells with two-row string pipe
RU2534690C1 (en) Universal wellhead packer
US3287030A (en) Hanger having locking and sealing means
RU2483191C1 (en) Drillable packer
RU2719887C1 (en) Ram-type blowout preventer
US3313347A (en) Well completion procedures and apparatus
RU2730162C1 (en) Preventer for wells with two-row string
RU2724703C1 (en) Ram preventer for wells with inclined mouth
RU2719884C1 (en) Preventer for wells with inclined mouth
RU107821U1 (en) PACKER DRILLED
RU2719877C1 (en) Preventer
RU2789685C1 (en) Double row pipe string borehole preventer
RU129549U1 (en) WELL MOUNTAIN EQUIPMENT
RU2724711C1 (en) Blow out preventor for wells with inclined mouth
RU2502857C1 (en) Diverter
US8661877B2 (en) Apparatus and method for testing float equipment
RU2745949C1 (en) Preventer for a well with a double-row pipe string
RU2808812C1 (en) Bop for a well with a double-row pipe string
RU2791830C1 (en) Preventer with a coil and method of its installation on the wellhead fitting mounting flange
RU2736022C1 (en) Preventer for a well with two-row string and inclined mouth
RU2794031C1 (en) Method for successively lowering two pipe strings with downhole equipment into a well and a device for its implementation
RU142771U1 (en) PACKER