Превентор плашечный сдвоенный ППС (ПП2)
Превентор плашечный сдвоенный ППС (ПП2) — элемент противовыбросового оборудования (ПВО) нефтяных и газовых скважин, предназначенный для герметизации устья скважины с целью предотвращения и ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) и открытых фонтанов при бурении, освоении, испытании, КРС/ТРС, перфорационных и прострелочно-взрывных работах.
Превентор ППС конструктивно совмещает в одном корпусе два независимых плашечных затвора: верхний и нижний. Каждый затвор содержит пару плашек — левую и правую, — независимо управляемых через свои шпиндели (ручной привод) или свои гидроцилиндры (гидропривод). Отличительная особенность превентора ППС от одинарного ППО – сдвоенный превентор обеспечивает два режима герметизации без разборки и смены плашек.
Стандартная конфигурация плашек ППС: верхний ряд — трубные плашки, подобранные под наружный диаметр находящейся в скважине колонны НКТ или бурильных труб; нижний ряд — глухие плашки для полного перекрытия ствола при отсутствии трубы. Это позволяет мгновенно переключаться между режимами герметизации командой с пульта (ППСГ) или вращением соответствующих маховиков (ППС) без каких-либо манипуляций с корпусом превентора: при наличии трубы в скважине закрывается верхний ряд (трубные), при её отсутствии или после её подъёма — нижний ряд (глухие).
Комплектация
- Корпус
- Верхний ряд плашек (трубные)
- Нижний ряд плашек
- Резинометаллические уплотнители плашек
- Откидные крышки
- Шпиндели и маховики
- Вставка КГОМ
Принцип работы
-
1
Превентор плашечный сдвоенный ПП2 реализует принцип двухуровневого независимого радиального перекрытия стволового канала двумя парами плашек, расположенных в двух горизонтальных плоскостях единого корпуса.
-
2
Корпус ПП2 — стальная отливка из легированной стали в форме вытянутого параллелепипеда. Содержит одно центральное вертикальное проходное отверстие (стволовой проход) и две независимые горизонтальные прямоугольные полости: верхнюю и нижнюю. Каждая полость размещает пару плашек с собственными приводами.
-
3
Верхний ряд (трубные плашки) управляется независимо от нижнего. При наличии в скважине трубы оператор закрывает верхний ряд: плашки движутся навстречу из боковых полостей, их резиновые уплотнители охватывают наружную поверхность трубы. Давление снизу самоуплотняет плашки. При необходимости полного перекрытия (труба поднята из скважины) — независимо закрывается нижний ряд: глухие плашки полностью заполняют сечение ствола.
-
4
Возможен одновременный режим — оба ряда закрыты: трубные верхние уплотняют трубу, глухие нижние создают второй барьер под ней. Это применяется при операции «шлюзования» — спуск-подъём оборудования через пространство между двумя закрытыми рядами при сохранении герметизации устья.
Устройство
-
1Корпус – стальная отливка из легированной стали в форме вытянутого параллелепипеда. Содержит центральный стволовой проход, две независимые горизонтальные прямоугольные полости для двух рядов плашек, верхний и нижний фланцы для монтажа в ПВО-компоновку, боковые отводы с фланцами для линий глушения/дросселирования.
-
2Верхний ряд плашек – пара плашек с резинометаллическими уплотнителями под наружный диаметр трубы. Перемещаются из боковых полостей верхней зоны корпуса. Независимое управление от нижнего ряда. Смена через верхние откидные крышки.
-
3Нижний ряд плашек – Пара сплошных плашек для полного перекрытия стволового прохода при отсутствии трубы. Независимое управление от верхнего ряда. Смена через нижние откидные крышки.
-
4Резинометаллические уплотнители плашек – уплотнители на контактной поверхности плашек. Деформируются вокруг трубы (трубные) или заполняют поперечное сечение (глухие). Материал: NBR / HNBR (K2, K3). Расходный элемент.
-
5Вставка КГОМ – Конусное расширение в верхней части центрального прохода (ряд конструкций). Предназначено для установки герметизирующей вставки КГОМ при работе с нестандартными диаметрами или геофизическим кабелем. Вставки применяются при давлении до 21 МПа.
Технические характеристики
| № | Наименование характеристики | Значение |
| 1 | Рабочее давление, МПа | 21, 35 |
| 2 | Условный диаметр, мм | 152, 156, 160, 180 |
| 3 | Допустимая нагрузка на плашки от веса колонны, кН | 600 |
| 4 | Допустимая нагрузка на плашки от давления скважины, кН | 280 |
| 5 | Диаметр уплотняемых труб, мм | 33 – 114 |
| 6 | Стойкость к воздействию скважинной среды | Н, К1, К2, К3 |
| 7 | Температура скважинной среды, °C | до +120 |
| 8 | Материальное исполнение | 09Г2С, 40Х, 30ХМА* |
| 9 | Привод плашек (ППС; ППСГ) | ручной; гидравлический |
| 10 | Масса, кг | от 600 |
Порядок работы
-
1
Монтаж в компоновку ПВО: установить ПП2 на фланец устьевой крестовины согласно схеме ПВО (ГОСТ 13862-90, схемы 5–10). Соединить шпильками. Для ППГ2 — подключить гидролинии открытия и закрытия каждого ряда плашек к гидростанции. Убедиться в давлении гидростанции ≥ 14 МПа.
-
2
Установка плашек: верхний ряд комплектуется трубными плашками под ОД применяемых труб. Нижний ряд — глухими плашками. Смена плашек при необходимости — через боковые откидные крышки каждого ряда независимо.
-
3
Опрессовка: до начала работ каждый ряд плашек опрессовывается независимо. Сначала — нижний ряд (глухие плашки), затем — верхний ряд (трубные, при наличии трубы в стволе). Давление опрессовки — согласно регламенту.
-
4
Нормальный режим СПО: оба ряда открыты. Ведение СПО в открытом стволовом проходе. Постоянный контроль устьевого давления.
-
5
Аварийное закрытие при ГНВП с трубой в скважине: немедленно закрыть верхний ряд (трубные плашки) командой с пульта или вращением маховиков верхнего ряда по часовой стрелке. При необходимости дополнительно закрыть нижний ряд (глухие) — для создания второго барьера.
-
6
Аварийное закрытие при ГНВП без трубы в скважине: закрыть нижний ряд (глухие плашки). Ствол полностью перекрыт.
-
7
Операция шлюзования: оба ряда закрыты. Пространство между рядами плашек образует шлюзовую камеру, через которую при необходимости может быть проведена операция спуска/подъёма части компоновки без нарушения герметизации устья скважины.
Вопросы и ответы
Для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения ГНВП при бурении, освоении, КРС и геофизических работах. Два независимых ряда плашек в одном корпусе обеспечивают трубную герметизацию (верхний ряд) и глухое перекрытие (нижний ряд) без смены плашек.
ПП2 — два ряда плашек в одном корпусе (трубные + глухие), независимое управление каждым рядом, функция шлюзования. ППО — один ряд плашек, смена режима только через физическую замену плашек через откидные крышки. ПП2 функционально богаче, но тяжелее и выше.
При бурении, освоении, испытании пластов, КРС/ТРС, перфорационных и прострелочно-взрывных работах. Входит в стандартные схемы ПВО по ГОСТ 13862-90 (схемы 5–10). Применяется на нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.
Одновременное закрытие обоих рядов плашек создаёт герметичную камеру между ними. Через эту камеру можно проводить спуск/подъём части компоновки при загерметизированном устье — метод позволяет управлять давлением в скважине и безопасно вести СПО в условиях ГНВП.
Да. Для управления ППС2 (гидравлическим) требуется гидростанция с максимальным давлением не менее 14 МПа и номинальным объёмом жидкости по ГОСТ 12448-80 и ГОСТ 13862-90. Объём жидкости для ПП2Г — вдвое больше, чем для одинарного ПП, так как управляются два ряда.
Смена производится при износе резиновых уплотнителей, деформации корпуса плашек или несоответствии диаметра трубы. Доступ — через откидные крышки каждого ряда независимо. Плановый осмотр плашек — при квартальном ТО.
Раз в квартал — технической службой предприятия по программе ТО. Раз в 8 лет — с привлечением Ростехнадзора при сроке эксплуатации свыше 10 лет (ГОСТ 13862-90, Википедия). Без актов освидетельствования работа запрещена. Каждый ряд плашек опрессовывается независимо перед началом работ.
Документы и сертификаты
Обозначение
- Рабочее давление, МПа
- Условный диаметр, мм
- Превентор плашечный сдвоенный
