Превентор плашечный
RAM-TYPE BLOWOUT PREVENTER

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.
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.
Недостатками данного устройства являются:
- 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;
- 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;
- 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;
- в-четвёртых, высокая металлоёмкость, связанная с использованием переходных катушек различных конструкций для крепления превентора на опорных фланцах устьевых арматур наклонных скважин СВН;
- в-пятых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 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.
Недостатками данного устройства являются:
- 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;
- 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;
- 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;
- в-четвёртых, высокая металлоёмкость, связанная с использованием переходных катушек различных конструкции для крепления превентора на опорных фланцах устьевых арматур наклонных скважин СВН;
- в-пятых, эластичные элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 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.
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.
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.
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.
Также новым является то, что эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины.
На фиг. 1, 3, 4 в продольном разрезе схематично в процессе работы изображен предлагаемый превентор плашечный.
На фиг. 2 изображено сечение А-А нижнего фланца превентора плашечного.
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.
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´´.
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.
Сменная герметизирующая втулка 15 выполнена в форме усеченного конуса, разделённого по центру в виде двух полуколец (на фиг. 1–4 не показано).
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.
Нижний 2 фланец превентора (фиг. 1 и 2) оснащен двумя L- образными пазами 22' и 22", расположенными симметрично (под углом 180°) относительно друг друга.
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.
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".
n
n
ц
к
Нижний 2' … 2 фланец превентора выполнен сменным, при этом присоединительные и герметизирующие размеры нижнего 2' … 2 фланца соответствуют размерам того опорного фланца устьевой арматуры, на который крепится превентор, т.е. межцентровые диаметры D, диаметры крепёжных отверстий d, а также диаметры D 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.
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).
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.
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).
Предлагаемый превентор плашечный работает следующим образом.
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.
n
Сначала на базе производственного обслуживания изготавливают нижние 2'… 2 фланцы. Количество нижних фланцев зависит от типоразмеров опорных фланцев устьевых арматур.
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.
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.
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.
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".
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.
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.
При монтаже превентора на нижний 2' фланец используют, установленный на устье скважины, подъёмный агрегат для ремонта скважин, например, А5-40Т.
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.
Превентор плашечный готов к спуско-подъёмным работам с колонной труб 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).
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.
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).
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.
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.
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.
Положение трубных плашек 8´ и 8´´ контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10´ и 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.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
Предлагаемый превентор плашечный обладает:
- высокой эффективностью в работе;
- высокой безопасностью проведения работ на устье наклонных скважин при возникновении НГВП;
- универсальностью при работе с различными типоразмерами колонн труб и размерами опорных фланцев устьевых арматур;
-низкой металлоёмкостью конструкции;
- качественной герметизацией колонны труб в случае выброса пара при температуре до плюс 300 °С.