Результат интеллектуальной деятельности: Плашечный превентор для скважин с наклонным устьем

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья наклонных скважин сверхвязкой нефти (СВН) при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе оснащенных двухрядной колонной труб.

Известен противовыбросовый плашечный превентор (патент № 2214499, МПК Е21В 33/06, опубл. 20.10.2003), 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, низкая надёжность работы герметизирующего узла (эластичные уплотнительные элементы трубных плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем (под углом до 45°) вследствие их износа и повреждения. Это обусловлено тем, что в процессе проведения спуско-подъемных операций (СПО) в скважину колонна труб «лежит» на устье, а, следовательно, и на самом превенторе, поэтому при проведении СПО с колонной труб в скважине СВН с наклонным устьм происходит односторонний износ, порезы повреждения муфтой колонны труб уплотнительных элементов, что в конечном счёте приводит к выходу из строя превентора;

- 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, низкое качество герметизации колонны труб, обусловленное невозможностью плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины вследствие отсутствия центровки уплотнительных элементов герметизирующего узла превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через герметизирующий узел превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);

- в-четвёртых, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя его герметизирующего узла ещё до возникновения НГВП;

- в-пятых, 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;

- в-шестых, ограниченные функциональные возможности, т.е. невозможно использовать технологические вставки в составе превентора при проведении технологических операций, например, при промывке скважины после спуска колонны труб в скважину;

- в-седьмых, эластичные (уплотнительные) элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.

- во-первых, низкая надёжность работы герметизирующего узла (эластичные уплотнительные элементы трубных плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем (под углом до 45°) вследствие их износа и повреждения. Это обусловлено тем, что в процессе проведения СПО в скважине колонна труб «лежит» на устье, а, следовательно, и на самом превенторе, поэтому при проведении СПО с колонной труб в скважине СВН с наклонным устьм происходит односторонний износ, порезы и повреждения муфтой колонны труб уплотнительных элементов, что в конечном счёте приводит к выходу из строя превентора;

- 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, низкое качество герметизации колонны труб, обусловленное невозможностью плотно загерметизировать колонну труб на устье скважины вследствие отсутствия центровки уплотнительных элементов герметизирующего узла превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому пропуски жидкости через герметизирующий узел превентора начинаются уже при низких давлениях (0,5-1 МПа);

- в-четвёртых, низкая безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте, связанная с потерей работоспособности превентора из-за выхода из строя его герметизирующего узла ещё до возникновения НГВП;

- в-пятых, 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;

- в-шестых, ограниченные функциональные возможности, т.е. невозможно использовать технологические вставки в составе превентора при проведении технологических операций, например, при промывке скважины после спуска колонны труб в скважину;

- в-седьмых, эластичные (уплотнительные) элементы превентора не обеспечивают герметичность устройства в случае выброса пара, закачиваемого в паронагнетательную скважину при температуре 200-250°С.

Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности, эффективности работы устройства и качества герметизации колонны труб на устье наклонной скважины, повышение безопасности проведения работ на устье наклонной скважины, разработка универсальной конструкции устройства позволяющего крепить его различные типоразмеры опорных фланцев устьевых арматур наклонных скважин, а также расширение функциональных возможностей устройства и обеспечение герметичности устройства в случае выброса пара.

Поставленные технические задачи решаются плашечным превентором для скважин с наклонным устьем, содержащим верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, 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.

Новым является то, что верхняя и нижняя части осевого канала корпуса оснащены коническими посадочными поверхностями, причём верхняя коническая поверхность выполнена сужающейся сверху вниз, в верхнюю коническую поверхность установлена сменная герметизирующая втулка, выполненная в виде двух полуколец, оснащённых наружными кольцевыми выборками, а нижняя коническая поверхность выполнена сужающейся снизу вверх, в нижней конической поверхности установлен сменный центратор, внутренний диаметр которого зависит от диаметра колонны труб, спускаемой в наклонную скважину, при этом в верхнем фланце выполнены вторые горизонтальные каналы круглой формы 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, с возможностью радиального перемещения в пределах шпоночных пазов и фиксации фигурными пазами ползунов за наружные кольцевые выборки верхней сменной герметизирующей втулки, предотвращающими осевое перемещение сменной герметизирующей втулки вверх, а нижний торец центратора размещен ниже нижнего торца нижнего фланца, причём эластичные уплотнители превентора выполнены из термостойкой резины, причём нижний фланец выполнен сменным и оснащен двумя L - образными пазами, расположенными симметрично относительно друг друга, причём каждый L - образный паз 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 перемещения 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.

Также новым является то, что нижний сменный центратор выполнен из баббитового сплава.

На фиг. 1 в продольном разрезе схематично изображен превентор в процессе спуска колонны труб в скважину.

На фиг. 2 изображено сечение А-А нижнего фланца превентора.

На фиг. 3 в продольном разрезе схематично изображен предлагаемый превентор в процессе проведения технологической операции (промывки) скважины.

На фиг. 4 изображено сечение Б-Б верхней сменной герметизирующей втулки превентора.

Плашечный превентор для скважин с наклонным устьем содержит верхний 1 (фиг. 1, 3) и нижний 2 фланцы, имеющие возможность последовательного соединения с корпусом 3. Корпус 3 оснащен вертикальным круглым осевым каналом 4. Относительно осевого канала 4 корпуса 3 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´´ (фиг. 1, 3).

Верхняя и нижняя части осевого канала 4 корпуса 3 (фиг. 1, 3) оснащены коническими посадочными поверхностями 14' и 14", соответственно.

Верхняя коническая поверхность 14' выполнена сужающейся сверху вниз, например, с углом наклона α = 6°. В верхнюю коническую поверхность устанавливается сменная герметизирующая втулка 15' (фиг. 3, 4) в процессе подготовки проведения технологических операций в наклонной скважине.

Нижняя коническая поверхность 14" (фиг. 1, 3) выполнена сужающейся снизу вверх, например, с углом наклона α = 6°. В нижнюю коническую поверхность устанавливают сменный центратор 15".

Вторые горизонтальные каналы 6´ и 6´´ выполнены в верхнем 1 фланце и имеют круглую форму в поперечном сечении. Снаружи в горизонтальные каналы 6´ и 6´´ верхнего 1 фланца в герметичном исполнении ввернуты боковые винтовые упоры 16´ и 16´´. Винтовые упоры 16´ и 16´´ (на фиг. 1, 3 показано условно) взаимодействуют с соответствующими выдвижными ползунами 17´ и 17´´ (фиг. 1, 3, 4) 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 1 фланец оснащён шпонками 20´ и 20´´ (фиг. 1, 3), установленными в соответствующие шпоночные пазы 18´ и 18´´ выдвижных ползунов 17´ и 17´´.

Сменная герметизирующая втулка 15', выполнена в виде двух полуколец 21' и 21'' (фиг. 3). Верхняя часть полуколец – металлическая (например, из бабитового сплава марки Б85 по ГОСТ 1320-74) жестко соединена с нижней частью, выполненной из термостойкой резины (например, из силиконовой термостойкой резины или термостойкой губки ВРП-1, выпускаемой по ТУ 38.105.673-74). Верхняя часть полуколец 21' и 21'' верхней сменной герметизирующей втулки 15' оснащена наружными кольцевыми выборками 22' и 22'', соответственно (фиг. 4).

Выдвижные ползуны 17´ и 17´´ (фиг. 1, 3) имеют возможность радиального перемещения в пределах соответствующих шпоночных пазов 18´ и 18´´ и фиксации фигурными пазами 19´ и 19´´ выдвижных ползунов 17´ и 17´´ за соответствующие наружные кольцевые выборки 22' и 22'' (фиг. 4) верхней сменной герметизирующей втулки 15' от осевого перемещения её вверх.

В нижнюю коническую поверхность устанавливают сменный центратор 15" перед спуском колонны труб 23 (фиг. 1, 3, 4) в наклонную скважину. Сменный центратор 15" имеет внутренний центрирующий диаметр – D_нцi в зависимости от диаметра, спускаемой в наклонную скважину, колонны труб 23. Трубы колонны 23 соединены между собой муфтами 24 (фиг. 1, 2, 3).

Нижний 2 фланец превентора (фиг. 1, 2, 3) оснащен двумя L- образными пазами 25' и 25", расположенными симметрично (под углом 180°) относительно друг друга.

Каждый L - образный паз 25' и 25" состоит из соединённых между собой вертикального короткого 26' и 26" и горизонтального длинного 27' и 27" участков, соответственно (фиг. 2).

Снизу корпус 3 превентора плашечного оснащён двумя направляющими штифтами 28' и 28", имеющими возможность размещения в соответствующих L -образных пазах 25' и 25", а также осевого, радиального перемещения в них и фиксации направляющими штифтами 28' и 28" на конце горизонтальных длинных участков L - образных пазов 25' и 25" с помощью стопорных винтов 29' и 29" (фиг. 1, 2, 3).

Нижний 2' … 2ⁿ (фиг. 1 и 3) 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. наружные диаметры фланцев D_ф, межцентровые диаметры Dц, диаметры крепёжных отверстий d, а также диаметры Dк канавки 30 под герметизирующее кольцо 31 и размеры герметизирующего кольца 31 соответствуют размерам опорного фланца 32 (фиг. 1, 3) устьевой арматуры 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, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1), 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.

Сменный центратор 15" в превенторе выполняет роль подшипников скольжения и выполнен, например из бабитового сплава марки Б85 по ГОСТ 1320-74. Баббитовый сплав обладает низким коэффициентом трения, пластичностью, хорошей прирабатываемостью и износостойкостью, поэтому выполнение сменного центратора 15" из баббитового сплава позволяет повысить надёжность работы превентора.

При проведении СПО с колонной труб 23 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 d_i применяемой колонны труб 23.

Герметичность в боковых горизонтальных каналах 5´ и 5´´ и 6´ и 6´´ в процессе работы устройства обеспечивают уплотнительные кольца (на фиг. 1, 3 показаны условно).

Предлагаемый плашечный превентор для скважин с наклонным устьем работает следующим образом.

Залежь СВН разрабатывают добывающими и паронагнетательными горизонтальными скважинами с наклонным устьем под углом 45°, причём опорные фланцы устьевых арматур таких скважин имеют различные типоразмеры, на которые необходимо крепить превентор.

Плашечный превентор обеспечивает герметизацию насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80 трёх типоразмеров: d_i = 60, 73, 89 мм.

Например, рассмотрим работу устройства при проведении СПО в наклонной скважине с колонной труб 23 (фиг. 1, 3, 4), имеющей, например минимальный диаметр, т.е. по ГОСТ 633-80 выбираем колонну НКТ, у которой наружный диаметр d_i = 60 мм. Для обеспечения надёжности работы оборудования путём повышения точности центровки герметизируемой колонны труб 23 относительно эластичных уплотнителей 9' и 9'' диаметры верхней сменной герметизирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15", соответственно, D_вi и D_нцi равны между собой (D_вi = D_нцi), но больше диаметра муфты D_мi герметизируемой колонны труб на величину ∆d_mi = 6 мм. ∆d_mi это кольцевой зазор между муфтой 24 колонны труб 23 и верхней сменной герметизирующей втулки 15' и нижним сменным центратором 15".

По ГОСТ 633-80, если герметизируемая колонна труб имеет диаметр d_i = 60 мм, а диаметр её муфты равен D_мi = 73 мм, то внутренние диаметры верхней сменной герметизирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15" соответственно, равны

D_вi = D_нцi= D_мi + 2·∆d_mi = 73 мм + (2·6 мм) = 85 мм

Примем D_вi = D_нцi = 85 мм.

Тогда кольцевой зазор ∆d_кi между внутренним диаметром D_вi верхней сменной герметизирующей втулки 15' и герметизируемой колонной труб 23 диаметром d_i = 60 мм при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной герметизирующей втулки 15' составляет:

∆d_кi = (D_мi - d_i) + ∆d_мi = (73 мм - 60 мм) : 2 + (6 мм) = 13 : 2 + 6 = 12,5 мм.

С целью возможности установки полуколец 21' и 21'' верхней сменной герметизирующей втулки 15' в коническую поверхность 14' при пропущенной через осевой канал 4 корпуса 3 превентора герметизируемой колонны труб 23 примем ширина наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной герметизирующей втулки 15' - а на 5 мм меньше величины кольцевого зазора ∆d_кi при смыкании между собой полуколец 21' и 21'' верхней сменной герметизирующей втулки 15'. Например, длину - а наружной кольцевой выборки 22' и 22'' соответствующих полуколец 21' и 21'' верхней сменной герметизирующей втулки 15' выполняют равной:

а = ∆d_кi - 5 = 12,5 - 5 = 7,5 мм.

Выполнение данного условия позволяет устанавливать верхнюю сменную герметизирующую втулку 15' в превентор, когда герметизируемая колонна труб 23 находится в осевом канале 4 корпуса 3, что повышает возможность универсализации превентора. Первые боковые горизонтальные каналы 5´ и 5´´, выполненные в корпусе 3, и вторые горизонтальные каналы 6´ и 6´´, выполненные в верхнем 1 фланце, могут быть выполнены как параллельно друг под другом (как показано на фиг. 1, 3), так и повернуты на 90° относительно друг друга (на фиг. 1, 3 не показано).

Углы наклона α = β конических поверхностей 14' и 14" осевого канала 4 корпуса 3 подобраны равными 6°. Расстояние L между нижним торцом верхней сменной герметизирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора должно быть меньше длины муфты А (по ГОСТ 633-80, равное: А = 110 мм) герметизируемой колонны труб диаметром d_i = 60 мм, то есть L < А.

Для выполнения данного условия примем L = 100 мм, тогда L < А или подставляя числовые значения 100 мм < 110 мм (фиг. 1).

Данное условие позволяет повысить точность центровки превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, что позволяет увеличить срок службы эластичных уплотнителей герметизирующего узла превентора, и тем самым повысить надёжность устройства в работе. Если расстояние L будет больше длины муфты А = 110 мм, например L = 120 мм, тогда муфта 24 герметизируемой трубы 23 застрянет между нижним торцом верхней сменной герметизирующей втулки и верхним торцом нижнего сменного центратора, что не позволит проводить СПО труб.

Далее собирают превентор на устье наклонной скважины, так как показано на фиг. 3. На устье наклонной скважины сначала вставляют сменный нижний центратор 15" (фиг. 1, 3) в конусную поверхность 14" в нижней части осевого канала 4 корпуса 3. Затем превентор устанавливают на опорный фланец (на фиг. 1-3 не показано) наклонного устья скважины и крепят превентор нижним фланцем с помощью шпилек (на фиг. 1-3 не показано) на опорном фланце наклонного устья скважины.

Нижний торец сменного нижнего центратора 15" после установки в конусную поверхность 14" находится ниже нижнего торца нижнего фланца 2 на расстоянии S (фиг. 1), которое зависит от величины зазора между нижним фланцем и опорным фланцем наклонного устья скважины после установки герметизирующего кольца 31 (на фиг. 1-3 не показано) в кольцевую канавку 30 (фиг. 1, 3) и фиксации их шпильками, например, S = 5 мм. Это позволяет жестко зафиксировать сменный нижний центратор 15" нижним торцом на верхнем торце опорного фланца наклонного устья скважины и предотвратить вращение сменного нижнего центратора 15" в конусной поверхности 14" в нижней части осевого канала 4 корпуса 3 в процессе работы превентора и одновременно сохранить герметичность между нижним фланцем и опорным фланцем наклонного устья скважины в процессе работы устройства.

При монтаже плашечного превентора нижним 2'….2ⁿ фланцем на опорный фланец 32 наклонного устья скважины используют подъёмную установку с наклонной мачтой например «К-54», предназначенную для освоения после бурения и ремонта горизонтальных скважин с наклонным устьем. Установка произведена компанией «National Oil Well Varco».

Далее через осевой канал 4 корпуса 3 превентора спускают колонну трубу колонны труб 23 диаметром d_i = 60 мм в наклонную скважину. В процессе её спуска устанавливают тело трубы колонны НКТ 23 (фиг. 1) напротив конусной поверхности 14' (фиг. 1 и 3) осевого канала 4 корпуса 3 превентора.

Затем в конусную поверхность 14' осевого канала 4 корпуса 3 устанавливают до сопряжения торцами два полукольца 21' и 21" верхней сменной герметизирующей втулки 15'. 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 в пределах шпоночных пазов 18´ и 18´´, а соответствующие им шпонки 20´ и 20´´ не позволяют выдвижным ползунам 17´ и 17´´ радиально вращаться. В результате фигурные пазы 19´ и 19´´ соответствующих выдвижных ползунов 17´ и 17´´, не имеющие возможность кругового вращения, радиально смещают полукольца 21' и 21" навстречу друг другу до взаимодействия их торцов наружных кольцевых выборок 22' и 22", соответственно. В результате сменная герметизирующая втулка 15' фиксируется в конической посадочной поверхности 14' за счёт того, что радиальные наружные кольцевые выборки 22' и 22" длиной: а = 7,5 мм соответствующих полуколец 21' и 21" фиксируются фигурными пазами 19´ и 19´´ и предохраняют верхнюю сменную герметизирующую втулку 15' от перемещения вверх относительно осевого канала 4 корпуса 3 превентора. Верхняя сменная герметизирующая втулка 15' готова к работе. Далее продолжают СПО колонны труб.

В процессе проведения СПО с колонной труб 23 может возникнуть НГВП. Для исключения НГВП необходимо загерметизировать пространство между превентором и колонной труб 23 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 23. Для герметизации устья скважины, со спущенной, колонной труб 23 вращают штурвалы ручных приводов 10´ и 10´´ (фиг. 3) 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 23 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 23, т.е. герметизируют пространство между превентором и колонной труб 23. Положение трубных плашек 8´ и 8´´ контролируют по ввернутому положению штурвалов ручных приводов 10´ и 10´´.

Для перекрытия внутреннего пространства колонны труб 23 на устье наклонной скважины на верхний конец колонны труб 23 наворачивают шаровой кран (на фиг. 1-3 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 герметизируется внутреннее пространство колонны труб 23 и ликвидируется НГВП.

После ликвидации НГВП т.е. после сброса давления в скважине открывают превентор (разгерметизируют пространство между превентором и колонной труб 23) и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 23. 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 23, отворачивают шаровой кран с верхнего конца колонны труб 23 и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб 23. По окончании работ демонтируют превентор с опорного фланца наклонного устья скважины.

Аналогичным образом, как описано выше подбирают размеры верхней сменной герметизирующей втулки 15' и нижнего сменного центратора 15" для проведения СПО с колонной труб диаметром, равным d_i = 73 или 89 мм, соответственно, а затем с помощью АПРС проводят СПО.

Повышается надёжность работы герметизирующего узла (эластичных уплотнителей трубных плашек) при работе в скважинах СВН с наклонным устьем, вследствие исключения износа и повреждения эластичных уплотнителей. Это достигается благодаря наличию нижнего сменного центратора, подобранных в зависимости от диаметра спускаемой трубы, что исключает выход из строя превентора при его работе на скважине СВН с наклонным устьем. А изготовление нижнего сменного центратора 15" из баббитового сплава повышает износостойкость последних в условиях повышенного трения с колонной труб и муфтами в скважинах СВН с наклонным устьем, что также положительно влияет на надёжность работы превентора.

Повышается качество герметизации колонны труб, вследствие установки сменного центратора в составе плашечного превентора ниже эластичных уплотнителей, что обеспечивает высокую точность центровки эластичных уплотнителей герметизи-рующего узла превентора относительно оси герметизируемой колонны труб, поэтому гарантированно исключаются пропуски жидкости через герметизирующий узел превентора скважинах СВН с наклонным устьем.

Повышается безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при текущем и капитальном ремонте при возникновении НГВП так как исключена потеря работоспособности превентора из-за надёжной работы герметизирующего узла, не зависящего от угла наклона скважины на устье.

Сокращается продолжительность ремонта из-за увеличения скорости проведения СПО в скважинах СВН с наклонным устьем. Это обусловлено тем, что конструктивно высота центратора больше высоты муфты, спускаемой колонны труб, что позволяет повысить точность центровки, исключить контакт спускаемой колонны труб и её муфт с осевым каналом 4 корпуса 3 превентора и тем самым производить СПО с колоннами труб без потери скорости.

Эластичные уплотнители 9', 9'', выполнены из термостойкой губки ВРП-1, обеспечивающей герметичности превентора при выбросе пара в интервале температур от минус 65 до плюс 300 °С.

Плашечный превентор для скважин с наклонным устьем является универсальным при работе с различными типоразмерами колонны труб и опорных фланцев устьевых арматур, надёжным в работе, безопасным при проведении работ на устье наклонных скважин при возникновении НГВП, обеспечивает качественную герметизацию колонны труб, сокращенную продолжительность ремонта скважины СВН, герметичность превентора в случае выброса пара при температуре до плюс 300°С.