Стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине
STAND FOR PRESSURE GAUGE PREVENTER IN INCLINED WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора в наклонной скважине в полевых условиях и/или на стендовой  наклонной скважине базы производственного обслуживания (БПО).
1
2
Известно устройство для опрессовки превентора на скважине (RU№ 2708737, опубл. 11.12.2019), включающее опорную трубу, проходящую через корпус превентора, установленный в опорной трубе полый шток и размещённую на опорной трубе резиновую манжету. Снизу опорная труба оснащена сверху вниз верхним и нижним рядами радиальных каналов, причём на опорной трубе жестко закреплены верхняя и нижняя втулки, между которыми установлена резиновая манжета, выполненная в виде самоуплотняющейся манжеты. Опорная труба снабжена сквозными продольными пазами, в которые установлены пальцы, которые с одной стороны соединены с кожухом, установленным на наружной поверхности корпуса под нижней втулкой, а с другой – с заглушенным сверху полым штоком, размещенным внутри опорной трубы, причём в исходном положении полый шток сверху герметично перекрывает верхний ряд радиальных каналов опорной трубы, а снизу полый шток гидравлически сообщает пространство под опорной трубой с пространством выше самоуплотняющейся манжеты посредством сквозных продольных каналов, выполненных в полом штоке напротив нижнего ряда радиальных каналов опорной трубы. В исходном положении самоуплотняющаяся манжета находится внутри кожуха, а в рабочем положении кожух и полый шток имеют возможность осевого ограниченного перемещения по сквозным продольным пазам опорной трубы до упора кожуха в наружный цилиндрический выступ, выполненный на нижнем конце опорной трубы. Полый шток герметично перекрывает нижний ряд радиальных каналов опорной трубы, причём опорная труба снизу снабжена жестким центратором, оснащённым наружными переточными каналами и снизу подпружинивающим кожух. Наружный диаметр d жесткого центратора больше наружного диаметра d кожуха, в котором находится самоуплотняющаяся манжета в исходном положении, при этом верхний конец опорной трубы гидравлически обвязан с насосом.
Недостатки данного устройства:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (кожух, самоуплотняющаяся манжета и т.д.), и как следствие сложность сборки;
- во-вторых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологически сложных узлов и деталей (кожух, самоуплотняющаяся манжета и т.д.);
- в-третьих, низкая надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с некачественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, что приводит к неравномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и, как следствие, потеря герметичности при опрессовке особенно при давлениях опрессовки 15,0-25,0 МПа, что не даёт возможности опрессовать превентор;
- в-четвёртых, ограниченные функциональные возможности при опрессовке превентора в полевых условиях. Это связано с тем, что нижний фланец превентора имеет один типоразмер диаметра, например 380 мм. А опорные фланцы наклонных скважин, где предполагается опрессовывать превентор в зависимости от устьевых арматур имеют различные диаметры, например 300 или 445 мм. Поэтому возникает необходимость подбора наклонной скважины с тем диаметром опорного фланца (по диаметру), который соответствовал бы  диаметру нижнего фланца превентора;
- в-пятых, ограниченные технологические возможности. Это связанно с тем, что опорная труба имеет, например, наружный диаметр 73 мм, что позволяет опрессовать эластичные плашки превентора только для работы с трубами, имеющими наружный диаметр 73 мм, поэтому с помощью опорной трубы невозможно опрессовать эластичные плашки превентора, например, под наружные диаметры труб 89 или 60 мм;
- в-шестых, скважины, которые используют для разработки месторождений сверхвязкой нефти  используют для закачки пара (паронагнетательные), при этом эластичные элементы трубных плашек превентора и резиновая манжета не обеспечивают герметичность стенда при опрессовке превентора паром, закачиваемого в паронагнетательную наклонную скважину при температуре 200-250°С.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является стенд для опрессовки превентора в скважине, включающий опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, установленный в опорной трубе полый шток, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, резиновая манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза, опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновую манжету, позволяющими предотвратить затекание концов резиновой манжеты за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, а также опорную шайбу, направляющий штифт, паз и насос (RU № 2708748, опубл. 11.12.2019). На опорной трубе установлены нижняя резиновая манжета, шайба, верхняя резиновая манжета. Внутренний диаметр нижней резиновой манжеты больше внутреннего диаметра верхней резиновой манжеты. В транспортном положении обратный конус опорной тарелки сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой, а верхние торцы опорной и зажимной тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки. Палец жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке, а с другой стороны в полом штоке с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза в рабочем положении. Полый шток снизу оснащён посадочным седлом под сбрасываемый в патрубок запорный элемент. Опорная труба ниже опорной тарелки снабжена механическим якорем с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, выполненном на наружной поверхности опорной трубы в виде соединенных между собой горизонтальной и вертикальной проточек. Механический якорь имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза. Верхний конец опорной трубы и затрубное пространство скважины гидравлически обвязаны с насосом.
Недостатки данного устройства:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (механический якорь, опорная тарелка с обратным конусом, две резиновые манжеты и т.д.), и, как следствие сложность сборки;
- во-вторых, высокая себестоимость изготовления, связанная с большим количеством технологически сложных узлов и деталей (механический якорь, опорная тарелка с обратным конусом и т.д.);
- в-третьих, низкая надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине, связанная с некачественной центровкой устройства относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, что приводит к неравномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, потеря герметичности при опрессовке особенно при давлениях опрессовки 15,0-25,0 МПа, что не даёт возможности опрессовать превентор;
- в-четвёртых, низкая эффективность опрессовки, связанная с закусыванием (заклиниванием) нижней резиновой манжетой обратным конусом опорной тарелки в процессе опрессовки, за счёт этого устройство после опрессовки не возвращается в исходное положение, что приводит к потере работоспособности устройства;
- в-пятых, ограниченные функциональные возможности при опрессовке превентора в полевых условиях. Это связано с тем, что нижний фланец превентора имеет один типоразмер диаметра, например 380 мм. А опорные фланцы наклонных скважин, где предполагается опрессовывать превентор в зависимости от устьевых арматур имеют различные диаметры. например 300 или 445 мм. Поэтому возникает необходимость подбора наклонной скважины с тем диаметром опорного фланца (по диаметру), который соответствовал бы  диаметру нижнего фланца превентора;
- в-шестых, ограниченные технологические возможности. Это связанно с тем, что опорная труба имеет, например, наружный диаметр 73 мм, что позволяет опрессовать эластичные плашки превентора только для работы с трубами, имеющими наружный диаметр 73 мм, поэтому с помощью опорной трубы невозможно опрессовать эластичные плашки превентора, например, под наружные диаметры труб 89 или 60 мм;
- в-седьмых, наклонные скважины при разработке месторождений сверхвязкой нефти используют для закачки пара (паронагнетательные), при этом эластичные элементы трубных плашек превентора и резиновая манжета не обеспечивают герметичность стенда при опрессовке превентора паром, закачиваемого в паронагнетательную наклонную скважину при температуре 200-250°С.
Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции и снижение себестоимости изготовления, повышение надёжности и эффективности работы превентора, а также расширение функциональных и технологических возможностей стенда для опрессовки превентора в скважине, а также обеспечение герметичности устройства  при опрессовке превентора, в том числе с использованием пара.
Поставленные технические задачи решаются стендом для опрессовки превентора в наклонной скважине, включающим опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, эластичная манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозног паза, установленный в опорной трубе шток,  а также опорную шайбу и насос.
Новым является то, что опорная труба снабжена верхним и нижним рядами радиальных отверстий, причём установленные снизу вверх на наружной цилиндрической выборке опорной трубы опорная тарелка, эластичная манжета, зажимная тарелка закреплены жёстко, причем эластичная манжета выполнена в виде самоуплотняющейся манжеты, пропускающей снизу вверх, внутри опорной трубы установлен полый шток, причем опорная труба между верхним и нижним  рядами радиальных отверстий снабжена вертикальными сквозными пазами, напротив которых на наружной поверхности опорной трубы установлена опорная шайба, подпружиненная снизу вверх относительно упора, выполненного в виде кольцевой выборки на наружной поверхности опорной трубы выше нижнего ряда радиальных отверстий, при этом шток и шайба соединены между собой пальцем, размещенным в вертикальных сквозных пазах опорной трубы, причем в транспортном положении шток перекрывает верхний ряд радиальных отверстий опорной трубы, при этом нижний ряд радиальных отверстий опорной трубы сообщается с внутренней полостью опорной трубы под штоком, а в рабочем положении шток имеет возможность ограниченного вертикальными сквозными пазами опорной трубы осевого перемещения вниз с герметичным перекрытием нижнего ряда радиальных отверстий опорной трубы, при этом на верхнем и нижнем концах опорной трубы размещены пружинные центраторы, оснащённые наружными переточными каналами, сверху опорная труба соединена с герметизируемой трубой с помощью переходной муфты с наружным диаметром, соответствующим типоразмерам эластичных элементов трубных плашек превентора, причём снизу к нижнему фланцу превентора закреплено переходное кольцо, крепящееся на опорном фланце наклонной скважины, а в осевой канал превентора через переходное кольцо установлен нижний центратор, сверху в осевой канал превентора закреплен верхний центратор, при этом герметизируемая труба соединена сверху с опорной трубой и гидравлически обвязана с агрегатом, обеспечивающим нагнетание рабочего агента.
Также новым является то, что опорная труба гидравлически обвязана с передвижной парогенераторной установкой, с возможностью нагнетания водяного пара с температурой 190-250°C в скважину.
Также новым является то, что опорная труба гидравлически обвязана с насосным агрегатом, с возможностью нагнетания технологической жидкости.
Также новым является то, что самоуплотняющаяся манжета и эластичные уплотнители трубных плашек превентора выполнены из термостойкой резины.
На фиг. 1 схематично изображён стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине в транспортном положении.
На фиг. 2 схематично в повернутом положении на угол 45°  изображен увеличенный вид устройства в транспортном положении.
На фиг. 3 схематично изображён стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине в рабочем положении.
На фиг. 4 схематично в повернутом положении на 45° изображен увеличенный вид устройства в рабочем  положении.
На фиг. 5 изображено сечение А-А пружинного центратора.
На фиг. 6  изображено сечение Б-Б верхнего центратора превентора.
Стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине 1 с обсадной трубой 2 (см. фиг. 1, 3) включает опорную трубу 3 (см. фиг. 1-6), проходящую через корпус 4 (см. фиг. 1, 3) превентора 5.
На опорной трубе 3 (см. фиг. 1 и 2) выполнена наружная цилиндрическая выборка 6 (см. фиг. 2 и 4). На наружной цилиндрической выборке 6 опорной трубы 3 установлены снизу вверх опорная тарелка 7 (см. фиг. 2 и 4), эластичная манжета 8, зажимная тарелка 9, которые закреплены к опорной трубе 3 жёстко. Эластичная манжета выполнена в виде самоуплотняющейся манжеты 8.
Самоуплотняющаяся манжета 8 и эластичные уплотнители 10 (см. фиг. 1, 3) трубных плашек превентора 5 могут быть выполнены 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.
Опорная труба 3 снабжена верхним 11 (см. фиг. 2 и 4) и нижним 12 рядами радиальных отверстий.
Опорная труба 3 между верхним 11 и нижним 12 рядами радиальных отверстий снабжена вертикальными сквозными пазами 13' и 13'' (см. фиг. 2 и 4), напротив которых на наружной поверхности опорной трубы установлена опорная шайба 14.
Шайба 14 снизу вверх подпружинена пружиной 15 относительно упора 16, выполненного в виде кольцевой выборки на наружной поверхности опорной трубы 3 выше нижнего ряда радиальных отверстий 12.
Шток 17 (см. фиг. 2 и 4) установлен в опорной трубе 3. Шток 17 и шайба 14 соединены между собой пальцем 18, размещенным в вертикальных сквозных пазах 13' и 13'' опорной трубы 3.
В транспортном положении шток 17 перекрывает верхний ряд радиальных отверстий 11 опорной трубы 3. Нижний ряд радиальных отверстий 12 опорной трубы 3 сообщается с внутренней полостью 19 опорной трубы 3 под штоком 17.
ц1
ц2
ц1
ц2
с
В рабочем положении шток 17 имеет возможность ограниченного вертикальными сквозными пазами 13' и 13'' опорной трубы 3 осевого перемещения вниз с герметичным перекрытием нижнего ряда радиальных отверстий 12 опорной трубы 3. На верхнем и нижнем концах опорной трубы 3 размещены пружинные центраторы 20' и 20'' (см. фиг. 2, 4, 5) каждый из которых оснащён тремя пружинами 21' и 21'', соответственно, расположенными под углом 120° (см. фиг. 5), что повышает эффективность центрирования устройства в обсадной трубе 2 наклонной скважины 1. Пружины 21' и 21'' изготовлены из пружинной листовой стали по ГОСТ 14959-2016 "Прокат из рессорно-пружинной углеродистой и легированной стали". Технические условия,  например, сечением 40·4 мм. Пружинам перед термообработкой придают вид пологой арки с заданной стрелой прогиба. После сборки пружинные центраторы 20' и 20''  за счет прогибов соответствующих пружин 21' и 21'' имеют соответствующие диаметры Dи D, которые в сжатом состоянии обеспечивают внутренний диаметр обсадной трубы 2  наклонной скважины 1 , т.е (D= D= D).
Сверху опорная труба 3 (см. фиг. 1-4) с помощью переходной муфты 22 (см. фиг. 1-4) соединена с герметизируемой трубой 23, наружным диаметром соответствующим типоразмерам эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5. Например, необходимо опрессовать, т.е. подготовить к работе эластичные уплотнители 10 трубных плашек  превентора 5 для работы, например, с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80, имеющей наружный диаметр 73 мм, тогда в качестве герметизируемой трубы 23 подбирают трубу НКТ с наружным диаметр 73 мм.
нц
Снизу в корпус 4 (см. фиг. 1и 3) превентора 5 установлен нижний центратор 24 (см. фиг. 1, 3). Нижний центратор 24 выполнен в виде кольца с внутренним диаметром - D.
вц
Снизу к нижнему фланцу 25 превентора 5 с помощью шпилек ( на фиг. 1-4 показано условно)  через герметизирующее кольцо 26 закреплено переходное кольцо 27. Переходное кольцо 27 крепится на опорном фланце 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 с помощью шпилек (на фиг. 1-4 показано условно) через герметизирующую прокладку 29. Сверху в корпус 4 превентора 5 установлен и закреплен верхний центратор 30 (см. фиг. 3, 6), выполненный в виде двух смыкающихся полуколец с наружной конусной поверхностью и с внутренним диаметром - D.
Нижний 24 и верхний 30 центраторы в стенде выполняют роль подшипников скольжения и выполнены, например из бабитового сплава марки Б85 по ГОСТ 1320-74. Баббитовый сплав обладает низким коэффициентом трения, пластичностью, хорошей прирабатываемостью и износостойкостью, поэтому выполнение нижнего 24 и верхнего 30 центраторов из баббитового сплава позволяет повысить надёжность работы стенда при опрессовке превентора.
ц
С целью повышения надёжности работы устройства диаметры - D пружинных центраторов 20' и 20'' подобраны в зависимости от диаметра обсадной трубы 2 наклонной скважины 1, а нижний 24 и верхний 30 центраторы подобраны в зависимости от диаметра герметизируемой трубы 23.
Сопрягаемые поверхности опорной трубы 3 и штока 17 оснащены уплотнительными элементами 32 и 33 (см. фиг. 2 и 4).
Герметизируемая труба 23 (см. фиг. 1-4), соединенная сверху с опорной трубой 3, гидравлически обвязана с насосом или парогенераторной установкой 34 (см. фиг. 3).
В качестве насоса 34 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).
В качестве передвижной парогенераторной установки используют любой известный парогенератор, предназначенный для закачки пара от 190 до 250 °С, например, мобильную парогенераторную установку марки МН-700 производства  ООО «Стимратор» (Российская Федерация,  г. Санкт-Петербург), обеспечивающий закачку водяного пара в наклонную скважину 1 под температурой 195°С.
Стенд работает следующим образом.
Рассмотрим работу стенда (см. фиг. 1-5) для наклонной скважины 1 при опрессовке эластичных уплотнителей 10 трубных плашек  превентора 4 под герметизируемую трубу 23 наружным диаметром d = 73 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром обсадной трубы 2, равным 245 мм с толщиной стенки 12 мм по ГОСТ 632-80.
ц
п
Перед спуском устройства в наклонную скважину 1 (см. фиг. 1-4) определяют диаметры D пружинных центраторов  20' и 20'', а также диаметры  D   нижнего 24 и верхнего 30 центраторов.
В зависимости от внутреннего диаметра обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 определяют наружный диаметр пружинных центраторов 20' и 20'', устанавливаемых соответственно на верхний и нижний конец опорной трубы 3.:
c
ц1
ц2
D= D = D,    (1)
c
где D – внутренний диаметр обсадной трубы 2 наклонной скважины 1, мм;
ц1
D – наружный диаметр пружинного центратора 20', мм;
ц2
D – наружный диаметр пружинного центратора 20'', мм.
Далее определяют внутренний диаметр нижнего центратора 24 превентора 5 по следующей зависимости, полученной опытным путём:
нц
м
D = 1,07·d ,    (2)
нц
где D – внутренний диаметр нижнего  центратора 24 превентора 5, мм;
м −
dнаружный диаметр переходной муфты 22 герметизируемой трубы 23, мм.
Далее определяют внутренний диаметр верхнего центратора 30 превентора 5 по следующей зависимости, полученной опытным путём:
вц
D = 1,05·d,     (3)
вц
где D – внутренний диаметр верхнего  центратора 30 превентора 5, мм;
d– наружный диаметр герметизируемой трубы 23, мм.
с
Так как для опрессовки превентора 5 в наклонной  скважине 1 в качестве обсадной трубы 2 применяют трубу диаметром  равным 245 мм с толщиной стенки 12 мм по ГОСТ 632-80, то внутренний диаметр D обсадной трубы 2 равен 245 мм - (2·12мм) = 221 мм.
м
м
Так как  эластичные уплотнители 10 трубных плашек  превентора 5 установлены  под герметизируемую трубу 23, в качестве которой применяют НКТ наружным диаметром 73 мм по ГОСТ 633-80. Тогда  согласно ГОСТ 633-80 наружный диаметр переходной муфты 22 герметизируемой трубы 23 диаметром 73  составляет: d= 88,9 мм. Примем d= 89 мм.
Подставляя числовые значения в формулы (1-3) определим диаметры центраторов 20' и 20'', а также 24 и 30:
1. Наружный диаметр пружинных центраторов в сжатом состоянии 20' и 20'':
c
ц1
ц2
D= D= D = 221 мм.
2. Внутренний диаметр нижнего центратора 24 превентора 5:
нц
D = 1,07·89 мм = 95,23 мм.
нц
Примем D = 95 мм.
3. Внутренний диаметр верхнего центратора 30 превентора 5:
вц
D = 1,05·73 мм= 76,65 мм.
вц
Примем D = 77 мм.
Далее стенд собирают на устье наклонной скважины 1 как показано на фиг. 1, 2, 3 с использованием изготовленных центраторов 20', 20'', 24, 30 с диаметрами, указанными выше. Сначала в корпус 4 превентора 5 (см. фиг. 1) устанавливают эластичные уплотнители 10 трубных плашек  под герметизируемую труб 23 с наружным диаметром 73 мм.
Затем снизу в корпус 4 превентора 5 устанавливают нижний центратор 24. Снизу к нижнему фланцу 25 превентора 5 через герметизирующее кольцо 26  с помощью шпилек ( на фиг. 1 и 4 показано условно) крепят переходное кольцо 27, при этом переходное кольцо 27 жестко фиксирует нижний центратор 24 в корпусе превентора 5.
Далее крепят переходное кольцо 27 с помощью шпилек  на опорном фланце 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 через герметизирующую прокладку 29.
Например, нижний фланец 25 превентора 5 имеет диаметр 380 мм, а опорный фланец 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 имеет диаметр 445 мм. Тогда применяют переходное кольцо 27 с соединением под диаметры 380 мм и 445 мм,  т.е. переходное кольцо 27 с одной стороны обеспечивает соединение к нижнему фланцу 25, а с другой стороны к опорному фланцу 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1.
Это расширяет функциональные возможности стенда при опрессовке превентора в полевых условиях, так как за счет применения переходного кольца 27 с необходимыми соединительными размерами возможно герметично соединить превентор 5 с любым диаметром нижнего фланца 25 с опорным фланцем 28 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 с любым диаметром.
Затем устанавливают, например с помощью резьбового соединения верхний и нижний пружинные центраторы 20' и 20'', соответственно, на  верхний и нижний концы опорной трубы 3 в сборе (см. фиг. 2).
Затем посредством переходной муфты 22 (см. фиг. 1 и 2) соединяют опорную трубу 3 в сборе как показано на фиг. 2 с герметизируемой трубой 23.
Далее через проходной канал корпуса 4 перевентора 5 спускают герметизируемую трубу 23, соединенную с опорной трубой 3, в обсадную трубу 2  в транспортном положении (см. фиг. 1) спускают в наклонную скважину 1.
В процессе спуска герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, жидкость, находящаяся в наклонной скважине 1, перетекает снизу вверх через внутреннюю полость 19 опорной трубы 3 под штоком 17 сквозь нижний ряд радиальных отверстий 12 опорной трубы 3  в межколонное пространство 35 (см. фиг. 2 и 4) между опорной трубой 3 и обсадной трубой 2 наклонной скважины 1 выше самоуплотняющейся манжеты 8.
Также в процессе спуска герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, в наклонную скважину 1 пружинные центраторы 20' и 20'', установленные на опорной трубе 3 сверху и  снизу, соответственно, центрируют самоуплотняющуюся манжету 8 относительно центральной оси наклонной скважины 1,  благодаря чему предотвращается как износ самоуплотняюшейся манжеты 8, так и происходит центрирование герметизируемой трубы 23 относительно корпуса 4 превентора 5. В процессе спуска герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, задвижка 36 (см. фиг. 3) бокового отвода 37 обсадной трубы 2  наклонной скважины 1 открыта. По достижению заданного интервала спуска самоуплотняющейся  манжеты 8 в обсадную колонну 2 наклонной скважины 1, например, равного 10 м.
Далее верхний центратор 30 (см. фиг. 3) через верхний конец герметизируемой трубы 23  устанавливают в корпус 4 превентора 5. После чего наворачивают на верхний конец герметизируемой трубы 23 переходную муфту и сажают на элеватор (на фиг. 1 и 4 показано условно), после чего герметизируемую трубу 23, соединенную сверху с опорной трубой 3, гидравлически обвязывают с насосным агрегатом или парогенераторной установкой 34.
Закрывают задвижку 36, установленную на боковом отводе 37 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1, и герметизируют устье скважины, т.е. вращением штурвалов 38 (см. фиг. 3) превентора 5 (см. фиг. 4) охватывают герметизируемую трубу 23 эластичными уплотнителями 10 плашками  превентора 4.
3
Через верхний конец герметизируемой колонны труб 23 насосным агрегатом (или передвижной парогенераторной установкой) 34 нагнетают технологическую жидкость например, пресную воду плотностью 1000 кг/м (или водяной пар, например перегретый до температуры 190-250 °С водяной пар) в герметизируемую 23 и опорную 3 трубы, создавая в них избыточное давление, под действием которого шток 17, герметично расположенный внутри опорной трубы совместно с шайбой 14, с которой он соединен с помощью пальца 18, установленного в вертикальные сквозные пазы 13' и 13'' опорной трубы 3, начинает перемещаться вниз, при этом шайба 14, воздействует своим нижним торцом на пружину 15, упертую снизу в упор 16 опорной трубы 3 и сжимает пружину 15.
Давление в  герметизируемой 23 и опорной 3 трубах продолжают поднимать, при этом шток 17 совместно с пальцем 18 и шайбой 14 продолжают двигаться вниз, при этом сначала герметично посредством уплотнительного элемента 32 перекрывается нижний ряд радиальных отверстий 12 опорной трубы 3 и герметично отсекая уплотнительным кольцом 32 внутреннюю полость 19 опорной трубы 3 ниже штока 17 от межколонного пространства 35.
Затем по мере перемещения штока 17 (см. фиг. 3 и 4) вниз открывается верхний ряд радиальных отверстий 11 опорной трубы 3,  при этом палец 18 упирается в нижний торец вертикальных сквозных пазов 13' и 13'' опорной трубы 3, при этом сжатие пружины 15 прекращается (рабочее положение), а уплотнительное кольцо 33  герметизирует полый шток 17 с сообщением с вертикальными сквозными пазами 13' и 13''опорной трубы 3. В результате через верхний  ряд радиальных отверстий 11 опорной трубы создается гидравлическая связь между внутренними пространствами с одной стороны герметизируемой трубой 23 и опорной трубой 3, а с другой стороны с межколонным пространством 35.
В результате межколонное пространство 35 полностью заполняется технологической жидкостью, при этом давление во внутреннем пространстве герметизируемой трубой 23 и опорной трубой 3 и межколонном пространстве 35 выравнивается. После чего закрывают задвижку 36, установленную на боковом отводе 37 обсадной  трубы 2 наклонной скважины 1.
Далее продолжают нагнетать рабочий агент (технологическую жидкость или водяной пар) в герметизируемую колонну 23 и поднимают давление до намеченного давления опрессовки (например 15,0 МПа), при этом создаваемое давление будет дожимать верхние края самоуплотняющейся манжеты 8  к внутренней стенке обсадной трубы 2 наклонной скважины 1.
Выдерживают давление опрессовки в течение заданного времени, например 30 мин, после чего с устья наклонной скважины 1 путем открытия задвижки 36, установленной на боковом отводе 37 обсадной трубы 2 наклонной скважины 1 сбрасывают давление в межколонном пространстве 35, а также герметизируемой 23 и опорной 3 трубах до атмосферного давления.
В результате чего под действием возвратной силы пружины 15, которая больше усилия, создаваемого столбом рабочего агента сверху в герметизируемой 23 и  опорной 3 трубах  на шток 17, поднимаются вверх: шайба 14, жестко соединенная со штоком 17 посредством пальца 18, расположенного в вертикальных сквозных пазах 13' и 13'' опорной трубы 3, возвращается в транспортное положение (см. фиг. 2), при этом верхние края самоуплотняющейся манжеты 8 выходят из контакта с обсадной трубой 2 наклонной скважины. Возвратная сила пружины 15 подбирается заранее исходя из расчетной высоты столба технологической жидкости.
После окончания опрессовки эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 под герметизируемую колонну 23 наружным диаметром 73 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы 245 мм производят работы по опрессовке других эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 (путем замены эластичных уплотнителей на устье наклонной скважины 1), но под ту же герметизируемую колонну НКТ наружным диаметром 73 мм, после чего устройство извлекают из наклонной скважины 1. При необходимости опрессовки эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 под герметизируемую колонну 23 другим наружным диаметром, например 89 мм в наклонной скважине 1 с наружным диаметром трубы, например 245 мм вышеописанные работы по опрессовке других эластичных уплотнителей 10 плашек превентора 5 повторяют, начиная с определения диаметров центраторов 20', 20'', 24, 30.
Повышается надёжность опрессовки превентора в наклонной скважине или стендовой скважине БПО, связанная с качественной центровкой герметизируемой трубы 23, соединенной с опорной трубой 3, относительно опрессовываемого превентора в наклонной скважине, путем использования трёх центраторов, подобранных опытным путем, что приводит к равномерному охвату эластичными плашками превентора герметизируемой трубы, и как следствие, герметичной опрессовке превентора.
Повышается эффективность опрессовки превентора, так как исключена потеря работоспособности устройства за счёт закусывания (заклинивания) нижней резиновой манжеты. Это связано с тем, что из конструкции стенда исключены: нижняя резиновая манжета и обратный конус опорной тарелки, герметизация в наклонной скважине производится только за счёт радиального расширения резиновой манжеты 8 к внутренним стенкам наклонной скважины 1. Предлагаемый стенд в сравнении с прототипом имеет простую конструкцию, что позволяет в 1,5-2 раза снизить стоимость изготовления стенда и сэкономить материальные и финансовые средства.
Самоуплотняющаяся манжета 8 и эластичные уплотнители 10 трубных плашек превентора 5 выполнены из термостойкой губки ВРП-1. Это обеспечивает герметичность при опрессовке превентора 5 в интервале температур от минус 65 до плюс 300 °С, т.е. позволяет с иммитировать работу превентора в рабочих условиях.
Стенд позволяет расширить технологические возможности опрессовки превентора 5 за счёт возможности подбора диаметра герметизируемой трубы 23, соединяемой к опорной трубе 2, под соответствующие эластичные уплотнители 10 трубных плашек превентора 5. Таким образом стенд позволяет поочередно опрессовать ряд эластичных уплотнителей 10 трубных плашек превентора 5 в зависимости от наружного диаметра герметизируемой трубы 23, например: 60, 73, 89 мм.
Предлагаемый стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине позволяет:
- упростить конструкцию и снизить себестоимость изготовления;
- повысить надёжность и эффективность в работе;
- расширить функциональные возможности;
- расширить технологических возможности опрессовки превентора;
- опрессовать эластичные уплотнители трубных плашек водяным паром под температурой 190-250°С.