ПАКЕР УСТЬЕВОЙ-УНИВЕРСАЛЬНЫЙ
UNIVERSAL WELLHEAD PACKER

Группа изобретений относится к технике и технологии опрессовки превентора на скважине и герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, на скважинах оборудованных погружными электрическими центробежными насосами (ЭЦН).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора на скважине и герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем ЭЦН, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.
Известен пакер устьевой, предназначенный для определения герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым оборудованием, состоящий из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины, разделенных шайбами со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет, и снабженный каналами подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю, а также распорной втулки для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами, верхний из которых снабжен каналами подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты, при этом хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик в кольцевой проточке корпуса (Патент RU №2152506 C1, 21.12.2008) «Роспатент-Реестры».
Известно устройство для определения герметичности противовыбросового оборудования на устье скважины, включающее опорную трубу со сквозным пазом, хвостовик, упорную и зажимную тарелки, резиновые манжеты, шайбу, шток, болт, толкатель, передающий зажимающее усилие болта зажимной тарелке. Пакер содержит гидравлический якорь и герметичный узел, состоящий из корпуса, переводника, установленных между ними, а также между штоком и корпусом уплотнительных колец. Корпус герметичного узла соединен через муфту с промежуточной трубой.
Опорная труба в нижней части имеет бурт, являющийся опорой для надетых на нее упорной тарелки, резиновых манжет, шайбы и зажимной тарелки (Патент RU №2477783 C1, 13.10.2011) «Роспатент-Реестры».
Известен способ опрессовки устьевой арматуры и устьевого оборудования, включающий спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, спуск пакера на опорной требе проводят со скоростью 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость под пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с (Патент RU №2366797 C1, 24.10.2008) «Роспатент-Реестры».
Известен способ опрессовки превентора на скважинах, оборудованных погружными электрическими центробежными насосами: после глушения скважины и демонтажа фонтанной арматуры превентор с плашками, имеющими диаметр проходного отверстия, соответствующий наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), устанавливается на крестовину фонтанной арматуры. Отсоединяют электрический кабель от клемной коробки и спускают его в скважину со скоростью 0,1 м/с, закрепляя на трубах, до расположения напротив плашек превентора гладкой части трубы без кабеля. Количество спускаемых труб зависит от длины электрического кабеля, находящегося на дневной поверхности. Монтаж и установка пакера ниже устьевой арматуры, монтаж шарового крана. Герметизация плашек превентора на дистанционном патрубке шарового крана. После чего в скважину, через затрубную задвижку в затрубное пространство, между пакером и превентором, подается жидкость и создается избыточное давление, равное рабочему давлению в эксплуатационной колонне, со скоростью поднятия давления 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности противовыбросового оборудования. Сбрасывают давление со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер и сливают жидкость над пакером в скважину. Поднимают пакер из скважины со скоростью не более 1 м/с и демонтируют.
Эти технологии и устройства имеют ограниченную область применения, в частности не предусматривают опрессовку превентора на скважине и герметизацию устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля. Возникают определенные риски, связанные с допуском, погружного электрического центробежного насоса в скважину и механического воздействия на внутренние стенки эксплуатационной колонны, металлическими плашками заякоривающего устройства.
Целью изобретения является создание способов и устройства, обеспечивающих:
- опрессовку превентора на устье скважины, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;
- надежную герметизацию устья скважины, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;
- герметичное разобщение надпакерного и подпакерного межтрубного пространства, удерживающего в запакерованном положении перепад давления, направленный как снизу вверх, так и сверху вниз, без передачи нагрузок на колонну насосно-компрессорных труб;
- исключение механического воздействия на внутренние стенки эксплуатационной колонны, металлическими плашками заякоривающего устройства, исключив при этом дополнительные риски при срыве (распакеровки) пакера;
- затрачивание минимум времени на проведение работ;
- снижение материальных затрат на проведение мероприятий;
- усовершенствование конструкции.
Сущность изобретения.
Превентор после монтажа на скважине должен быть спрессован на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Однако в настоящее время способов опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длинну кабеля находящегося на дневной поверхности и без рубки кабеля не существует. Также не существует способа герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля.
Существующие устройства и способы, которые применяются для опрессовки превентора, занимают много времени на проведение работ, включают дополнительные затраты на проведение мероприятий и несут определенные риски, в частности:
- требуется дополнительное наличие насосно-компрессорных труб, для допуска погружного электрического центробежного насоса на глубину, равную длине кабеля, находящегося на поверхности, что грозит прихватом спущенного в скважину оборудования, так как интервал работы ЭЦН и ЭЦН-забой содержит солеотложения, окалину, призабойную грязь и перфорационные отверстия;
- воздействие металлических плашек заякоривающего устройства, на внутренние стенки эксплуатационной колонны, несут определенные риски при срыве (распакеровки) пакера и занимают много времени на проведение работ;
- рубка кабеля несет дополнительные экономические потери.
Существующие способы и устройства не предусматривают герметизацию устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.
В предложенных способах, с пакером устьевым - универсальным, решается задача опрессовки превентора на устье скважины и герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля, в частности:
- после монтажа превентора на скважине, оборудованной погружным ЭЦН, без допуска в скважину и без рубки кабеля, осуществлять опрессовку противовыбросового оборудования;
- после срыва и демонтажа планшайбы, также как и после спуска оборудования (инструмента), во время демонтажа превентора, перед монтажем и посадкой планшайбы или во время ремонта наземного оборудования (планшайбы, кабельного ввода, фонтанной арматуры и т.д.), герметизировать устье скважины, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.
Конструкция пакера позволяет быстро проводить монтаж и демонтаж на скважине.
Цель изобретения достигается за счет следующих решений.
Вариант 1. Способ опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длинну кабеля, находящегося на поверхности и без рубки кабеля, включает монтаж превентора с трубными плашками, проходной диаметр которых соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине, содержащего полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, наружний диаметр которого соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки) и проходному отверстию трубных плашек превентора, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента, под корпусом, силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых после устанавки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая опорная и прижимная тарелки, радиальной и/или цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами, после установки пакера в присоединительную муфту насосно-компрессорной трубы, свободный конец кабеля вводится в полость, расположенную под центратором, которую образует продольный глухой канал ствола совместно с корпусом, протаскивают кабель под корпусом с выходом его через вырез, расположенный в опорной муфте корпуса, под прижимной муфтой с подъемным патрубком, накладывают на кабель герметизирующий элемент, устанавливают уплотнительный элемент в радиальный паз, выполненный в полости центратора, наворачивают прижимную муфту с подъемным патрубком в резьбовое соединение ствола, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, после этого зацепляют элеватор за подъемный патрубок, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера подвеску насосно-компрессорных труб, опускают пакер устьевой - универсальный со скоростью не более 1 м/с, сажают пакер за счет упора опорной тарелки в место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, образованное за счет перехода с большего диаметра крестовины фонтанной арматуры или колонной головки на меньший диаметр колонного патрубка, причем уплотнительный элемент герметизирует интервал от места сужения диаметра до нижней точки отверстий затрубных задвижек так, чтобы отверстия оставались открытыми для прохода жидкости, после этого герметизируются плашки превентора на корпусе пакера, через затрубную задвижку в полость крестовины фонтанной арматуры с превентором нагнетается жидкость для создания избыточного давления со скоростью подъема давления не более 0,3-0,5 МПа/с, проводится техническая выдержка не менее 30 минут, оценивается изменение давления, принимается заключение о герметичности или негерметичности противовыбросового оборудования и крестовины фонтанной арматуры, сбрасывается давление в полости превентора и крестовины фонтанной арматуры со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывается пакер и сливается жидкость в скважину, пакер поднимается со скоростью не более 1 м/с, освобождается кабель обратным протаскиванием и пакер демонтируется.
Пакер имеет беспосадочный вариант пакерования при опрессовке превентора, без применения прижимной и опорной тарелок, за счет установки радиального уплотнительного элемента с двумя воротничками, выполненного в форме ласточкина хвоста, со снятыми наружными фасками, для ввода и вывода пакера из скважины, имеющего свойства при оказании на него гидравлического давления, одновременно равномерно деформироваться к телу корпуса пакера и к стенкам эксплуатационной колонны, герметизируя при этом затрубное пространство.
Вариант 2. Способ герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину, на длину кабеля, находящегося на поверхности, и без рубки кабеля, включает монтаж пакера устьевого - универсального в присоединительную муфту колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине, содержащего полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, наружный диаметр которого соответствует наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки) и проходному отверстию трубных плашек превентора, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента, под корпусом, силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых, после устанавки корпуса на ствол, наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая прижимная и одна из, по меньшей мере, двух сменных опорных тарелок, радиальной и/или цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, причем, одна из опорных тарелок - глухая, а вторая - промывочная и имеет сквозные поперечные радиальные отверстия, сообщающиеся с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами, после установки пакера в присоединительную муфту насосно-компрессорной трубы, свободный конец кабеля вводят в полость, расположенную под центратором, которую образует продольный глухой канал ствола совместно с корпусом, протаскивают кабель под корпусом с выходом его через вырез, расположенный в опорной муфте корпуса, под прижимной муфтой с подъемным патрубком, накладывают на кабель герметизирующий элемент, устанавливают уплотнительный элемент в радиальный паз, выполненый в полости центратора, наворачивают прижимную муфту с подъемным патрубком в резьбовое соединение ствола, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, после этого зацепляют элеватор за подъемный патрубок, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера подвеску насосно-компрессорных труб, опускают пакер устьевой - универсальный со скоростью не более 1 м/с, сажают пакер, за счет упора опорной тарелки, в место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, образованное за счет перехода с большего диаметра крестовины фонтанной арматуры или колонной головки на меньший диаметр колонного патрубка, причем уплотнительный элемент герметизирует интервал от верхней точки отверстий затрубных задвижек до фланца крестовины фонтанной арматуры так, чтобы отверстия затрубных задвижек оставались открытыми для прохода жидкости, через сквозные радиальные отверстия, по продольным каналам, расположенным в полости опорной тарелки, в скважину в затрубное пространство, демонтаж превентора, установка фиксирующего фланца, выполненного в форме полумесяца, на фланец фонтанной арматуры или колонного фланца и крепление его шпильками.
Пакер устьевой - универсальный для осуществления способов по вариантам 1 и 2 включает полый радиальный ствол и установленный поверх него полый радиальный корпус, на поверхности ствола выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен с помощью герметизирующего элемента под корпусом, силовой кабель, ствол имеет резьбовые соединения по обоим концам, в верхнее из которых после установки корпуса на ствол наворачивается прижимная муфта с подъемным патрубком, на стволе над нижним резьбовым соединением размещен съемный центратор, причем под ним сохраняется открытая полость для ввода и/или протаскивания кабеля, с наружной части центратора выполнены продольные каналы и/или сквозные продольные радиальные отверстия для прохода жидкости, при этом в верхней части полости центратора выполнен радиальный паз с установленным в нем уплотнительным элементом, в который устанавливается нижняя торцевая часть корпуса и уплотняется при навороте прижимной муфты с подъемным патрубком на ствол, оказывая при этом прижимное усилие на корпус, далее - на уплотнительный элемент, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля, установленный поверх ствола съемный полый радиальный корпус содержит муфту с вырезом для прохода и/или протаскивания кабеля, расположенную под прижимной муфтой с подъемным патрубком, на корпусе размещены глухая прижимная и одна из, по меньшей мере, двух сменных опорных тарелок, радиальной и/или цилиндрической формы, имеющие с одной стороны торцевой части горизонтальную плоскость, а с другой стороны - форму конуса или бутылочного горла с внутренним проходным диаметром, соответствующим наружному диаметру корпуса, причем одна из опорных тарелок - глухая, а вторая - промывочная и имеет сквозные поперечные радиальные отверстия, сообщающиеся с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, опорные тарелки имеют возможность радиального вращения и осевого перемещения вверх относительно корпуса, а прижимная - ограничена движению вверх буртом, между прижимной и опорной тарелками размещены один или несколько радиальных уплотнительных элементов, разделенных шайбами.
Продольный глухой канал, и/или силовой кабель, или его жилы гуммирован или заполнен герметизирующим составом или компонентом.
Корпус и ствол пакера имеют поперечные и/или продольные бурты и/или резьбовую нарезку для установки контргаек, и/или поперечные и продольные пазы с резьбовыми расточками, в которые устанавливаются опорные шайбы со сквозными резьбовыми отверстиями, через которые жестко крепятся к корпусу и стволу пакера.
Для установки в нужный интервал прижимной и/или опорной тарелки на корпусе между буртом и прижимной тарелкой и/или между промывочной тарелкой и уплотнительным элементом устанавливаются съемные подгоночные кольца.
Пакер содержит радиальный уплотнительный элемент с двумя воротничками, выполненный в форме ласточкина хвоста, со снятыми наружными фасками, для ввода и вывода пакера из скважины, имеющего свойства при оказании на него гидравлического давления, одновременно равномерно деформироваться к телу корпуса пакера и к стенкам эксплуатационной колонны, герметизируя при этом затрубное пространство.
Технологическим решением является: создание способов опрессовки превентора на скважине и герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска ЭЦН в скважину и без рубки кабеля.
Техническим решением является: создание пакера устьевого - универсального и использование вместо плашек механического заякоривающего устройства, место сужения диаметра, расположенное в полости крестовины фонтанной арматуры, в которое садится опорная тарелка и пакеруется пакер. Это решение исключило применение металлических плашек заякоривающего устройства, исключив тем самым механическое воздействие на стенки эксплуатационной колонны, которое несет определенные риски при срыве пакера. Исключило определенные нагрузки на колонну насосно-компрессорных труб, связанные с манипуляциями, проводимыми при посадке и срыве пакера. Снабжение устройства съемным полым радиальным корпусом обеспечило надежную защиту силового кабеля, размещенного в продольном глухом канале на поверхности ствола пакера, по всей его длине и обеспечило герметичную установку плашек превентора на корпусе пакера. Применение сменных опорных тарелок позволило использовать пакер для различных операций, в частности снабжение его опорной тарелкой со сквозными радиальными отверстиями, сообщающимися с продольными каналами, расположенными в полости тарелки для прохода жидкости, устанавливаемая при герметизации устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, обеспечило контроль состояния скважины и проведение при необходимости ее глушения или промывки. Это решение исключило возможность возникновения неконтролируемого нефтегазоводопроявления во время отсутствия противовыбросового оборудования на устье скважины. Пакер также применим на скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами без кабеля. Возможность применения пакера в различных операциях делает его универсальным.
Технический, технологический результат и экономический эффект от применения пакера достигается за счет:
усовершенствования конструкции устройства;
снижения аварийности;
сокращения затрат на проведение мероприятий;
сокращения времени на проведение работ;
опрессовки превентора на скважине, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;
герметизации устья скважины, с контролируемым состоянием скважины, с возможностью ее промывки или глушения, во время отсутствия на скважине противовыбросового оборудования, при нахождении в скважине насосно-компрессорных труб с кабелем, погружного электрического центробежного насоса, без допуска в скважину и без рубки кабеля;
повышение техники безопасности и охраны труда, на пожароопасных объектах и охраны окружающей среды, при проведении работ.
Способы и устройство поясняются чертежами, на которых изображены:
На фигуре 1 - схема опрессовки превентора на скважине.
На фигуре 2 - схема герметизации устья скважины, с контролируемым состоянием скважины, ее промывки или глушения.
На фигуре 3 - схема сборки ствола пакера.
На фигуре 4 - схема сборки корпуса пакера для опрессовки превентора.
На фигуре 5 - схема сборки корпуса пакера для герметизации устья скважины.
На фигуре 6 - опорная тарелка со сквозными поперечными радиальными отверстиями, сообщающиеся с продольными радиальными каналами.
На фигуре 7 - схема установки уплотнительного элемента в центратор.
На фигуре 8 - схема загерметизированного устья скважины, во время отсутствия на ней противовыбросового оборудования, с контролируемым состоянием скважины, ее промывки или глушения.
На фигуре 9 - схема последовательности сборки пакера.
СБОРКА ПАКЕРА
Устанавливают на ствол 5 центратор 6, содержащий продольные наружные каналы 30 и фиксируют его буртами 35 и/или опорными шайбами 19, установленными  в пазы 37, которые жестко крепятся к стволу 5 штифтами 20. Устанавливают уплотнительный элемент 10 в радиальный паз 11 центратора 6. Устанавливают на корпус 13 (снизу вверх) прижимную тарелку 15, затем уплотнительный элемент 18, далее глухую опорную тарелку 16 или промывочную 17, имеющую сквозные радиальные отверстия 26, сообщающиеся с продольными каналами 27, расположенными в полости тарелки 17, и фиксируют их буртами 35 и/или опорными шайбами 19, которые жестко крепятся к корпусу штифтами 20. Насаживают корпус 13 на ствол 5 и устанавливают нижней торцевой частью в паз 11, с установленным в нем уплотнительным элементом 10, при этом верхнее резьбовое соединение ствола 33 остается открытым. Наворачивают в верхнее резьбовое соединение 33 ствола 5 прижимную муфту 21 с подъемным патрубком 22 до упора, без усилия.
РАБОТА УСТРОЙСТВА
По варианту 1 (Фиг.1). После глушения скважины и демонтажа фонтанной арматуры превентор 1 с плашками 2, имеющими диаметр проходного отверстия, соответствующий наружному диаметру дистанционного патрубка шарового крана (запорной компановки), устанавливается на крестовину фонтанной арматуры 3 и крепится шпильками 4. Наворачивают пакер резьбовым соединением 31 ствола 5 в присоединительную муфту 7 насосно-компрессорной трубы 8, находящейся в скважине. Вводят свободный конец кабеля 12, отсоединенный от клеммной коробки, в открытую полость, расположенную под центратором 6, которую образует продольный глухой канал 9, выполненный на стволе 5, совместно с корпусом 13. Выводят кабель 12 через вырез 32, расположенный в опорной муфте 14, размещенной на корпусе 13, и протаскивают. Накладывают на электрический кабель 12 герметизирующий элемент, и/или состав, и/или компонент и/или гуммируют (не показано). Затягивают с усилием прижимную муфту 21 с подъемным патрубком 22, оказывая при этом прижимное усилие на корпус 13, далее на уплотнительный элемент 10, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля. Зацепляют элеватор (не показан) за подъемный патрубок 22, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера 23 подвеску насосно-компрессорных труб 8. Опускают пакер со скоростью не более 0,1 м/с до посадки опорной тарелки 16 в место сужения диаметра 36, расположенное внутри полости крестовины фонтанной арматуры 3. Опорная тарелка 16 остается на месте, а ствол пакера 5 под действием силы тяжести перемещается вниз, одновременно прижимая опорную муфту 14, толкая корпус 13 вниз. Прижимная тарелка 15 вместе с корпусом 13 продолжает движение вниз, тем самым сжимая уплотнительный элемент 18, деформируя его в радиальном направлении, прижимая к телу корпуса и к стенкам крестовины фонтанной арматуры 3. Герметизируется межтрубное пространство 29 в интервале - от места сужения диаметра 36 до нижней точки отверстий 25 затрубных задвижек 24. После этого герметизируются плашки 2 превентора 1 на корпусе пакера 13. Через затрубную задвижку 24 в полость крестовины фонтанной арматуры 3 с превентором 1 подается жидкость для создания давления со скоростью подъема давления не более 0,3-0,5 МПа/с. Проводится техническая выдержка не менее 30 минут, оценивается изменение давления, принимается заключение о герметичности или не герметичности противовыбросового оборудования 1 и крестовины фонтанной арматуры 3. Сбрасывается давление в полости превентора 1 и крестовины фонтанной арматуры 3 со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывается пакер и сливается жидкость в скважину, пакер поднимается со скоростью не более 1 м/с, освобождается кабель обратным протаскиванием и пакер демонтируется.
По варианту 2 (Фиг.2-8). После окончания спуска в скважину погружного электрического центробежного насоса (не показан) с силовым кабелем 12 на колонне насосно-компрессорных труб 8, наворачивают пакер резьбовым соединением 31 ствола 5 в присоединительную муфту 7 насосно-компрессорной трубы 8, находящейся в скважине. Вводят свободный конец кабеля 12, отсоединенный от клеммной коробки, в открытую полость, расположенную под центратором 6, которую образует продольный глухой канал 9, выполненный на стволе 5, совместно с корпусом 13. Выводят кабель 12 через вырез 32, расположенный в опорной муфте корпуса 13, и протаскивают. Накладывают на электрический кабель 12 герметизирующий элемент, и/или состав, и/или компонент и/или гуммируют (не показано). Затягивают с усилием прижимную муфту 21 с подъемным патрубком 22, оказывая при этом прижимное усилие на корпус 13, далее на уплотнительный элемент 10, а тот, в свою очередь, - на герметизирующий элемент кабеля. Зацепляют элеватор (не показан) за подъемный патрубок 22, поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера 23 подвеску насосно-компрессорных труб 8. Наворачивают шаровый кран (не показан), зацепляют элеватор (не показан) за подъемный патрубок шарового крана (не показан), поднимают пакер, освобождая с клиньев спайдера 23 подвеску насосно-компрессорных труб 8. Спускают пакер со скоростью не более 0,1 м/с до посадки опорной тарелки 17 в место сужения диаметра 36, расположенное внутри полости крестовины фонтанной арматуры 3. Опорная тарелка 17 остается на месте, а ствол пакера 5 под действием силы тяжести перемещается вниз, одновременно прижимая опорную муфту 14 и толкая корпус 13 вниз. Прижимная тарелка 15 вместе с корпусом 13 продолжает движение вниз, тем самым сжимая уплотнительный элемент 18, деформируя его в радиальном направлении, прижимая к телу корпуса и к стенкам крестовины фонтанной арматуры 3. Герметизируется межтрубное пространство 29 и устье скважины в интервале - от места сужения диаметра 36 до фланца 28 крестовины фонтанной арматуры 3. Освобождается элеватор, после чего демонтируется превентор.