Превентор с катушкой и способ его установки на опорном фланце устьевой арматуры Российский патент 2023 года по МПК E21B33/06 

Изобретение относится к устройствам и способам, предназначенным для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с помощью превентора, устанавливаемого на устье скважины, в частности для проведения спуско-подъёмных операций (СПО) в скважинах, оснащённых двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием (одновременно раздельная добыча, одновременно раздельная закачка) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), охраны недр и окружающей среды.

Известен превентор плашечный (патент RU №2632721, опубл. 09.10.2017), содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры. Превентор содержит 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. Нижние глухие плашки, размещенные в плашечном блоке, непосредственно перекрывают вертикальный осевой канал корпуса, причем их корпуса являются корпусами плашечных блоков, корпуса верхних трубных плашек в поперечном сечении имеют прямоугольную форму и размещены в прямоугольных выемках корпусов нижних плашек с возможностью перемещения, при этом эластичные уплотнители размещены в фигурных пазах, выполненных в корпусах плашек, а продольные оси приводных штоков плашек разнесены относительно друг друга в вертикальной диаметральной плоскости и взаимодействуют с двумя резьбовыми отверстиями крышки.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, невозможность последовательного выполнения спуско-подъёмных операций двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры под колонну труб другого диаметра;

- во-вторых, трудоёмкость работ, связанная с разборкой и сборкой устьевой арматуры;

- в-третьих, высокие затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера.

Известен способ установки плашечного превентора на опорном фланце устьевой арматуры (патент RU № 2632721, опубл. 09.10.2017), включающий герметичное крепление превентора нижним фланцем на опорном фланце устьевой арматуры, при проведении спускоподъемных операций оборудование на колонне труб перемещают через вертикальный осевой канал корпуса превентора. Для закрытия превентора, т.е. герметизации спущенной в скважину колонны труб вращением штурвалов по направлению часовой стрелки смыкают трубные плашки до полного охвата снаружи колонны труб, а для открытия превентора после сброса давления необходимо отвести трубные плашки вращением штурвалов против направления часовой стрелки в исходное положение до полного открытия вертикального осевого канала корпуса превентора.

Недостатки способа:

- во-первых, сложность установки (монтажа-демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного выполнения СПО двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием, связанных с разборкой устьевой арматуры. Это обусловлено тем, что при проведении СПО первого или второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо: демонтировать превентор после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием, разобрать устьевую арматуру, заменить сменное кольцо, смонтировать превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием;

- во-вторых, длительность разборки устьевой арматуры, а также демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, связанные с необходимостью замены сменного кольца на устьевой арматуре скважины;

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что после СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо сначала демонтировать превентор с опорного фланца устьевой арматуры, а потом вновь смонтировать превентор на другой фланец, предварительно закрепив его на устье, чтобы произвести СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием. Поэтому в этот период времени в течение 10-15 минут устье скважины остаётся открытым, что может привести к возникновению НГВП и созданию критической ситуации на скважине.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является превентор со сменным кольцом, содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек (патент RU № 2724695, МПК Е21В 33/06, опубл. 25.06.2020). Нижний фланец превентора выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим минимальным размерам опорного фланца устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор, причем сменное кольцо установлено под нижним фланцем с возможностью герметичного крепления болтовым соединением, нижний фланец превентора оснащен металлическим кольцом, а присоединительный размер нижнего фланца соответствует межцентровому диаметру болтового соединения, выполненному в сменном кольце, на корпусе превентора жестко закреплены грузоподъёмные проушины со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины, причём сменное кольцо выполнено с кольцевыми канавками с возможностью установки герметизирующих металлических колец.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, невозможность последовательного выполнения спуско-подъёмных операций двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры под колонну труб другого диаметра;

- во-вторых, трудоёмкость работ, связанная с разборкой и сборкой устьевой арматуры;

- в-третьих, высокие затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера и низкая безопасность при выполнении СПО.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ установки превентора со сменным кольцом на опорном фланце устьевой арматуры, включающим сбор оборудования и крепление превентора с помощью шпилек и гаек (патент RU № 2724695, МПК Е21В 33/06, опубл. 25.06.2020). Предварительно на корпусе превентора устанавливают грузоподъёмные проушины под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением относительно друг от друга в вертикальной плоскости, выбирают превентор с минимальными присоединительным и герметизирующим размерами нижнего фланца, соответствующими опорному фланцу устьевой арматуры, нижний фланец превентора герметично соединяют со сменным кольцом большего типоразмера, чем нижний фланец, но соответствующего размерам опорного фланца устьевой арматуры, затем превентор со сменным кольцом поднимают за грузоподъёмные проушины с углом наклона, соответствующим углу наклона опорного фланца скважины с наклонным устьем и герметично крепят на опорном фланце устьевой арматуры, при этом сменное кольцо выполняют размерами присоединительным и герметизирующим, равными типоразмерам опорных фланцев устьевых арматур, причём при необходимости крепления превентора к опорному фланцу устьевой арматуры другого типоразмера производят замену, установленного сменного кольца на другое сменное кольцо, соответствующее тому опорному фланцу устьевой арматуры, на который будет крепиться превентор.

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность установки (монтажа-демонтажа) превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного СПО двух колонн труб различных диаметров, например две колонны насосно-компрессорных труб наружным диаметром 60 и 48 мм, с внутрискважинным оборудованием, связанных с разборкой устьевой арматуры. Это обусловлено тем, что при проведении СПО первого или второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо: демонтировать превентор после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием, разобрать устьевую арматуру, заменить сменное кольцо, смонтировать превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием;

- во-вторых, длительность и трудоемкость разборки устьевой арматуры, а также демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины в процессе последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, связанные с необходимостью замены сменного кольца на устьевой арматуре скважины;

- в-третьих, низкая безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что после СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо сначала демонтировать превентор с опорного фланца устьевой арматуры, а потом вновь смонтировать превентор на другой фланец, предварительно закрепив его на устье, чтобы произвести СПО первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием. Поэтому в этот период времени в течение 10-15 минут устье скважины остаётся открытым, что может привести к возникновению НГВП и созданию критической ситуации на скважине.

Техническими задачами превентора с катушкой и способа его установки на опорном фланце устьевой арматуры являются упрощение и обеспечение последовательного выполнения СПО двух колонн труб различного диаметра с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры, снижение трудоёмкости и длительности работ, связанных с разборкой и сборкой устьевой арматуры и монтажа-демонтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины, исключение затрат на изготовление сменных колец различного типоразмера и повышение безопасности проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием.

Технические задачи решаются превентором с катушкой, содержащим превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек.

Новым является то, что опорный фланец устьевой арматуры оснащён трубодержателем, при этом превентор снизу оснащён катушкой, состоящей из нижнего и верхнего фланцев, соединённых между собой направляющим патрубком с помощью резьбовых соединений, выполненных на обоих концах направляющего патрубка, причём верхний и нижний фланцы катушки выполнены с эксцентриситетом – е между центральными осями верхнего и нижнего фланцев катушки, при этом внутренний диаметр – d направляющего патрубка на 20 мм превышает максимальный наружный диаметр спускаемой в скважину колонны труб или внутрискважинного оборудования, а высота направляющего патрубка обеспечивает расстояние – s между нижним и верхним фланцем катушки большим длин шпилек, причём верхний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим нижнему фланцу превентора, при этом нижний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим опорному фланцу устьевой арматуры.

Технические задачи решаются способом установки превентора с катушкой на опорном фланце устьевой арматуры, включающим сбор оборудования и крепление превентора с помощью шпилек и гаек.

Новым является то, что в опорный фланец устьевой арматуры устанавливают трубодержатель, при этом между нижним фланцем превентора и опорным фланцем устьевой арматуры герметично с помощью шпилек и гаек крепят катушку, оснащённую эксцентрично направляющим патрубком, причём верхний фланец катушки крепят с помощью шпилек и гаек к нижнему фланцу превентора, а нижний фланец катушки с помощью шпилек и гаек крепят к опорному фланцу устьевой арматуры, затем через превентор и катушку производят спуско-подъёмные операции в скважине первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием, по окончании проведения спуско-подъёмных операций с первым рядом колонны труб отворачивают крепление нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры и поворачивают катушку совместно с превентором на опорном фланце на 180° и крепят с помощью шпилек и гаек нижний фланец катушки на опорном фланце, затем производят спуско-подъёмные операции в скважине первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием.

На фиг. 1 изображен превентор при спуске первого ряда колонны труб.

На фиг. 2 изображен превентор при спуске второго ряда колонны труб.

Изобретение предназначено для проведения спуско-подъёмных операций в скважинах, оснащённых двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием (одновременно раздельная добыча, одновременно раздельная закачка) с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды. Например, для проведения спуско-подъёмных операций в скважинах, оснащённых двухрядной колонной труб с внутрискважинным оборудованием, с целью одновременно раздельной добычи.

Например, по первой колонне труб с наружным диаметром 60 мм по ГОСТ 633-80 закачивают воду.

Например, на второй колонне труб с наружным диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80 спускают глубинный штанговый насос марки ШГН для отбора жидкости.

При проведении СПО с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды используют превентор с катушкой.

Превентор 1 (фиг. 1, 2) содержит литой нижний фланец 2 с отверстиями 3. Опорный фланец 4 устьевой арматуры оснащён трубодержателем 5.

Превентор 1 снизу оснащён катушкой 6, состоящей из нижнего 7 и верхнего 8 фланцев, соединённых между собой направляющим патрубком с помощью резьбовых соединений выполненных на обоих концах направляющего патрубка, причём нижний фланец катушки выполнен с эксцентриситетом – е между центральными осями верхнего и нижнего фланцев катушки, при этом внутренний диаметр – d направляющего патрубка на 20 мм превышает максимальный наружный диаметр спускаемой в скважину колонны труб или внутрискважинного оборудования, а высота направляющего патрубка обеспечивает расстояние – s между нижним и верхним фланцем катушки большим длин шпилек, причём верхний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим нижнему фланцу превентора, при этом нижний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим опорному фланцу 4 устьевой арматуры. Крепление нижнего фланца превентора 2 и верхнего фланца 8 катушки 6, а также крепление нижнего фланца катушки 7 с опорным фланцем устьевой арматуры 4 обеспечивается с помощью шпилечного соединения 9 и 10 соответственно (фиг. 1). Герметичность фланцевого соединения обеспечивает металлическое кольцо 11 (фиг. 1, 2).

Превентор с катушкой работает следующим образом.

В опорный фланец 4 устьевой арматуры устанавливают трубодержатель 5. Далее герметизирующее металлическое кольцо 11 устанавливают в соответствующую кольцевую канавку (показано на фиг. 1) опорного фланца 4 устьевой арматуры.

Далее устанавливают катушку 6, для этого совмещают отверстие в направляющем патрубке катушки 6 и отверстие для первой колонны труб в трубодержателе 5. Далее шпилечным соединением 10 катушка 6 крепиться нижним фланцем 7 к опорному фланцу 4 устьевой арматуры. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 11.

Далее превентор 1 посредством подъёмного агрегата поднимают и центрируют относительно верхнего фланца 8 катушки 6. Герметизирующее металлическое кольцо 11

устанавливают в соответствующую кольцевую канавку (на фиг. 1 показано) верхнего фланца 8 катушки 6.

Далее превентор 1 посредством подъёмного агрегата опускают вниз до посадки нижнего фланца 2 на верхний фланец 8 катушки 6. Далее шпилечным соединением 9 превентор 1 крепиться к катушке 6. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 11.

После установки превентора 1 осуществляют спуско-подъёмные операции с первым рядом колонны труб 12 (фиг. 1, 2). После спуска первого ряда колонны труб 12, колонну крепят в трубодержателе 5.

Для спуска-подъёма второй колонны труб 13 (фиг. 2) демонтируют шпилечное соединение 10 нижнего фланца 7 катушки 6 и опорного фланца 4 устьевой арматуры.

Далее превентор 1 с помощью троса грузоподъёмного механизма приподнимают вместе с катушкой 6 над опорным фланцем 4 устьевой арматуры и поворачивают на 180 градусов, совместив отверстие в направляющем патрубке катушки 6 с отверстием для второй колонны труб в трубодержателе 5.

Далее превентор 1 вместе с катушкой 6, посредством подъёмного агрегата, опускают вниз до посадки нижнего фланца 7 катушки 6 на опорный фланец 4 устьевой арматуры и крепят шпилечным соединением 10. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 11.

Далее продолжают работы с превентором 1 на устье скважины. После спуска второго ряда колонны труб её крепят в трубодержателе 5.

После окончания работ демонтируют превентор в обратной последовательности.

Предлагаемая конструкция превентора с катушкой позволяет выполнить последовательные СПО двумя колоннами труб различных диаметров с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора.

Исключение работ по разборке устьевой арматуры и демонтажу-монтажу превентора снижает трудоёмкость работ, а значит позволяет сэкономить финансовые затраты на ремонт скважины.

Исключение сменных колец различного типоразмера из конструкции устройства позволяет снизить затраты на их изготовление.

Способ установки превентора 1 с катушкой 6 на опорном фланце 4 устьевой арматуры включает установку трубодержателя 5 в опорный фланец 4 устьевой арматуры. Между нижним фланцем 2 превентора и опорным фланцем 4 устьевой арматуры герметично с помощью шпилечного соединения 9 и 10 крепят катушку 6, оснащённую эксцентрично направляющим патрубком, причём верхний фланец 8 катушки 6 крепят с помощью шпилечного соединения 9 к нижнему фланцу 2 превентора 1, а нижний фланец 7 катушки 6 с помощью шпилечного соединения 10 крепят к опорному фланцу 4 устьевой арматуры, затем через превентор 1 и катушку 6 производят спуско-подъёмные операции в скважине первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием, по окончании проведения спуско-подъёмных операций с первым рядом колонны труб отворачивают крепление нижнего фланца 7 катушки 6 с опорным фланцем 4 устьевой арматуры и поворачивают катушку 6 совместно с превентором1 на опорном фланце 4 на 180° и крепят с помощью шпилечного соединения 10 нижний фланец 7 катушки 6 на опорном фланце 4, затем производят спуско-подъёмные операции в скважине второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием.

Согласно способу установки превентора с катушкой на опорном фланце устьевой арматуры упрощается процессе последовательного СПО двух колонн труб различных диаметров, так как после проведения СПО с первым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием необходимо повернуть катушку на опорном фланце устьевой арматуры скважины со смонтированным на нём превентором на угол 180° и продолжить работы связанные с СПО со вторым рядом колонны труб с внутрискважинным оборудованием.

Сокращается продолжительность процесса последовательного спуска двух колонн с внутрискважинным оборудованием, так как исключаются технологические операции по разборке устьевой арматуры, монтажу-демонтажу превентор на опорном фланце устьевой арматуры для спуска второго ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием.

Повышается безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием. Это обусловлено тем, что из-за исключения технологических операций по разборке устьевой арматуры, монтажу-демонтажу превентора в случае возникновения НГВП всегда можно закрыть устье скважины превентором, находящимся на опорном фланце устьевой арматуры.

Превентор с катушкой и способ установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры позволяют:

- упростить и обеспечить последовательное выполнение СПО двух колонн труб различного диаметра с внутрискважинным оборудованием без разборки устьевой арматуры и демонтажа-монтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры;

- снизить трудоёмкость и длительность работ, связанных с разборкой и сборкой устьевой арматуры и монтажа-демонтажа превентора на опорном фланце устьевой арматуры скважины;

- исключить затраты на изготовление сменных колец различного типоразмера и повысить безопасность проведения работ обслуживающим персоналом на устье скважины в процессе последовательного спуска двух колонн труб с внутрискважинным оборудованием.

Изобретение относится к средствам для герметизации устья нефтегазовых скважин. Превентор с катушкой содержит превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек. Опорный фланец устьевой арматуры оснащён трубодержателем. Превентор снизу оснащён катушкой, состоящей из нижнего и верхнего фланцев, соединённых между собой направляющим патрубком с помощью резьбовых соединений. Фланцы катушки выполнены с эксцентриситетом между центральными осями верхнего и нижнего фланцев. Внутренний диаметр направляющего патрубка на 20 мм превышает максимальный наружный диаметр спускаемой в скважину колонны труб или внутрискважинного оборудования. Высота направляющего патрубка обеспечивает расстояние между нижним и верхним фланцем катушки большим длин шпилек. Верхний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим нижнему фланцу превентора. Нижний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим опорному фланцу устьевой арматуры. Для осуществления способа установки превентора собирают оборудование и превентор с помощью шпилек и гаек. В опорный фланец устьевой арматуры устанавливают трубодержатель. Между нижним фланцем превентора и опорным фланцем устьевой арматуры герметично крепят катушку, оснащённую эксцентрично направляющим патрубком. По окончании проведения спуско-подъёмных операций с первым рядом колонны труб отворачивают крепление нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры и поворачивают катушку совместно с превентором на опорном фланце на 180° и крепят с помощью шпилек и гаек нижний фланец катушки на опорном фланце. Достигается технический результат - сокращение продолжительности последовательного спуска двух колонн труб за счет исключения разборки устьевой арматуры и демонтажа превентора. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

1. Превентор с катушкой, содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек, отличающийся тем, что опорный фланец устьевой арматуры оснащён трубодержателем, при этом превентор снизу оснащён катушкой, состоящей из нижнего и верхнего фланцев, соединённых между собой направляющим патрубком с помощью резьбовых соединений, выполненных на обоих концах направляющего патрубка, причём верхний и нижний фланцы катушки выполнены с эксцентриситетом – е между центральными осями верхнего и нижнего фланцев катушки, при этом внутренний диаметр – d направляющего патрубка на 20 мм превышает максимальный наружный диаметр спускаемой в скважину колонны труб или внутрискважинного оборудования, а высота направляющего патрубка обеспечивает расстояние – s между нижним и верхним фланцем катушки большим длин шпилек, причём верхний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим нижнему фланцу превентора, при этом нижний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим опорному фланцу устьевой арматуры.

2. Способ установки превентора с катушкой на опорном фланце устьевой арматуры, включающий сбор оборудования и крепление превентора с помощью шпилек и гаек, отличающийся тем, что в опорный фланец устьевой арматуры устанавливают трубодержатель, при этом между нижним фланцем превентора и опорным фланцем устьевой арматуры герметично с помощью шпилек и гаек крепят катушку, оснащённую эксцентрично направляющим патрубком, причём верхний фланец катушки крепят с помощью шпилек и гаек к нижнему фланцу превентора, а нижний фланец катушки с помощью шпилек и гаек крепят к опорному фланцу устьевой арматуры, затем через превентор и катушку производят спуско-подъёмные операции в скважине первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием, по окончании проведения спуско-подъёмных операций с первым рядом колонны труб отворачивают крепление нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры и поворачивают катушку совместно с превентором на опорном фланце на 180° и крепят с помощью шпилек и гаек нижний фланец катушки на опорном фланце, затем производят спуско-подъёмные операции в скважине первого ряда колонны труб с внутрискважинным оборудованием.