Скважинное оборудование для эксплуатации в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

3.1. Техника и технология канатных работ в газовой скважине
 Конструкция современного оборудования, применяемого при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, предусматривает выполнение комплекса работ внутри скважины специальной канатной техникой 6. К таким операциям относятся установка и извлечение клапанов (отсекателей, циркуляционных, инги-биторных), глухих пробок, забойных штуцеров, заглушек, глубинных приборов для исследования скважин, открытие и закрытие циркуляционного клапана, очистка НКТ от парафина, очистка песчаных пробок, расправление смятых участков колонны труб, ловильные работы. Все перечисленные операции прово-дятся непосредственно в скважине без подъема НКТ, без глушения и последую-щего освоения скважины.
 Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инструмента, обору-дования устья (лубрикатора) и гидроприводной лебедки.

3.2. Установка и извлечение ингибиторного клапана
 Установку и извлечение ингибиторного клапана в карман эксцентричной скважинной камеры производят с помощью инструмента канатной техники – от-клонителя 11. Но прежде, чем закрепить внутри отклонителя клапан (или любое другое оборудование, приспособленное для установки в карман), необходимо навернуть на клапан специальный патрон (рис.3.1).
 Последовательность действий при установке ингибиторного клапана (рис.3.2):
1) Вставляем ингибиторный клапан навернутым патроном в отклонитель. С по-мощью резьбы соединяем отклонитель с замком для проволоки, устанавливаем собранную конструкцию в лубрикаторе;
2) Спускаем конструкцию внутри НКТ до тех пор, пока она не дойдет до глу-бины размещения кармана, которую мы определим из документации к скважине;
3) Медленно поднимаем конструкцию, пока она не остановится, что означает, что штифт отклонителя зацепился за специальный выступ в верхней части карма-на;
4) С определенным усилием, которое узнаем по показаниям индикатора веса на лубрикаторе, потянем конструкцию вверх, рычаг отклонит клапан в сторону кармана;
5) Медленно опускаем инструмент. Некоторое снижение веса ни индикаторе означает, что клапан зашел в карман. Если индикатор веса на лубрикаторе не ме-няет показаний, значит, клапан не попал в установочный карман, и необходимо повторить операции пунктов 3, 4 и 5;
6)  Резко отпускаем проволоку для установки клапана в кармане и его фикса-ции;
7) Подъем отклонителя отсоединит ясс его от патрона клапана. Отсоединение фиксируют по показаниям индикатора веса.
8) Инструмент теперь может быть поднят. При подъеме штифт отклонителя снова зацепится за специальный выступ в верхней части кармана. Продолжаю-щийся подъем снимет штифт с фиксатора, и инструмент выйдет из кармана.
Последовательность действий при извлечении ингибиторного клапана (рис.3.3):
1) Соединяем отклонитель с замком для проволоки, устанавливаем собранную конструкцию в лубрикаторе;
2) Спускаем конструкцию внутри НКТ до тех пор, пока она не дойдет до глу-бины размещения кармана, которую мы определим из документации к скважине;
3) Медленно поднимаем конструкцию пока она не остановится, что означает, что штифт отклонителя зацепился за специальный выступ в верхней части карма-на;
4) С определенным усилием, которое узнаем по показаниям индикатора веса на лубрикаторе, потянем конструкцию вверх, рычаг отклонится в сторону кармана;
5) Медленно опускаем инструмент. Некоторое снижение веса ни индикаторе означает, что рычаг с яссом зашел в карман. Если индикатор веса на лубрикато-ре не меняет показаний, значит, рычаг не попал в установочный карман, и необ-ходимо повторить операции пунктов 3, 4 и 5;
6) Опускаем инструмент для соединения ясса с головкой патрона;
7) Поднимаем инструмент. Этим мы вытаскиваем клапан из посадочного места в кармане. Если клапан застрял в посадочном месте, движением вниз можно отсо-единить инструмент от него и поднять наверх.

3.3. Монтаж фонтанной арматуры
 Прежде чем направить ФА для монтажа, ее подвергают в газопромысловых мастерских осмотру, проверке и гидравлическому испытанию на пробное давле-ние 17, с.344. При предварительной проверке ФА особое внимание следует об-ращать на тщательную установку уплотнительных прокладок и надежное креп-ление фланцевых соединений. При монтаже фонтанной арматуры на скважине следует иметь в виду возможность газовых проявлений, исключающих, из-за опасности взрыва, применение самоходных грузоподъемных устройств. Однако вследствие большой массы и громоздкости ФА необходимо пользоваться раз-личными устройствами, облегчающими и ускоряющими монтаж. Например, бу-ровая талевая система может быть использована для подтаскивания, монтажа и демонтажа ФА.
 При креплении фланцевых соединений во избежание перекоса и для увели-чения надежности уплотнения, диаметрально расположенные болты следует затя-гивать попеременно за три или четыре приема.
3.3.1. Подготовка арматуры к монтажу
Перед установкой ФА необходимо 18:
- проверить правильность сборки всех фланцевых соединений, обращая внимание на равномерность затяжки шпилек и параллельность привалочных поверхностей парных фланцев;
- тщательно протереть уплотнительные канавки привалочных фланцев елки и трубной головки и прокладки; убедиться в отсутствии повреждений; нанести на канавки и прокладки смазку (солидол);
- установить заглушки на нижний фланец крестовика трубной головки и фланцы дросселей;
- спрессовать соединения и уплотнения водой при давлении, равном рабочему, на прочность и герметичность. При этом все задвижки должны находиться в полу-открытом положении;
- спрессовать воздухопроводы и пневмопривод воздухом или инертным газом с номинальным давлением 1 МПа. Давление контролировать по манометру;
- проверить правильность показаний шкалы регулируемого дросселя, для чего путем вращения маховика привести наконечник в соприкосновение с насадкой. При этом стрелка должна показывать на нулевую отметку;
- проверить и при необходимости изменить пределы срабатывания пилотов.
3.3.2. Монтаж арматуры
Перед перфорированием ЭК устье скважины оборудуется крестовиной трубной головки с манифольдом. На верхний фланец крестовины устанавливает-ся прострелочная задвижка или превентор. К струне затрубного пространства подводится нагнетательная линия, на которой должны быть установлены мано-метр и обратный клапан. Нагнетательная линия подвергается гидравлическому испытанию на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое на устье скважины, а прострелочная задвижка с крестовиной - на давление, допуска-емое для колонны данной скважины.
После перфорирования демонтируется прострелочная задвижка, а затем, при наличии на устье превентора, спускается колонна НКТ со скважинным обо-рудованием.
На муфтовую подвеску или переводную катушку навинчивают последнюю трубу скважинного трубопровода. На крестовину (тройник) трубной головки устанавливается фонтанная елка. При этом все задвижки должны быть открыты.
Металлические прокладки и уплотнительные канавки фланцев тщательно очищаются от загрязнений, продуктов коррозии и механических повреждений. Особое внимание следует обратить на тщательную сборку фланцевых соедине-ний, правильное расположение прокладок, равномерную затяжку шпилек с со-блюдением одинакового зазора между фланцами.
Соединение арматуры с манифольдом и далее манифольда с отводящими линиями осуществляется приваркой к ответным фланцам соответствующих па-трубков. Фланец к патрубку приваривают сплошным швом посредством элек-трода типа Э42А и Э46А. Сварка должна проводиться дипломированным свар-щиком.
На скважинах, продукция которых содержит сероводород, после сварки проводят термообработку сварного шва, а затем его дефектоскопию.
Проводится обвязка распределителей с пневмоприводными задвижками с помощью воздухопроводов, при этом особое внимание обращают на равномер-ную затяжку накидных гаек. Пневмоприводная дистанционно управляемая за-движка и отсекатели соединяются с помощью воздухопроводов со СУ.
Воздухопроводы спрессовываются давлением 1,5 МПа.
Конечные выключатели пневмоприводных задвижек соединяются электро-проводкой со СУ. Работа пневмоприводной дистанционно управляемой задвижки проверяется со СУ. Также проверяется соответствие положения затворов пневмо-приводных задвижек по светосигнальным лампочкам на СУ.
После установки на устье скважины ФА спрессовывается давлением, допу-стимым для лифтовой и эксплуатационной колонн.
3.3.3. Эксплуатация и ремонт арматуры
Перед освоением скважины необходимо проверить:
- плавность открытия - закрытия всех запорных устройств арматуры и наличие смазки в полости корпуса и затвора путем ее контрольной набивки;
- затяжку всех фланцевых соединений (при необходимости подтянуть шпильки);
- соответствие направления стрелки на корпусах задвижки и регулируемых дрос-селей направлению потока среды из скважины;
- правильность положения указателя «открыто - закрыто» затвора задвижки;
- правильность подсоединения обвязки воздухопроводов пневмосистемы;
- правильность подсоединения обвязки пневмосистемы и монтажа электропро-водки пневмоприводных задвижек;
- правильность установки втулки указателя на регулируемых дросселях. Для это-го вращением маховика наконечник доводят до упора в седло. При этом нулевая отметка находится на уровне торца втулки штока. В этом положении втулка ука-зателя надежно закрепляется на штоке с помощью стопорного винта);
- плавность движения шибера при подаче давления 1 МПа поочередно в верх-нюю и нижнюю полости цилиндра задвижки с дистанционным управлением и за-движки-отсекателя.
Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необхо-димо повернуть маховик на 1/4 оборота в направлении открытия.
После освоения скважины следует провести поднабивку смазки ЛЗ-162 или «Арматол-238» (для коррозионных сред) в узлы уплотнений штоков, шпинделей и затворов корпусов задвижек.
Перед началом работы все стволовые запорные устройства должны быть открыты, а все запорные устройства на боковых отводах - закрыты, за исключе-нием того, к которому крепится фланец с манометром для замера давления в за-трубном пространстве.
На боковых отводах ФА устанавливаются нужного сечения сменные втулки дросселя. Для вывода скважины на необходимый режим эксплуатации проверя-ется давление в трубах и в затрубном пространстве.
На всех режимах работы скважины давление в ФА не должно превышать рабочего. Категорически запрещается эксплуатировать задвижки в полуоткры-том положении затвора.
В процессе работы при необходимости замеряют температуру проходящей среды и нагнетают смазку в работающее запорное устройство. Температуру за-меряют с помощью термометров через термокарман. Для этого поток среды с рабочей струны переводят на запасную, при ее наличии, закрыв запорное устройство рабочей струны. Затем рабочую линию разрежают через вентиль, снимают пробку и на ее место устанавливают термокарман с термометром. За-порное устройство открывают, вновь переводят поток на рабочую струну, заме-ряют температуру среды, снова закрывают его, разрежают линию, заменяют термокарман пробкой и переводят поток среды снова на рабочую струну.
В работающую задвижку нагнетают смазку при помощи специального нагнетателя. Для этого необходимо снять колпак обратного клапана, подсоеди-нить к нему нагнетатель и с помощью рычага нагнетать смазку в корпус до тех пор, пока давление на манометре нагнетателя не будет выше давления на мано-метре верхнего буфера арматуры на (0,5-1) МПа. Первоначальная заправка смазкой проводится на заводе-изготовителе. В процессе эксплуатации смазку до-бавляют через каждые 20 открытий-закрытий, но не реже, чем через 3 мес. Нагнетание смазки ЛЗ-162 в сальниковые узлы проводится через клапаны нагне-тателем.
Так как задвижка с завода поступает отрегулированной, изменять положение регулировочного винта или гайки в процессе эксплуатации не допус-кается.
Открытие задвижки осуществляют с пульта управления путем подачи рабо-чего газа в нижнюю полость цилиндра пневмозадвижки.
При необходимости аварийного открытия или закрытия пневмоприводных задвижек, если не сработало автоматическое управление, используют узел ручно-го управления.
Как в период эксплуатации скважины, так и при проведении технологиче-ских операций давление в ФА не должно превышать рабочее. В процессе эксплу-атации в работе ФА возможны неисправности (табл.3.1).
Таблица 3.1.
Неисправности ФА и способы их устранения.
Неисправность Вероятная причина Способ устранения
1 2 3
Уплотнение фланцевых соединений
Нарушение герметичности уплотне-ний фланцевых соединений Недостаточно затянуты шпильки Затянуть шпильки
 Повреждение или износ прокладки Заменить прокладку, нанести пред-варительно на нее смазку ЛЗ-162 или "Арматол-238", для чего закрыть за-движки до и после фланцевого со-единения, разрядив полость от дав-ления и разболтить фланцевое со-единение
Задвижка пневмоприводная с дистанционным управлением, рассчитанная на 70 МПа
Задвижка не управляется со станции управления Вышел из строя соленоидный клапан Заменить клапан. Заменить солено-идную катушку
 Разрыв трубки пневмопривода Заменить трубку
 Вышли из строя уплотнительные кольца поршня пневмоцилиндра Заменить кольца в ремонтной ма-стерской
 Неполадки в электросети Устранить неполадки в электросети




Продолжение табл. 3.1.
1 2 3
Пневмоприводная задвижка-отсекатель, рассчитанная на 70 МПа (рис.3.5)
Задвижка не управляется автомати-чески при подаче давления в цилиндр со СУ Пропуск через соединения воздухо-проводов Затянуть накидные гайки
 Вышли из строя резиновые уплотне-ния Заменить уплотнения
 Вышли из строя уплотнительные кольца пилота Заменить уплотнительные кольца
 Разрыв трубки пневмопривода Заменить трубопровод
 Вышли из строя кольца поршня пи-лотов Заменить уплотнительные кольца
Регулируемый дроссель
Пропуск продукции в месте соедине-ния конических поверхностей корпу-са и втулки штока Нарушение прочности резинового кольца Заменить резиновое кольцо на новое
Пропуск продукции через сальнико-вые уплотнения Износ шевронных манжет Заменить весь комплект манжет
Ненадежное стопорение штока с по-мощью стопорного болта Изношена латунная подушка Заменить латунную подушку
Нарушен режим работы скважины Эрозионный износ конического наконечника или седла Заменить изношенную пару
Несоответствие положения указыва-ющей втулки положению коническо-го наконечника в седле Ослабло крепление указывающей втулки на штоке Укрепить втулку с помощью стопор-ного винта, предварительно приведя шток и втулку в нулевое положение
Задвижка с ручным приводом, рассчитанная на 70 МПа
Пропуск в уплотнении шпинделя и штока задвижки Вышла из строя манжета, отсутствие пасты в полости манжет Набить пасту в полость манжет
 Задир шейки шпинделя или штока Передать в ремонтную мастерскую
Резкое возрастание крутящего мо-мента при отсутствии пропуска в за-творе Поломка подшипника Заменить
 Замерзание гидрата Прогреть корпус
 Отсутствие смазки в корпусе под-шипника Закачать смазку ЛЗ-162 или "Ар-матол-238" в корпус подшипника
Пропуск среды через разрядную пробку Попадание на конусное гнездо под шарик инородных частиц или рако-вины на шарике Очистить конусное гнездо при отсут-ствии давления в задвижке. При необходимости заменить шарик
Пропуск среды через затвор задвиж-ки Отсутствие уплотнительной смазки в резервуаре щеки Заполнить резервуар щеки смазкой
 Задиры уплотнительных поверхно-стей Устранить в ремонтной мастерской
 Износ гнезда или щеки То же
Заклинил затвор задвижки, невоз-можно повернуть маховик Загрязнение рабочих поверхностей щек и плашек Устранить в ремонтной мастерской промывкой
 Попадание в полость задвижки воды или конденсата, которые замерзают в зимнее время при отсутствии смазки в корпусе задвижки Нагреть задвижку паром или горячей водой. Удалить воду и закачать в корпус смазку
Продолжение табл. 3.1.
1 2 3
Пропуски среды через прокладку из-под кулачковой гайки Недостаточно затянуто уплотни-тельное кольцо Подтянуть кулачковой гайкой
 Промыв прокладки Заменить прокладку после отключе-ния задвижки
Пропуск через прокладку обратного клапана Ослабло резьбовое соединение Подтянуть резьбу
Пропуск через центральный канал в обратном клапане Нарушение герметичности пары ша-рик-конус Заменить клапан. Завернуть крышку клапана до уплотнения конусом цен-трального канала
Задвижка не полностью открывается или закрывается Наличие в корпусе песка или раство-ра Снять задвижку, промыть, заполнить корпус смазкой


3.4. Установка и извлечение пакера
 Гидравлически устанавливаемый пакер модели StratoSeal спускается на ме-сто установки в составе колонны НКТ. Для закрепления плашек на внутренней стенке ОК и деформации уплотняющего элемента необходимо создать давление внутри ствола пакера минимум 24 МПа 11. Перед созданием давления внутрь ствола пакера бросается шарик, который садится в седло башмачного клапана. Жидкость под давлением, попадая в полость цилиндра через канал, перемещает поршень вверх, который, срезая штифты, своей конусной поверхностью застав-ляет плашки натягиваться на конус и, раздвигаясь радиально, заякориваться за стенку ЭК.
 При возрастании давления срезаются винты, и верхний конус, перемещаясь вверх вместе с обоймой, сжимает манжеты, герметизируя пространство между пакером и стенкой ЭК. Одновременно стопорная шлипса, перемещаясь по насеч-кам поршня при движении его вверх, препятствует его возврату.
 Пакер извлекается на колонне подъемных труб. Специальный инструмент для его извлечения спускается на колонне НКТ или бурильных труб до места установки пакера. После создания усилия, равного 68 кН, необходимого для фиксирования замка в посадочном кольце, инструмент поднимают. Штифт поса-дочного кольца срезается и кольцо упирается в нижнюю часть ствола. При дви-жении ствола вверх вместе с инструментом пакерующий элемент возвращается в первоначальное состояние, плашки разжимаются, пакер освобождается от ОК и извлекается.

3.5. Неисправности оборудования для эксплуатации газовых скважин
Таблица 3.2.
Неисправности оборудования для эксплуатации газовых скважин и способы их устранения.
Неисправность Вероятная причина Способ устранения
1 2 3
Распределитель направляющий
Преждевременное срабатывание Неправильная регулировка пружины Отрегулировать пружину
 Поломка пружины клапана Заменить пружину
Падение давления в сигнальной ли-нии (утечки) Негерметичен клапан Разобрать клапанное устройство, осмотреть, очистить клапан
 Контрольное давление ниже 2,5 МПа Перевести поршень в нейтральное положение
Несрабатывание распределителя при изменении давления под поршнем Заклинило поршень Закрыть вентиль под поршнем. Снять и разобрать распределитель, прочи-стить поршень и после проверки движением его вручную собрать и установить на трубопроводе
 Неправильно настроен распредели-тель Настроить распределитель на требу-емые пределы давлений
Пилот не перекрывает сигнальную линию Недостаточно давление в выкидном трубопроводе Повернуть ручку и привести поршень в нейтральное положение
Станция управления СФК-60 с электроприводом насоса
При нажатии на кнопку "пуск" насос станции не работает Не включен тумблер датчика давле-ния Включить тумблер. О включении тумблера будет свидетельствовать зажженая лампа
 Контакты манометров станции и на скважине установлены на нуль Установить контакты манометров на требуемые пределы давления
 Не включен автоматический выклю-чатель Включить автоматический выключа-тель
 Вышли из строя предохранители Заменить предохранители
После включения насоса давление создается, а после остановки насоса происходит быстрое его падение Имеются утечки в гидросистеме Проверить и затянуть все трубопро-водные соединения
 Имеются утечки в присоединенных к станции устройствах распределителя (направляющем или клапане-отсекателе) Устранить утечки.
Клапан-отсекатель извлечь и осмот-реть
 Негерметичен запорный орган раз-грузочного клапана Разобрать разгрузочный клапан и проверить запорный орган
При работе насоса не создается дав-ление в гидросистеме Негерметичен запорный орган раз-грузочного клапана Разобрать разгрузочный клапан и проверить запорный орган

Продолжение табл. 3.2.
1 2 3
 Малая длина хода штока насоса, система долго заполняется рабочим агентом Увеличить длину хода штока насоса
Клапан-отсекатель Weatherford 3-1/2 W-10
Наблюдается падение создаваемого давления в трубке управления Нарушены манжеты Извлечь клапан-отсекатель, осмот-реть и заменить манжеты
 Нарушено соединение трубки управ-ления с клапаном-отсекателем Проверить и подтянуть накидные гайки соединения
Наблюдается утечка продукции скважины в закрытом клапане-отсекателе Повреждена пара "седло-тарелка" Заменить седло клапана или прите-реть тарелку к седлу
 Негерметичен уравнительный клапан Извлечь и разобрать клапан-отсекатель, осмотреть уравнитель-ный клапан. При необходимости провести притирку пары клапана
При снятии давления в трубке управ-ления клапан-отсекатель закрывает-ся медленно или не закрывается  Забита трубка управления Извлечь клапан-отсекатель и прока-чать трубку управления
 Заклинило шток Извлечь и разобрать клапан-отсекатель, заменить пружину
Клапан ингибиторный
Клапан не срабатывает Забился проход Извлечь клапан, очистить и оттари-ровать
Камера скважинная (карман)
После замены глухой пробки на ин-гибиторный клапан наблюдается утечка Не посадили ингибиторный клапан Досадить
 Негерметичны обратный клапан и пара "шар-седло" Поднять клапан и устранить дефекты
Резъединитель колонны
Не происходит разъединение колонн после разгрузки труб и перемещения цанги Недостаточная разгрузка труб Дополнительно разгрузить трубы, переместить цангу и повторить разъ-единение
Отсутствие герметичность после со-единения колонны Вышли из строя манжеты Извлечь колонну и заменить манжеты
После соединения колонны отсут-ствует зацепление с оставляемой ча-стью Вышла из строя цанга Извлечь колонну, заменить цангу
Пакер гидравлический Stratoseal
Давление поднимается до необходи-мой величины, но башмачный клапан не срывается Число и материал срезных винтов выбраны неправильно Спустить кувалду и ударами меха-нического ясса срезать башмачный клапан
 Имеется утечка на участке "ствол пакера-башмачный клапан" Устранить утечку
 Имеется противодавление пласта Давление посадки увеличить до ве-личины, равной противодавлению пласта, и если клапан вновь не среза-ется, опустить кувалду и срезать клапан механическим путем
Наблюдается утечка при опрессовке посадочного пакера Башмачный клапан срезался преж-девременно Спустить приемный клапан и доса-дить пакер
 Неправильно выбран наружный диаметр пакера Извлечь и заменить пакер
Продолжение табл. 3.2.
1 2 3
 Негерметичны подъемные трубы или составные части комплекса Герметичность скважинного обору-дования проверить установкой глу-хой пробки. При негерметичности извлечь

3.6. Оборудование устья для проведения канатных работ
 Для проведения канатных работ в скважинах под давлением применяется комплекс оборудования ОУГ-80×500 (рис.3.6). Оно состоит из узла уплотнения проволоки 1 с направляющим роликом, трехсекционного лубрикатора 2, мано-метра с разделителем 3 и трехходовым вентилем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, цепи 6, монтажной мачты 8 и стяжного ключа 7 и полиспаста 9 19.
 Узел уплотнения проволоки (рис.3.7) с направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстиями под проволоку диаметром 2,4 мм. Уплотнители поджимаются сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями распо-ложена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель при обрыве проволоки. Она позволяет заменить резиновые уплотнения под давлением при их выходе из строя. На корпусе уплот-нителя на подшипниках 7 установлен кронштейн 8, вращающийся вокруг верти-кальной оси. В верхней части кронштейна расположен ролик 6, обеспечивающий направленное движение проволоки при ее движении. Секции лубрикатора изго-тавливаются из НКТ, рассчитанных на давление большее, чем на устье скважины. Трубы выбираются такого диаметра, чтобы можно было обеспечить прием всех инструментов, спускаемых или поднимаемых на проволоке. Длина каждой секции 2,5 м. Они соединяются между собой быстросборными соединениями с резино-выми уплотнительными кольцами. Для удобства и безопасности ведения работ стараются уменьшить число секций до минимума, при этом общая длина их должна обеспечивать прием самого длинного набора спускаемых в скважину ин-струментов.
Превентор плашечный (рис.3.8) состоит из корпуса 3, имеющего верти-кальный проход 76 мм, крышек 2, плашек 5, винтов 1 и перепускного клапана 4.
Для соединения превентора с лубрикатором и нижним патрубком преду-смотрены быстросборные соединения со стволовой задвижкой арматуры. Плаш-ки выполнены из пустотелого бронзового цилиндра с привулканизированными уплотнениями. От проворачивания при ее перемещении предохраняет шпонка 6. На наружной поверхности плашки имеются каналы для выравнивания давления, что облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья скважины.
Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установлен перепускной клапан, который уравновешивает давление под и над плашками. При выравнивании давления необходимо вывернуть пробку пе-репускного клапана до упора в ограничительный винт.
К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяже-ние проволоки.
Измеритель натяжения проволоки (индикатор) ИН-1 предназначен для ви-зуального контроля натяжения проволоки при СПО, проводимых с помощью ка-натной техники. Он состоит из силоизмерительного датчика растяжения, измери-тельного прибора, комплекта соединительных кабелей.
Датчик (рис.3.9) выполнен на базе мембранного чувствительного элемента 1. Мембрана состоит из двух стоек, которые снабжены элементами дифференци-ального индуктивного преобразователя, перемычкой 2 и магнитопроводом с ка-тушкой 3. На корпусе 4 датчика установлен штепсельный разъем 5. Для включе-ния в силоизмерительную цепь датчик оборудован двумя серьгами 6, одна из ко-торых сочленена с корпусом, а вторая - с центральным стержнем мембраны.
Техническая характеристика ИН-1
Максимальное замеряемое усилие, кН............................................................9,8
Пределы измерения усилий, кН...................................................................0...3,92
            0...5,88
            0...9,8
Угол перегиба проволоки на оттяжном ролике, градус......................................95 ± 2
Основная погрешность, % ..........................................................................± 2,5
Дополнительная погрешность, %
 при изменении температуры окружающей среды в рабочем диапазоне
 на каждые 10°С.................................................................................1,0
 при изменении напряжения источника питания 12 ± 1,5 В...........................1,0
Максимальная скорость движения проволоки, м/с..............................................6,0
Диаметр проволоки, мм...........................................................................1,6 + 2,6
Потребляемая мощность, Вт, не более.............................................................10

 Силоизмерительный датчик растяжения преобразует усилия растяжения в пропорциональный электрический сигнал.
Устройство ИН-1 в комплекте работает следующим образом (рис.3.10).

 Силоизмерительный датчик нагрузки 3 устанавливается последовательно с цепью 2, связывающей оттяжной ролик 4 с ФА 1 скважины. Проволока 5 на от-тяжном ролике делает перегиб, угол которого равен 95±2°, для обеспечения по-казаний в пределах основной погрешности прибора.
Для измерения натяжения проволоки применяется также гидравлический индикатор (рис.3.11). Он состоит из трех элементов: индикатора веса 3, комплек-та шлангов 2, датчика нагрузки 1.
Датчик нагрузки 1 преобразует измеряемую нагрузку в гидравлический сигнал и подает его на индикатор. Это осуществляется чувствительной диафраг-мой, расположенной в корпусе датчика. Сигнал передается с помощью шлангов. Шланги при необходимости можно удлинить.
Индикатор предварительно заполняется специальной жидкостью через кон-трольный клапан. Для этого можно использовать ручные насосы.
Для работы индикатор устанавливается при помощи кронштейна на пульте лебедки. Перед установкой следует убедиться в исправности индикатора, для че-го необходимо установить шкалу индикатора на нуль. Далее следует приложить нагрузку на прибор, не превышающую 75% значения шкалы, затем снять нагрузку и отрегулировать индикатор таким образом, чтобы стрелка оказалась на нуле. После осуществления указанной операции прибор готов к работе.