гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении

• Название: Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
• Дата: 17.02.2023
• Размер: 394.56 Kb.
• Имя файла: гнвп.docx
• Тип: Лекция; #942346
• страница: 8 из 14

часть патрубка-переводника имеют замковую резьбу под сочленяемые трубы по : ГОСТ 5286-58 и ГОСТ 633-63.

Торец нижней части патрубка расточен и обработан под седло для тарелки клапана (2). Прижатие тарелки клапана (2) к седлу достигается за счет: Пружины (3), насаженной на шток (4) клапана., Пружина одним своим концом ( в Рис.44. верхней части) упирается в шайбу (5) и гайку (6), а вторым концом в основание направляющей (7) Усилие прижатия тарелки клапана (2) к седлу регулируется гайкой (5), перемещаемой на

резьбе штока и возможного давления флюида на тарелку клапана снизу. Шток (4) к тарелке (2) крепится на резьбе и прихватываетсяэлектросваркой, чтобы предотвратить отворачивание тарелки от штока в процессе эксплуатации.

Направляющая (7) ввернута в трехладковый упор (8), а упор упирается на плечики специальной проточки в патрубке переводника (1). Таким образом, давление пружины с одной стороны через основание направляющей и упор передается на корпус патрубка, а с другой стороны через шайбу и гайку на подвижный шток и тарелку клапана, прижимая последнюю к седлу. При наличии в компоновке труб тарельчатого обратного клапана движение флюида по трубам возможно только в одном направлении и при условии, что давление флюида на тарелку клапана ( по направлению открытия клапана) будет больше давления, создаваемого пружиной для прижатия тарелки к седлу. При необходимости движения флюида по трубам в обоих направлениях и при установленном клапане в компоновке труб находящихся под давлением, надо отжать тарелку клапана от седла, что возможно при использовании специального приспособления описание которого дано ниже.

Рис. 45. Разновидности тарельчатых клапанов.



Рис.46.

Разновидности конусных обратных клапанов..

Приспособление для открытия обратного клапана.

 Приспособление для открытия обратного клапана применяется в случаях, когда для ликвидации газонефтепроявлений необходимо перейти на обратную промывку с одновременной заменой промывочной жидкости или снижения

давление в бурильных трубах. Необходимость установки клапана при

аварийном фонтанировании. Необходимость замера давления за клапаном.

Приспособление состоит из корпуса 3, в котором имеются отводы 11 с кранами высокого Рис.66.

давления 10; нажимного винта 15 со штурвалом 16 и сальникового уплотнения 13, установленного между нажимной втулкой 14 и кольцом 12; при использовании оно навинчивается на обратный клапан. Обратный клапан открывается за счет вращения штурвала 16. Рис.47.

При этом нажимной винт, перемещаясь, открывает обратный клапан.



Рис.48. Рис.49.

Разновидностью приспособления для отжатия тарелки обратного клапана от седла является устройство, изображенное на рис.48. При вворачивании переводника (2) (по трапепендальной резьбе (ГОСТ 9484-60) в переводник (1) происходит надавливаниеголовкой (5) упорного штока (4) на шток обратного клапана и отжатие тарелки клапана от седла. Для предотвращения разъедания трапецеидальной резьбы между переводниками (1 и 2), продуктом движущимся по каналу труб, между ниппелем переводника и внутренней стенкой корпуса переводника (I) установлено резиновое уплотнительное кольцо (7).

Установка клапана обратного тарельчатого типа в трубы, через которые идет фонтанирование, возможна только при открытом клапане, т.к. в этом случае фонтанная струя продолжает свое течение через канал и мы незначительно изменяем ее параметры.

Эта операция выполняется в сборке клапана с рассматриваемым приспособлением, как это показано на рис.49 .

Шаровые краны.

Краны шаровые предназначены для перекрытия проходного сечения бурильного инструмента с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении скважины и в процессе ликвидации открытых фонтанов.

Краны шаровые верхние и нижние типа КШВ и КШИ. При бурении скважин краны типа КШН (с правой присоединительной резьбой) устанавливают под ведущей трубой, типа КШВ (с левой присоединительной резьбой) — монтируют под вертлюгом.

Краны (рис. 1.19) состоят из верхнего 1 и нижнего 10 корпусов, между которыми расположен запорный узел, включающий шаровую пробку 6, втулку 4 управления шаровой пробкой 6, седло 9 и тарельчатые пружины 2. Герметизация запорного узла достигается при помощи уплотнительных резиновых колец 3, 5, 7, 8.

Рис.50. Кран шаровой типа КШН и КШВ

Кран шаровой с опорными цапфами типа КШЦ устанавливается под ведущей трубой. Отличительной особенностью этой конструкции является то, что шаровая пробка установлена на цапфах и уплотнительные прокладки выполнены из фторопласта. Это позволяет уменьшить усилие открытия крана при одностороннем давлении.

Кран состоит из корпуса 10, шаровой пробки 9, двух плавающих седел 1 с фторопластовыми уплотнительными кольцами 4, .Рис.51.

поджатых тарельчатыми пружинами 2, двух стаканов — верхнего 13 и нижнего 5, фиксирующих положение шаровой пробки, гайки 11, узла управления шаровой пробкой 6, упора 12 и резиновых уплотнительных колец 3, 7, 8.

Краны можно применять при рабочих давлениях до 35 МПа.

Краны на бурильный инструмент устанавливают в открытом положении. После закрепления машинным ключом при необходимости закрывается. Закрытие производится специальным ключом. Если открытие крана при одностороннем давлении затруднено, необходимо создать противодавление

Требования к аварийной трубе и аварийной сборке.

Аварийная труба.

При проведение работ по строительству скважин, для управления скважиной в случае возникновения ГНВП, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны.

Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300–400 мм ниже плашек превентора.

Длина специальной трубы должна быть 6–9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран, при необходимости возможна установка обратного клапана.

Доступ к трубе должен быть свободным. Резьбовые соединения очищены от грязи, снега, льда. Шаровой кран и обратный клапан должны быть в открытом состоянии.

Аварийная сборка (запорная компановка).

Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин.

Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под  диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

Применение рабочей трубы (73мм, 89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо Рис.52.

произвести смену переводника.

При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

Перед сдачей запорной компоновки в бригады освоения и ремонта скважин изделие должно быть подвергнуто испытанию опрессовкой на величину пробного давления пробкового крана КППС-65x140хл. Время испытания не менее 10 мин. Результаты испытания заносятся в паспорт на изделие.

Периодически, не реже одного раза в квартал, запорная компоновка совместно с превентором проходит испытания, с занесением в паспорт проверок.

При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ и защиту от попадания грязи и брызг.

Запорная компоновка, при хранении, должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Надпревенторная катушка.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности требуют, чтобы все схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием в верхней части должны включать фланцевую катушку Надпревенторная катушка предназначена для облегчения монтажа дополнительного противовыбросового оборудования при проведении работ по ликвидации ГНВП и открытых фонтанов Кроме того, надпревенторная катушка, выполняя роль центратора, предохраняет корпус превентора от истирания и удара му фтами труб при спускоподъемных операциях. Технические характеристикинадпревенторной катушки (рабочее давление, внутренний диаметр и присоединительные размеры) должны соответствовать техническим характеристикам превенторной установки. Высота катушки должна быть не менее 300 мм и обеспечивать свободное прохождение шпилек между фланцами. На надпревенторную катушку, как и на всё противовыбросовое оборудование, должен быть технический паспорт завода изготовителя и Акт опрессовки на рабочее давление на стенде в условиях мастерской до монтажа на устье скважины. При этом опрессовку катушки и транспортировку к устью

Рис.53. скважины производят совместно с собранным превентором.

После установки на устье на фланцевую катушку, монтируется воронка с разъёмным жёлобом.

Манифольд противовыбросового оборудования.

Манифольд предназначен для обвязки противовыбросового оборудования с целью воздействия на скважину и выполнения следующих технологических операций:

- разрядка скважины путем выпуска флюида пласта через выкиды;

- замена газированного раствора в скважине буровым раствором из запаса;

- выпуск бурового раствора с регулируемым противодавлением на пласт при помощи штуцера, установленного на линии дросселирования;

- закачка глинистого (цементного) раствора насосом или ЦА.

Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий глушения и дросселирования. Первая служит для глушения скважины путем закачки утяжеленного раствора и в отдельных случаях для выпуска газированного бурового раствора через камеру-дегазатор в дополнительно установленную желобную систему.

Линия дросселирования служит для восстановления равновесия между гидростатическим и пластовым давлениями. При этом давление перед штуцером меняется в сложной зависимости.

Если не известен характер изменения давления перед дросселем, то трудно обеспечить необходимый режим давления в бурильных трубах. Изменение давления перед штуцером и регулирование давления в манифольдной линии бурового насоса называется аварийным управлением процессом. Для этого строят график изменения давления на дросселе в зависимости от Рпл иРу.

Разработаны манифольды двух типов: МП — с клиновыми задвижками, МПП — с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП подразделяются на три схемы с ручным управлением задвижек и нерегулируемыми штуцерами со сменными насадками: первая схема — 2 выкида, 8 задвижек, 3 штуцера; вторая - 2 выкида, 9 задвижек, 4 штуцера; третья —4 выкида.

Манифольды типа МПП имеют следующие основные узлы и детали: прямоточные задвижки гидроприводом и ручным управлением, регулируемые и быстросменные штуцера. Манифольды типа МПП подразделяются на 4 схемы:

первая схема — с двумя выкидами (МПП1):

вторая — с двумя выкидами (МПП2);

третья — с четырьмя выкидами (МППЗ);

Рис.54. четвертая — с тремя выкидами, направленными в одну сторону.

Ранее диаметры проходного отверстия манифольдов составляли 65, 80 и 100 мм на рабочие давления от 21 до 70 МПа. ГОСТ 13862—75 предусматривает два проходных сечения для всех типов манифольдов: 100 мм на рабочие давления от 21 до 35 МПа и 80-мм и более на рабочие давления от 70 МПа и выше.

Манифольды МПП с гидравлическим управлением позволяют проводить дистанционное открытие и закрытие коренных задвижек. В случае неисправности гидравлического управления имеется ручной привод, который не только открывает задвижки, но может и закрывать их. Линии глушения и дросселирования изготовляются из высококачественных бесшовных труб равнопроходного сечения, выдерживающих давление не менее рабочего давления превентора.

Выпускается несколько типов манифольдов в зависимости от схемы противовыбросового оборудования и рабочего давления. Маиифольды рассчитаны на давления 21, 35 и 70 МПа.



Рис.55.

Выкидные линии позволяют направлять жидкость высокого давления из скважины в желобную систему, специальные амбары или запасные емкости.

Фланцевые соединения уплотняются только при помощи металлических прокладок-колец. Выкидные линии от фланцев крестовины, тройника и на всем протяжении трубопровода должны иметь равнопрочное сечение.

Все узлы манифольдного оборудования соединяются только на стандартных трубных резьбах и фланцах. Запрещается применять для соединения сварку.



Рис.56.



Рис.57. Примерная схема обвязки.

Прямоточная задвижка манифольда. Задвижка состоит из плоскопараллельного шибера, гидроцилиндра, поршня, уравновешивающего штока, нажимного штока со штурвалом, манжеты V - образного сечения для штока поршня. Конструкция затвора предусматривает двустороннее самоуплотнение. Управление задвижкой дистанционное гидравлическое. Момент на маховике при открытии задвижки под давлением 70 МПа находится в пределах 100—150 Н•м.

Задвижка ЗМГ-80х700 гидроприводная предназначена для тех же целей, что и задвижка ЗМ-80х700, и по конструкции отличается от последней наличием гидроцилиндра с поршнем. Открывается и закрывается задвижка с пульта гидроуправления превенторной установки при давлении в гидроцилиндре до 6 МПа. Предусмотрена также возможность ручного закрытия задвижки путем вращения маховика по часовой стрелке. При этом

Рис.58.

шпиндель, опускаясь, упирается в поршень, соединенный с плоским шибером, перемещает его вниз до совпадения отверстий шибера и седел. Задвижки типов ЗПГМ-80Х700А и ЗПМ-80Х700А незначительно отличаются по конструкции от задвижки типа ЗМГ-80Х700. В прямоточных задвижках движение потока жидкости (смеси) через проходное отверстие прямолинейно, а в клиновых — через уступ, что приводит к завихрению потока при открытом затворе и скорому выходу его из строя вследствие абразивного износа. Ниже приведены технические характеристики задвижек с ручным и гидравлическим управлением.



Задвижка управляется подачей рабочей жидкости под давлением 2 - 6 МПа в полость гидроцилиндра: сверху для открытия задвижки, снизу — для закрытия.

Шибер в задвижке имеет плоскую форму, гидроцилиндр имеет демпфирующее устройство для ослабления гидравлического удара.

Конструкция задвижки предусматривает заполнение внутренней полости корпуса защитной смазкой для предотвращения осаждения в нем механических, примесей. Задвижки на выкидных линиях манифольда в процессе бурения всегда открыты, а на отводе в желоб и отводах для подсоединения цементировочных агрегатов — закрыты. При возникновении газонефтеводопроявлений после закрытия превенторов две задвижки, установленные после манометров на каждой линии, закрывают. Часто в процессе нефтепроявлений закрывают по одной

Рис.59. задвижке на каждой линии после манометров.

Работоспособность задвижек проверяется согласно утвержденному графику путем их закрытия и открытия. Затвор задвижки обеспечивает нормальную работу на режиме двустороннего самоуплотнения.

 Первые прямоточные задвижки (от крестовины ОП) закрываются с пульта- управления бурильщиком, а помощники бурильщика докрепляют плашки с помощью штурвалов. Остальные задвижки на линии глушения и дросселирования закрываются при помощи колесного маховика на задвижках. На задвижке имеется указатель положений «открыто» и «закрыто». Прямоточная задвижка с ручным управлением отличается отсутствием гидроцилиндра и наличием шпинделя со штурвалом. Создана задвижка ЗКЛ-60х320 повышенной стойкости против сульфидного растрескивания. Корпус этой задвижки литой из сталимарки 20JI; задвижка работает в условиях контакта с сероводородсодержащими средами.

Применение углеродистой стали для изготовления литых сероводородостойких изделий стало возможным благодаря подбору и применению режимов термической обработки, повышающей стойкость углеродистых сталей против сероводородного растрескивания.

Сбросовые линии после батареи задвижек предусматриваются из труб диаметрами 89 и 114 мм из сталей марки Д и толщиной стенок не менее 10 мм без внутренней высадки концов. Фланцы от крестовины до задвижек управления соединяются с трубами посредством трубной резьбы на смазке.

В дополнение к типовым схемам 1, 1а и. 2 условный диаметр

Рис.60. проходного сечения принят равным 80 мм и считается предпочтительным для обвязок противовыбросового оборудования рабочим давлением до 70 МПа включительно. Кроме того, после установки быстросменного дросселя допускается сборка трубопроводов на муфтовых соединениях с применением графитовой смазки. Диаметры резьбовых соединений на сбросах манифольдов могут изменяться в зависимости от диаметра применяемых труб. Запрещается применение узлов и деталей манифольда, изготовленных с отступлением от технических условий. При получении от заводов- поставщиков нового оборудования обращается внимание на наличие технического сертификата

Линия глушения должна иметь сброс в амбар, амбар должен быть обвалован.

Линии дросселирования и глушения не должны пересекать подъездные пути; они должны находиться в стороне от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений.

Расстояние от концов манифольда до выхлопных труб дизелей, линий электропередач, склада ГСМ, водяных скважин с электроприводом и бытовых помещений должно быть не менее 40 м.

По всей длине выкидных линий должен быть уклон в сторону сброса, и консоль на концах не должна превышать 0,5 м. Разрешаются повороты выкидных линий после быстросменных дросселей при использовании тройников с буферным устройством или массивных кованых угольников, предварительно опрессованных на рабочее давление превенторной установки.

Все задвижки манифольда противовыбросового оборудования должны иметь номера на металлических бирках.

Порядок продувки выкидных линий.

а)открываются прямоточные гидравлические задвижки (задвижки-отсекатели) и задвижки для подсоединения агрегатов, закрываются концевые задвижки. Линия дросселирования продувается через линию для обратной промывки;

б)линия глушения продувается через первый тройник на этой линии при условии, что перед штуцерной камерой закрыта задвижка;

в)закрываются задвижки после манометров и обе линии продуваются на сброс.

Либо порядок продувки следующий:

а)при подъеме бурильной колонны уровень бурового раствора в обсадной колонне снижается на 2—3 м ниже крестовины, открываются задвижки-отсекатели и задвижки по всей длине выкидной линии, за исключением концевой задвижки. Продувка проводится через линию, используемую для работы пластоиспытателем;

б)линии глушения продуваются через отвод для подсоединения цементировочного агрегата.

После продувки линий дросселирования и глушения задвижки приводятся в исходное положение.

Срок продувки линии глушения и дросселирования — один раз в неделю. Результаты проверки отмечаются в журнале проверки ПВ оборудования.

Регулируемый штуцер (дроссель) - предназначен для дросселирования потока бурового раствора при газоводонефтепроявлениях скважины, чтобы создать бесступенчатое регулирование противодавления на забой скважины, недопущение ГРП, превышения критического давления. Вращением штурвала регулируется открытие насадки штуцера путем перемещения конического наконечника, что приводит к изменению сечения кольцевой щели. Через насадку протекает поток бурового раствора или флюида скважины. Для повышения износостойкости дросселя насадку и конический наконечник изготовляют из твердого сплава ВКЗМ.

Рис.61.

 Рис.62.

Дроссель относится к ремонтируемым изделиям и для дросселя, не работавшего в условиях открытого фонтанирования средний срок до списания составляет 7 лет, средний ресурс до капитального ремонта — 4,5 года, средняя наработка на отказ— 1000 ч.



Площадь сечения штуцера регулируют вращением маховика вручную, при этом шпиндель с наконечником, вращаясь по трапецеидальной резьбе крышки, изменяет степень открытия отверстия в насадке.

Ручное управление штуцером требует непосредственного участия работающего персонала и занимает определенное время. Более совершенная конструкция регулируемого штуцера с гидравлическим дистанционным управлением ШР.

Конструктивно штуцер с гидроприводом отличается от штуцера с регулируемым управлением наличием резинового регулятора, который деформируется под действием давления жидкости, поступающей под поршень из гидропривода. Для регулирования давления в гидропривод штуцера подается масло и поршень получает поступательное движение.

Специальной втулкой поршень давит на резиновый элемент, уменьшая его проходное отверстие. ШР устанавливают между задвижкой и отбойной камерой.

Быстросменный штуцер устанавливают в конце рабочих струн.

Регулируемые штуцера испытывают на прочность гидравлическим давлением (пробное); при этом Ппроб = 2 раб. Время нахождения штуцера под пробным давлением 6 мин, не считая времени, необходимого для осмотра. Гидравлическое давление подается в одну из горловин корпуса при заглушённых остальных горловинах.

Допускается падение давления в течение первых двух минут, составляющее 3% от пробного давления.

Испытание на герметичность производится при Рпроб = Рраб.

Гидравлическое давление подается в одну из полостей корпуса дросселя при заглушённой второй полоске, и установившееся давление выдерживают в течение 5 мин. Среда испытания — водный раствор с ингибитором коррозии. После испытания дроссель продувают воздухом и подвергают консервации.

Дроссели, выдержавшие гидравлические испытания, должны проходить периодические испытания в составе манифольда противовыбросового оборудования.

Разработаны нерегулируемые дроссели трех типов, а выпускаются двух типов: быстросменный корпусный штуцер и нерегулируемый сменный штуцер-насадка «сураханского» типа. Конструкция быстросменного корпусного нерегулируемого штуцера приведена на рис.

Быстросменный дроссель предназначен для ступенчатого регулирования противодавления на устье методом установки насадок различного диаметра — 5, 10, 15, 20 и 30 мм.

Для смены насадки вывинчивают крышку и вместе с рым-болтом извлекают обойму с насадкой.

Нерегулируемый сменный штуцер-насадка «сураханского» типа устанавливается в манифольдах МПП1Р-100Х210, МГ1П2Г-100Х210 и др.

Штуцер-насадка состоит из корпуса, сменных насадок разного диаметра и прокладок.

Усовершенствованый дроссель «сураханского» типа, и дроссель быстросменный выпускается под шифром ДБ80Х350. Для смены насадки штуцера требуется закрыть прямоточную задвижку с гидроуправлением на манифольде и задвижку на крестовине дросселя, а затем разобрать фланцевые соединения выкида манифольда. В штуцере «сураханского» типа резиновые прокладки недолговечны при гидроабразивном потоке из скважины. Скорость потока в штуцере весьма высока, поэтому возможно разъедание тела штуцера даже в том случае, если фонтанирующая смесь не несет с собой большого количества твердых частиц (песка). Для повышения износостойкости материал, из которого изготовляется штуцер, постоянно совершенствуется. В настоящее время выпускаются штуцера из термически обработанной стали и керамики.

Разработан быстросменный штуцер типа ШБМ-80Х700А. Штуцер предназначен для ступенчатого регулирования противодавления на забой скважины. Внутри литого корпуса штуцера между седлами расположен шибер. В шибере имеется коническое отверстие, в которое закладывается насадка из стали марки IIIX15 с необходимым отверстием. Каждый штуцер комплектуется семью насадками с отверстиями диаметрами 5, 8, 10, 15, 20, 25 и 30 мм.

Насадки меняются без отсоединения штуцера от линии манифольда путем отвинчивания крышки штуцера и извлечения шибера с помощью прикрепленного к нему кронштейна. Между крышкой и корпусом имеется уплотнительное металлическое кольцо.

Освоено производство пультов управления регулируемыми штуцерами. Пульт управления снабжен манометрами, показывающими давление перед штуцером и в гидросистеме: винтовым рычагом, регулирующим клапан; дросселем для отключения регулируемого штуцера.

Рис.63. Пульт дистанционного управления дросселем с гидроприводом

Пульт дистанционного управления дросселем с гидроприводом включает: 1-2 – Приборы, показывающие давление в бурильных трубах и в затрубном пространстве скважины. 3 – Цифровой индикатор скорости подачи насосов в ходах в минуту. 4 – Цифровой индикатор общего числа ходов насосов и кнопка “Сброс”. 5 – Рычаг управления гидроуправляемым дросселем. 6 – Часы. 7 – Цифровой индикатор масштаба времени и кнопки увеличения / уменьшения масштаба. 8 – Цифровой индикатор степени открытия дросселя в %. 9 – Кнопка выбора и световой индикатор выбранного дросселя (правый/левый). 10 – Кнопка выбора и световой индикатор чувствительности дросселя.